EA002944B1 - Способ создания ствола скважины - Google Patents
Способ создания ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA002944B1 EA002944B1 EA200101263A EA200101263A EA002944B1 EA 002944 B1 EA002944 B1 EA 002944B1 EA 200101263 A EA200101263 A EA 200101263A EA 200101263 A EA200101263 A EA 200101263A EA 002944 B1 EA002944 B1 EA 002944B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- drilling device
- wellbore
- drilling
- section
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 113
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 86
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 3
- 230000032258 transport Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims abstract 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 abstract 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 8
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/14—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for displacing a cable or a cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/18—Anchoring or feeding in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Способ создания ствола скважины в земной формации, содержащего первую секцию ствола скважины и вторую секцию ствола скважины, проникающую через содержащую углеводородную текучую среду зону (64) земной формации. Способ содержит бурение первой секции ствола скважины, расположение дистанционно управляемого бурильного устройства (3) в выбранном местоположении в первой секции ствола скважины, причем от этого выбранного местоположения бурится второй ствол скважины, и расположение производственного трубопровода (70) для углеводородной текучей среды в первой секции ствола скважины в уплотняющей связи со стенкой ствола скважины, при этом трубопровод снабжен средством (76) управления протеканием текучей среды и впускным отверстием для текучей среды в жидкостной связи с упомянутым выбранным местоположением. Бурильное устройство приводится в действие для бурения второй секции ствола скважины, благодаря чему во время бурения бурильного устройства через содержащую углеводородную текучую среду зону поток углеводородной текучей среды из второй секции ствола скважины в производственный трубопровод управляется средством (76) управления протеканием текучей среды.
Description
Настоящее изобретение касается способа создания ствола скважины в земной формации, содержащего первую секцию ствола скважины и вторую секцию ствола скважины, проникающую через содержащую углеводородную текучую среду зону земной формации.
При обычных способах бурения ствола скважины колонна бурильных труб, включающая буровую коронку на своем нижнем конце, вращается в стволе скважины, в то время как буровой раствор закачивается через продольный канал в колонне бурильных труб, и этот буровой раствор возвращается к поверхности через кольцевое пространство между колонной бурильных труб и стенкой ствола скважины. Когда происходит бурение через слой грунта, не содержащий текучей среды, вес и скорость нагнетания бурового раствора выбирают так, чтобы давление на стенку ствола скважины сохранялось между нижним слоем, при котором ствол скважины становится нестабильным, и верхним слоем, при котором стенка ствола скважины разрывается. Когда ствол скважины бурят через зону, содержащую углеводородную текучую среду, давление бурового раствора, кроме того, должно быть выше давления, при котором углеводородная текучая среда начинает протекать в ствол скважины, и ниже давления, при котором происходит нежелательное внедрение бурового раствора в формацию. Эти требования налагают определенные ограничения на процесс бурения, и особенно на длину промежутков ствола скважины, на которых в стволе скважины следует устанавливать обсадную трубу. Например, если давление бурового раствора у основания ствола скважины только немного ниже верхнего предела, при котором происходит нежелательное внедрение бурового раствора в формацию, давление бурового раствора в верхней части промежутка ствола необсаженной скважины может быть близким к нижнему пределу, при котором происходит нежелательный приток углеводородной текучей среды. Максимальная допустимая длина промежутка необсаженной скважины зависит от удельного веса бурового раствора, давления углеводородной текучей среды в формации и высоты колонны бурового раствора.
Кроме того, на практике осуществляют бурение через содержащую углеводородную текучую среду зону при давлениях в стволе скважины ниже давления текучей среды формации, и эта методика обычно называется бурением с отрицательным дифференциальным давлением. Во время бурения с отрицательным дифференциальным давлением углеводородная текучая среда протекает в ствол скважины, и, следовательно, требуется разработать буровое оборудование на поверхности для манипулирования таким притоком. Помимо этого, следует предпринимать специальные меры для управления давлением текучей среды в стволе скважины во время процесса бурения.
Целью настоящего изобретения является создание способа бурения ствола скважины через содержащую углеводородную текучую среду зону земной формации, облегчающего ограничения, налагаемые на процесс бурения при обычном бурении ствола скважины, и позволяющего иметь давление в стволе скважины ниже давления текучей среды формации при обеспечении возможности удовлетворительной манипуляции любым притоком углеводородной текучей среды в ствол скважины.
В соответствии с изобретением разработан способ создания ствола скважины в земной формации, содержащего первую секцию ствола скважины и вторую секцию ствола скважины, проникающую через содержащую углеводородную текучую среду зону земной формации, содержащий следующие операции:
бурение первой секции ствола скважины;
расположение дистанционно управляемого бурильного устройства в выбранном местоположении в первой секции ствола скважины, от которого бурится вторая секция ствола скважины;
расположение производственного трубопровода углеводородной текучей среды в первой секции ствола скважины в уплотняющей связи со стенкой ствола скважины, при этом трубопровод снабжен средством регулирования расхода текучей среды и впускным отверстием для текучей среды в жидкостной связи с выбранным местоположением;
приведение в действие бурильного устройства для бурения второй секции ствола скважины, посредством чего во время бурения бурильного устройства через содержащую углеводородную текучую среду зону поток углеводородной текучей среды из второй секции ствола скважины в производственный трубопровод управляется средством управления протеканием текучей среды.
Благодаря бурению через содержащую углеводородную текучую среду зону с использованием дистанционно управляемого бурильного устройства и выпуску любой углеводородной текучей среды, протекающей в ствол скважины, через производственный трубопровод, достигается то, что давление в стволе скважины больше не должно быть выше давления текучей среды формации. Давление в стволе скважины регулируется с помощью средства управления протеканием текучей среды. Кроме того, для манипулирования добычей углеводородной текучей среды во время бурения для бурового оборудования не требуются специальные меры.
В случае, если второй ствол скважины следует бурить через один или несколько слоев, из которых углеводородная текучая среда не протекает в ствол скважины, предпочитают, чтобы бурильное устройство содержало насосную систему, имеющую впускное отверстие, расположенное с возможностью обеспечения протекания бурового шлама, образующегося в результате бурения бурильного устройства, во впускное отверстие, и выпускное отверстие, расположенное с возможностью обеспечения выпуска бурового шлама в ствол скважины за бурильным устройством.
Упомянутое выпускное отверстие подходящим образом располагают на выбранном расстоянии за бурильным устройством и в местоположении в секции ствола скважины, где текучая среда циркулирует через ствол скважины, и эта текучая среда увлекает за собой буровой шлам и транспортирует этот буровой шлам к поверхности.
Вторая секция ствола скважины может быть продолжением первой секции ствола скважины или может быть обходным путем (то есть ответвлением) первой секции ствола скважины.
Ниже изобретение будет описано более подробно и посредством примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1А схематически изображает нижнюю часть варианта осуществления бурильного устройства, используемого в способе, согласно изобретению;
фиг. 1В схематически изображает продолжение в направлении вверх варианта осуществления, показанного на фиг. 1;
фиг. 2 схематически изображает бурильное устройство, показанное на фиг. 1А и 1В, перед бурением второй секции ствола скважины;
фиг. 3 схематически изображает бурильное устройство, показанное на фиг. 1А и 1В, во время бурения второй секции ствола скважины.
На фиг. 1А и 1В показан ствол 1 скважины, в котором размещено дистанционно управляемое бурильное устройство 3. Бурильное устройство 3 имеет цилиндрический корпус 5, снабженный узлом 7 двигателя/насоса, содержащего электродвигатель 9, имеющий цилиндрический статор 10 и полый ротор 12, размещенный соосно внутри статора 10. Ротор 12 способен приводить буровую коронку 13, находящуюся на нижнем конце бурильного устройства 3. Насос 14 узла 7 является аналогичным по конструкции известному двигателю типа Мотеаи и состоит из ротора 16, образованного цилиндрическим корпусом 16а из эластомерного материала, имеющего продольный разделенный на части канал 16Ь, и статора 20, образованного спиральным элементом, проходящим через канал 16Ь. Корпус 16а из эластомерного материала и спиральный элемент 20 имеют такие размеры, что текучая среда нагнетается через канал 16Ь при вращении корпуса 16а эластомерного материала относительно спирального элемента 20, благодаря чему направление нагнетания зависит от направления относительного вращения. Корпус 16а из эластомерного материала жестко связан с внутренней поверх ностью ротора 12 электродвигателя так, что во время нормального режима работы корпус 16а из эластомерного материала вращается ротором
12. Направление вращения электродвигателя 9 такое, что во время работы двигателя текучая среда нагнетается через канал 16Ь в направлении от буровой коронки 13. Спиральный элемент 20 на его конце, противоположном буровой коронке 13, подсоединен к перемычке 22 через муфту 24 с электроприводом, при этом перемычка 22 жестко расположена внутри корпуса 5. В состоянии зацепления муфта 24 предотвращает вращение спирального элемента 20 относительно перемычки 22, а в расцепленном состоянии допускает вращение спирального элемента 20 относительно перемычки 22.
Буровая коронка 13 снабжена каналом 26, обеспечивающим жидкостную связь между основанием 28 буровой коронки 13 и каналом 16Ь. Канал 16Ь находится на стороне, отдаленной от буровой коронки 13, в жидкостной связи с выпускным трубопроводом 34, проходящим через отверстие 36, выполненное в перемычке 22, на выбранное расстояние в ствол скважины 1 от буровой коронки 13. Приспособление 38 для дробления бурового шлама с помощью механического или электромагнитного средства на мелкие частицы размещается в корпусе 5 между насосом 14 и отверстием 36, выполненным в перемычке 22.
Корпус 5 снабжен передним стабилизатором 40, расположенным около буровой коронки
13, и задним стабилизатором 42, расположенным около конца корпуса 5, противоположного буровой коронке 13. Оба стабилизатора 40, 42 действуют таким образом, чтобы концентрически или эксцентрично располагаться относительно корпуса 5 с помощью средства электронного управления (не показанного). Набор из четырех расширяемых в радиальном направлении захватных средств 44 с гидравлическим приводом (из которых показаны только два) расположен в выбранном местоположении между стабилизаторами 40, 42. Каждое захватное средство 44 способно скользить на расстояние выбранного хода в продольном направлении корпуса 5 по направляющему стержню 46, расположенному на корпусе 5. Корпус 5 снабжен узлом 48 толкателя с гидравлическим приводом для толкания каждого захватного средства 44 по его соответствующему направляющему стержню 46. Захватные средства 44 и узел 48 толкателя функционируют под действием гидравлической энергии и управляются системой электронного управления (не показанной). Гидравлическую энергию создает насосный агрегат (не показанный), приводимый вторичным электродвигателем (не показанным).
Электрический провод в виде кабеля 50 подсоединен к концу корпуса 5, противоположному буровой коронке 13, посредством разъемного соединителя 51, который включает в себя блокировочный механизм (не показанный) для защелкивания кабеля 50 в выемке 52, выполненной на заднем конце корпуса 5. Индуктивный элемент 54 связи подключает кабель 50 к электродвигателю 9, приспособлению 38, средству управления для стабилизаторов 40, 42, вторичному электродвигателю для приведения насоса для текучей среды, системе электронного управления для захватных средств и узла толкателя, муфте 24 с электроприводом и механическому соединению 58. Конец кабеля около механического соединителя 51 снабжен множеством датчиков 56 оценки параметров продуктивного пласта, электрически связанных с регистрирующей аппаратурой (не показанной) на поверхности кабелем 50.
Для извлечения кабеля 50 из бурильного устройства 3 в случае отключения электропитания через кабель 50 бурильное устройство 3 снабжено независимым источником электроэнергии (не показанным), который отводит назад в радиальном направлении захватные средства 44 и отсоединяет соединитель 51 в случае такого сбоя электропитания.
Инерциальная навигационная система (ИНС) (не показанная) включена в бурильное устройство 3 для осуществления выборки данных с целью способствования передвижению бурильного устройства 3 через ствол 1 скважины.
Ниже приведено описание нормальной работы бурильного устройства 3 с дополнительной ссылкой на фиг. 2 и 3.
На фиг. 2 первая секция 60 ствола скважины 1 пробурена через верхний слой 62 земной формации до места, где ствол 1 скважины достигает слоя 64 пласта углеводородной текучей среды земной формации, расположенного под верхним слоем 62. Для этой цели используется обычный узел бурения и ствол 1 скважины заполняется подходящим буровым раствором. Металлическую обсадную трубу 66 с башмаком 67 обсадной колонны на его нижнем конце располагают в первой секции 60 ствола скважины и крепят к стенке ствола скважины слоем 68 цемента. Бурильное устройство 3 освобождаемым образом соединено с нижним концом трубопровода 70 для добычи углеводорода с помощью подходящего соединительного средства (не показанного), и этот трубопровод 70 в его нижней конечной части снабжен пакером 72 гидравлического действия и двумя промывочными отверстиями 73, расположенными непосредственно над пакером 72, причем промывочные отверстия 73 способны приводиться в действие между открытым положением и закрытым положением импульсами давления текучей среды снаружи трубопровода 70. Затем трубопровод 70 опускают в обсадную трубу 66 до тех пор, пока бурильное устройство 3 не окажется около основания первой секции 60 ствола скважины, после чего трубопровод крепят к обсадной тру бе, раздувая пакер 72, который уплотняет кольцевое пространство 74, образованное между трубопроводом 70 и обсадной трубой 66. Устье 76 скважины у поверхности обеспечивает жидкостную связь между трубопроводом 70 и средством обрабатывания углеводородной текучей среды (не показанным) через трубу 77. Устье 76 скважины снабжено вентилем (не показанным) для управления потоком текучей среды из трубопровода 70 в средство обработки. Кольцевое пространство 74 над пакером 72 заполняют рапой.
Кабель 50 опускают через отверстие (не показанное) в устье 76 скважины и через трубопровод 70 до тех пор, пока блокировочный механизм кабеля 50 не защелкнется в выемке 52 бурильного устройства 3. В случае необходимости кабель 50 подается через трубопровод 70 до тех пор, пока блокировочный механизм не защелкнется в выемке 52, и в этом случае сначала промывочные отверстия 73 открываются импульсом давления текучей среды от рапы в кольцевом пространстве.
На фиг. 3 показано бурение второй секции 80 ствола скважины с использованием бурильного устройства 3 способом, описанным ниже, где вторая секция ствола скважины является продолжением первой секции 60 ствола скважины и проходит в слой 64 пласта. Чтобы начать бурение второй секции 80 ствола скважины, по кабелю 50 к вторичному электродвигателю подают электроэнергию, тем самым приводя в действие насосный агрегат, который поставляет гидравлическую энергию захватным средствам 44 и узлу 48 толкателя. Управляющие сигналы подаются по кабелю 50 в муфту 24, с целью освобождения муфты, и в систему электронного управления, чтобы заставить захватные средства 44 удлиняться в радиальном направлении до тех пор, пока эти захватные средства 44 не зажмутся жестко относительно обсадной трубы 66, и после этого заставить узел 48 толкателя толкать захватные средства 44 по их соответствующим направляющим стержням в обратном направлении, толкая таким образом буровую коронку 13 к основанию ствола скважины. Одновременно по кабелю 50 подается электроэнергия к электродвигателю 9, таким образом вращая буровую коронку 13. Спиральный элемент 20 вращается вместе с ротором 12 и с корпусом 16а из эластомерного материала при расцепленной муфте 24 так, чтобы насос 14 не работал.
В результате вращения буровой коронки 13 относительно основания ствола скважины ствол скважины углубляется до тех пор, пока захватные средства 44 не достигнут конца их хода в обратном направлении. Затем система электронного управления управляется так, чтобы заставить захватные средства возвратиться в радиальном направлении, перемещая захватные средства 44 в конец их хода в прямом направле002944 нии, и заставить захватные средства 44 расширяться в радиальном направлении до тех пор, пока они не прижмутся жестко к стенке ствола скважины. После этого узел 48 толкателя вынуждают толкать захватные средства 44 снова в обратном направлении вниз, тем самым углубляя ствол 1 скважины на дополнительно возрастающую глубину. Эта процедура повторяется столько раз, сколько необходимо для достижения требуемой глубины ствола 1 скважины. Если траекторию ствола скважины необходимо изменить, то средство электронного управления для управления стабилизаторами 40, 42 приводят в действие с целью вынуждения стабилизаторов принять выбранное эксцентриковое положение относительно корпуса 5, чтобы буровая коронка 13 стала наклонной в стволе 1 скважины и, таким образом, начала бурение изогнутой секции ствола скважины. После достижения требуемого направления ствола 1 скважины стабилизаторы вынуждаются принять концентрическую позицию относительно корпуса 5, что приводит к дальнейшему бурению прямой секции.
Когда бурение бурильным устройством 3 продолжается, датчики 56 оценки параметров продуктивного пласта действуют с целью измерения выбранных характеристик земной формации и передачи сигналов, представляющих характеристики, по кабелю 50 к регистрирующей аппаратуре на поверхности.
Во время бурения второй секции 80 ствола скважины углеводородная текучая среда протекает из слоя 64 пласта во вторую секцию 80 ствола скважины и оттуда через трубопровод 70, устье 76 скважины и трубу 77 к обрабатывающему оборудованию. Таким образом, буровой раствор, первоначально присутствующий в стволе 1 скважины, постепенно заменяется углеводородной текучей средой. Скорость потока зависит от перепада давлений между слоем 64 пласта и внутренней частью второй секции 80 ствола скважины и управляется путем управления вентилем в устье 76 скважины. Поскольку углеводородная текучая среда протекает через вторую секцию 80 ствола скважины, буровой шлам, образующийся в результате процесса бурения, уносится в поток углеводородной текучей среды и транспортируется в средство обработки.
В случае, если земная формация включает в себя множество слоев пласта, разделенных слоями горной породы (не содержащих текучую среду), буровой шлам удаляется из ствола скважины во время бурения бурильного устройства через слой горной породы следующим способом. По кабелю 50 в муфту 24 передаются подходящие управляющие сигналы, чтобы ввести в зацепление муфту 24 и управлять приспособлением 38. В результате зацепления муфты спиральный элемент 20 насоса 14 становится неподвижным, в то время как корпус 16а из эла стомерного материала вращается, так что насос 14 нагнетает текучую среду, присутствующую в стволе скважины (углеводородную текучую среду, буровой раствор или их смесь) от основания ствола скважины через каналы 26, 16Ь и выпускной трубопровод 34 в ствол 1 скважины у заднего конца трубопровода 34. Буровой шлам, присутствующий на основании ствола скважины или около него, уносится нагнетаемой текучей средой и поэтому также выпускается в ствол 1 скважины у заднего конца выпускного трубопровода 34. Когда буровой шлам проходит по приспособлению 38, он разбивается этим приспособлением 38 на более мелкие частицы. Длина трубопровода 34 такова, что его задний конец простирается в часть ствола скважины, где углеводородная текучая среда протекает в ствол 1 скважины, то есть где ствол скважины пересекает слой пласта. Буровой шлам, который выпускается у заднего конца выпускного трубопровода 34, уносится углеводородной текучей средой, текущей в ствол 1 скважины, и транспортируется углеводородной текучей средой к поверхности.
Вместо бурового шлама, выпускаемого в той части ствола скважины, где углеводородная текучая среда протекает из формации в ствол скважины, шлам может выпускаться в части ствола скважины, где буровой раствор (или любая другая подходящая текучая среда) распространяется через ствол скважины так, чтобы шлам уносился циркулирующим буровым раствором (или другой подходящей текучей средой).
После бурения ствола скважины на требуемую глубину бурильное устройство 3 можно оставлять в стволе скважины, и в этом случае кабель 50 освобождается из бурильного устройства 3 и изымается на поверхность.
В качестве альтернативы в стволе скважины можно оставлять только первую часть бурильного устройства, в то время как вторую часть бурильного устройства вынимают. В таком случае эти две части соединены друг с другом подходящим связывающим средством, способным разъединяться с помощью дистанционного управления, например электрического сигнала, подаваемого в бурильное устройство по кабелю. Вторую часть извлекают посредством одновременного извлечения кабеля и второй части через трубопровод.
Claims (10)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ создания ствола скважины в земной формации, содержащего первую секцию ствола скважины и вторую секцию ствола скважины, проникающую в содержащую углеводородную текучую среду зону земной формации, содержащий следующие операции:бурение первой секции ствола скважины, расположение дистанционно управляемого бурильного устройства в выбранном местоположении в первой секции ствола скважины, от которого бурится вторая секция ствола скважины, расположение производственного трубопровода для углеводородной текучей среды в первой секции ствола скважины в уплотняющей связи со стенкой ствола скважины, при этом трубопровод снабжен средством управления протеканием текучей среды и впускным отверстием для текучей среды в жидкостной связи с выбранным местоположением, приведение в действие бурильного устройства для бурения второй секции ствола скважины, посредством чего во время прохождения бурильного устройства через содержащую углеводородную текучую среду зону поток углеводородной текучей среды из второй секции ствола скважины в производственный трубопровод управляется средством управления протеканием текучей среды.
- 2. Способ по п.1, в котором расположение бурильного устройства в первой секции ствола скважины содержит свешивание бурильного устройства с производственного трубопровода и одновременно опускание производственного трубопровода и бурильного устройства в первую секцию ствола скважины.
- 3. Способ по п.2, в котором первая секция ствола скважины снабжается обсадной трубой, а производственный трубопровод располагается в ее нижней конечной части, снабженной пакером гидравлического действия для уплотнения трубопровода относительно обсадной трубы, и бурильное устройство, освобождая, подсоединяют к пакеру во время одновременного опускания производственного трубопровода и бурильного устройства в первую секцию ствола скважины.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором бурильное устройство приводится в действие посредством электроэнергии и дополнительно осуществляют опускание электрического провода через производственный трубопровод и подсоединение электрического провода к бурильному устройству.
- 5. Способ по п.4, в котором электрический провод опускают через производственный трубопровод посредством подсоединения элемента откачки к проводу и продвижения элемента откачки через производственный трубопровод.
- 6. Способ по любому из пп.4, 5, в котором бурильное устройство снабжают средством для измерения данных в отношении, по меньшей мере, одной из характеристики формации, характеристики ствола скважины и характеристики бурения и дополнительно осуществляют передачу упомянутых данных по электрическому проводу на поверхность.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором используют бурильное устройство, содержащее передний элемент, включающий буровую ко ронку, задний элемент, снабженный выдвигающимся анкерным средством для крепления заднего элемента к стенке ствола скважины и находящийся в телескопической связи с передним элементом, и средство для толкания переднего элемента в выдвигающемся наружу направлении относительно заднего элемента, и этап приведения в действие бурильного устройства содержит крепление заднего элемента к стенке буровой скважины и стимулирование средства для толкания переднего элемента в выдвигающемся наружу направлении относительно заднего элемента и к основанию скважины.
- 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором используют бурильное устройство, содержащее насосную систему, имеющую впускное отверстие, расположенное с возможностью обеспечения протекания бурового шлама, образующегося в результате бурения бурильного устройства, во впускное отверстие, и выпускное отверстие, расположенное с возможностью обеспечения выпуска бурового шлама в ствол скважины за бурильным устройством.
- 9. Способ по п.8, в котором выпускное отверстие расположено на выбранном расстоянии позади бурильного устройства и в местоположении в секции ствола скважины, где текучая среда циркулирует через ствол скважины, и эта текучая среда уносит буровой шлам и транспортирует буровой шлам к поверхности.
- 10. Способ, по существу, такой, как описан выше со ссылкой на чертежи.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP99304350 | 1999-06-03 | ||
| PCT/EP2000/004996 WO2000075476A1 (en) | 1999-06-03 | 2000-05-30 | Method of creating a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200101263A1 EA200101263A1 (ru) | 2002-04-25 |
| EA002944B1 true EA002944B1 (ru) | 2002-12-26 |
Family
ID=8241429
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200101263A EA002944B1 (ru) | 1999-06-03 | 2000-05-30 | Способ создания ствола скважины |
Country Status (15)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6305469B1 (ru) |
| EP (1) | EP1181432B1 (ru) |
| CN (1) | CN1218112C (ru) |
| AR (1) | AR024180A1 (ru) |
| AU (1) | AU762714B2 (ru) |
| BR (1) | BR0011120A (ru) |
| CA (1) | CA2371133C (ru) |
| EA (1) | EA002944B1 (ru) |
| EG (1) | EG22027A (ru) |
| GC (1) | GC0000192A (ru) |
| MX (1) | MXPA01012424A (ru) |
| NO (1) | NO20015862L (ru) |
| OA (1) | OA11882A (ru) |
| UA (1) | UA72920C2 (ru) |
| WO (1) | WO2000075476A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481451C2 (ru) * | 2011-05-18 | 2013-05-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Универсальный самоходный буровой снаряд "крот" |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6868906B1 (en) * | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
| US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
| FR2832454B1 (fr) * | 2001-11-20 | 2004-07-09 | Cie Du Sol | Equipement de forage de puits verticaux |
| DK1537291T3 (da) * | 2002-07-25 | 2007-11-19 | Schlumberger Technology Bv | Borefremgangsmåde |
| US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
| US20040206511A1 (en) * | 2003-04-21 | 2004-10-21 | Tilton Frederick T. | Wired casing |
| US7055627B2 (en) * | 2002-11-22 | 2006-06-06 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore fluid circulation system and method |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| DE602004001328T2 (de) * | 2004-01-27 | 2007-05-10 | Schlumberger Technology B.V. | Unterirdisches Bohren einer Lateralbohrung |
| US7478687B2 (en) * | 2004-07-19 | 2009-01-20 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing conveyed milling |
| GB2416550B (en) | 2004-07-24 | 2006-11-22 | Schlumberger Holdings | System and method for drilling wellbores |
| FR2875533A1 (fr) * | 2004-09-17 | 2006-03-24 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme de forage avec circulation inverse |
| GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
| GB0519287D0 (en) * | 2005-09-21 | 2005-11-02 | Bp Exploration Operating | Sub-surface deployment value |
| WO2007050770A1 (en) * | 2005-10-27 | 2007-05-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Extended reach drilling apparatus and method |
| US8056619B2 (en) * | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| GB2451784B (en) | 2006-05-12 | 2011-06-01 | Weatherford Lamb | Stage cementing methods used in casing while drilling |
| US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
| US7703533B2 (en) | 2006-05-30 | 2010-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Shear type circulation valve and swivel with open port reciprocating feature |
| EP1867831B1 (en) * | 2006-06-15 | 2013-07-24 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and apparatus for wireline drilling on coiled tubing |
| US7934559B2 (en) * | 2007-02-12 | 2011-05-03 | Baker Hughes Incorporated | Single cycle dart operated circulation sub |
| US20080271924A1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-11-06 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling Method and Apparatus |
| EP2039878B1 (en) * | 2007-09-20 | 2010-08-11 | PRAD Research and Development N.V. | Subsea lateral drilling |
| FR2922254B1 (fr) * | 2007-10-16 | 2009-12-18 | Total Sa | Systeme de forage autonome d'un trou de drainage |
| GB2454701B (en) * | 2007-11-15 | 2012-02-29 | Schlumberger Holdings | Methods of drilling with a downhole drilling machine |
| GB2454900B (en) * | 2007-11-22 | 2012-01-11 | Schlumberger Holdings | Self-circulating drill bit |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| GB2530925B (en) * | 2013-07-16 | 2020-01-29 | Halliburton Energy Services Inc | Downhole tool and method to boost fluid pressure and annular velocity |
| EP2845995A1 (en) | 2013-09-10 | 2015-03-11 | Welltec A/S | Drilling tool |
| US10520628B2 (en) * | 2013-09-30 | 2019-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole gradiometric ranging for T-intersection and well avoidance utilizing transmitters and receivers having magnetic dipoles |
| US9663992B2 (en) * | 2014-08-26 | 2017-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Downhole motor for extended reach applications |
| US10151146B2 (en) * | 2014-09-02 | 2018-12-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Drilling system with adaptive steering pad actuation |
| RU2593513C1 (ru) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Устройство для бурения скважины |
| RU2593512C1 (ru) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Устройство для бурения скважины |
| RU2593514C1 (ru) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Устройство для бурения скважины |
| RU2593515C1 (ru) * | 2015-06-03 | 2016-08-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Устройство для бурения скважины |
| EP4194662A1 (en) * | 2021-12-07 | 2023-06-14 | Welltec A/S | Downhole wireline tool |
| US11746626B2 (en) * | 2021-12-08 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling fluids in a wellbore using a backup packer |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BE496140A (ru) * | ||||
| US4051908A (en) * | 1976-11-05 | 1977-10-04 | Driver W B | Downhole drilling system |
| FR2502683A1 (fr) * | 1981-03-24 | 1982-10-01 | Flopetrol | Procede et equipement de forage d'une couche souterraine contenant des hydrocarbures, sans utilisation de boue de forage |
| US5868210A (en) * | 1995-03-27 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
| US5944009A (en) * | 1996-06-11 | 1999-08-31 | Scheller; Kris T. | Portable outdoor grill |
| US6237638B1 (en) * | 2000-06-26 | 2001-05-29 | Harper-Wyman Company | Manifold assembly for a gas range |
-
2000
- 2000-05-30 WO PCT/EP2000/004996 patent/WO2000075476A1/en active IP Right Grant
- 2000-05-30 EP EP00940294A patent/EP1181432B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-05-30 UA UA2001118224A patent/UA72920C2/ru unknown
- 2000-05-30 BR BR0011120-1A patent/BR0011120A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-05-30 US US09/580,966 patent/US6305469B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-05-30 CA CA002371133A patent/CA2371133C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-05-30 MX MXPA01012424A patent/MXPA01012424A/es active IP Right Grant
- 2000-05-30 OA OA1200100324A patent/OA11882A/en unknown
- 2000-05-30 EA EA200101263A patent/EA002944B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-05-30 CN CN008083452A patent/CN1218112C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2000-05-30 AU AU55274/00A patent/AU762714B2/en not_active Ceased
- 2000-06-02 AR ARP000102734A patent/AR024180A1/es active IP Right Grant
- 2000-06-03 EG EG20000722A patent/EG22027A/xx active
- 2000-06-03 GC GCP2000691 patent/GC0000192A/en active
-
2001
- 2001-11-30 NO NO20015862A patent/NO20015862L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2481451C2 (ru) * | 2011-05-18 | 2013-05-10 | Сергей Андреевич Горбунов | Универсальный самоходный буровой снаряд "крот" |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1353792A (zh) | 2002-06-12 |
| MXPA01012424A (es) | 2002-07-30 |
| NO20015862L (no) | 2002-01-31 |
| BR0011120A (pt) | 2002-02-26 |
| CN1218112C (zh) | 2005-09-07 |
| AR024180A1 (es) | 2002-09-04 |
| GC0000192A (en) | 2006-03-29 |
| CA2371133A1 (en) | 2000-12-14 |
| OA11882A (en) | 2006-03-28 |
| CA2371133C (en) | 2007-11-20 |
| NO20015862D0 (no) | 2001-11-30 |
| EP1181432A1 (en) | 2002-02-27 |
| EA200101263A1 (ru) | 2002-04-25 |
| AU762714B2 (en) | 2003-07-03 |
| US6305469B1 (en) | 2001-10-23 |
| AU5527400A (en) | 2000-12-28 |
| EG22027A (en) | 2002-06-30 |
| UA72920C2 (ru) | 2005-05-16 |
| WO2000075476A1 (en) | 2000-12-14 |
| EP1181432B1 (en) | 2004-05-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA002944B1 (ru) | Способ создания ствола скважины | |
| CA2661956C (en) | A method for drilling with casing | |
| RU2320840C2 (ru) | Способ бурения | |
| US7475742B2 (en) | Method for drilling with casing | |
| EP2501893B1 (en) | Tubular retrieval | |
| RU2378479C2 (ru) | Способ и устройство для выполнения операций в стволе подземной скважины посредством использования гибких обсадных труб | |
| RU2594032C2 (ru) | Системы и способы для использования прохода сквозь подземные пласты | |
| US7086481B2 (en) | Wellbore isolation apparatus, and method for tripping pipe during underbalanced drilling | |
| RU2331753C2 (ru) | Скважинный инструмент | |
| US5890538A (en) | Reverse circulation float equipment tool and process | |
| CN106460491B (zh) | 形成多分支井的方法 | |
| NO329560B1 (no) | Fremgangsmate for komplettering av borehullsoperasjoner i et borehull | |
| EA003010B1 (ru) | Система бурения и заканчивания многоответвленных скважин | |
| EP1847679A1 (en) | Underbalanced drilling method into a gas-bearing formation | |
| SU876946A1 (ru) | Способ установки направлени морской скважины в перемежающихс по механическим свойствам грунтах и устройство дл его осуществлени |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |