RU2637254C2

RU2637254C2 - Method for creating depression on formation with well rotor drilling

Info

Publication number: RU2637254C2
Application number: RU2013137883A
Authority: RU
Inventors: Сергей Георгиевич Фурсин
Original assignee: Сергей Георгиевич Фурсин
Priority date: 2013-08-13
Filing date: 2013-08-13
Publication date: 2017-12-01
Also published as: RU2013137883A

Abstract

FIELD: mining engineering.

SUBSTANCE: method includes flushing the well with the surface pump through the drill piping string, transferring the axial load and torque to the bit and deepening the well, regular suspending the well deepening, sealing the annulus with a rotating packer, mounted on the cylindrical body, activating the reverse bottomhole flushing with the fluid pressure drop on the packer, created with the jet pump, installed above the packer at the lower end of the drill string and configured as a nozzle, a mixing chamber and a diffuser, hydraulically connected to the annulus, and resuming to depeen with the formation depression. The transmission of axial load and torque to the bit is carried out directly through cylindrical body, made to be sealed over the outer surface, which is moved during well deepening along the entire length with rotation inside the packer, with small allowable leakage of fluid between the mating surfaces, using a combined metal ring seal, installed first in the course of the leak, and a rubber element installed second in the course of the fluid leakage in the region of reduced pressure and hydraulically bound thereof internal cavity to the high pressure annulus above the packer. The packer is provided with a mechanical lock. The cylindrical body in the lower part is provided with a return valve and is made in the form of one drill pipe or several pipes with a diameter of joints of the latter equal to the diameter of the pipe body with the total length of the cylindrical body not more, than the length of the used candles.

EFFECT: efficiency of the method is increased by reducing the contamination of the formation and ensuring drilling in one configuration for depression and repression.

4 dwg

Description

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам создания депрессии на пласт, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств разреза, уменьшения поглощения промывочной жидкости и других осложнений в коллекторах, повышения скорости проходки и снижения затрат на освоение месторождения в целом.The invention relates to the field of construction of deep wells, in particular to methods of creating depression on the reservoir, and can be used to deepen the well to preserve the natural reservoir properties of the section, reduce the absorption of flushing fluid and other complications in the reservoirs, increase the speed of penetration and reduce the cost of developing the field generally.

Известен способ разбуривания песчаных пробок в скважине с использованием призабойной обратной промывки, организуемой через компоновку низа бурильной колонны (КНБК) с помощью долота, струйного насоса и шламового фильтра, установленного до камеры смешения насоса.A known method of drilling sand plugs in a well using a bottomhole backwash, organized through the layout of the bottom of the drill string (BHA) using a bit, a jet pump and a slurry filter installed up to the mixing chamber of the pump.

Недостатком способа является невозможность его использования для создания депрессии на пласт при углублении скважины.The disadvantage of this method is the inability to use it to create depression on the reservoir when deepening the well.

Цель изобретения - повышение эффективности способа за счет уменьшения загрязнения продуктивного пласта и обеспечения при этом бурения также наклонных и горизонтальных скважин одной компоновкой на депрессии и репрессии без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента.The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method by reducing the pollution of the reservoir and while drilling inclined and horizontal wells with the same layout for depression and repression without additional tripping operations of the tool.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу создания депрессии на пласт при роторном бурении скважины, включающему промывку скважины поверхностным насосом через бурильную колонну труб, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту и углубление скважины, периодическую приостановку углубления скважины, герметизацию затрубного пространства призабойным вращающимся пакером, установленным на цилиндрическом корпусе, включение обратной призабойной промывки с перепадом давления жидкости на пакере, создаваемого струйным насосом, установленным выше пакера на нижнем конце бурильной колонны и выполненным в виде сопла, камеры смешения и диффузора, гидравлически связанного с затрубным пространством, и возобновление углубления с депрессией на пласт, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту проводят непосредственно через цилиндрический корпус, выполненный с возможностью уплотнения по наружной поверхности, который перемещают в процессе углубления на всю его длину с вращением внутри пакера при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения, выполненного в виде металлического кольца, установленного первым по ходу утечки и резинового элемента, установленного вторым по ходу утечки жидкости в области пониженного давления и гидравлически связанного своей внутренней полостью с затрубным пространством повышенного давления над пакером, при этом пакер снабжают механическим замком, например, в виде подпружиненного шара, а цилиндрический корпус в нижней части снабжают обратным клапаном и выполняют в виде одной бурильной трубы или нескольких труб с диаметром соединений последних, равным диаметру тела трубы при общей длине цилиндрического корпуса не более длины используемых свеч.This goal is achieved by the fact that according to the method of creating a depression on the formation during rotary drilling of a well, which includes flushing the well with a surface pump through the drill pipe string, transmitting axial load and torque to the bit and the well recess, periodically suspending the well recess, sealing the annulus with a bottom-hole rotating packer, mounted on a cylindrical housing, the inclusion of reverse bottom-hole flushing with a differential pressure of the liquid on the packer created by the jet a pump mounted above the packer at the lower end of the drill string and made in the form of a nozzle, a mixing chamber and a diffuser hydraulically connected to the annulus, and the depression is resumed with depression on the formation, the axial load and torque are transmitted directly to the bit through a cylindrical body made with the ability to seal on the outer surface, which is moved in the process of deepening along its entire length with rotation inside the packer with a permissible small leakage of fluid between the mating surfaces using a combined seal made in the form of a metal ring installed first along the leak and a rubber element installed second along the liquid leak in the low pressure region and hydraulically connected by its internal cavity to the annular space of high pressure above the packer, while the packer is provided with a mechanical lock, for example, in the form of a spring-loaded ball, and the cylindrical body in the lower part is equipped with a check valve and is made in the form of a single drill pipes or several pipes with the diameter of the joints of the latter equal to the diameter of the pipe body with a total length of the cylindrical body not exceeding the length of the candles used.

Предлагаемый способ, в отличие от известного способа, основан на возможности использования в скважинных условиях комбинированного уплотнения, устанавливаемого в подвижном соединении типа втулка - труба, что позволяет отказаться от яса в КНБК для создания депрессии на пласт при углублении скважины. Комбинированное уплотнение включает металлическое кольцо и гидравлический резиновый элемент. Первое по ходу утечки жидкости металлическое кольцевое уплотнение воспринимает основной перепад давления и работает только в момент промывки скважины. В таком уплотнении нельзя достигнуть полной герметизации, так как зазор между сопрягаемыми поверхностями всегда имеется. Второе резиновое уплотнение, гидравлически соединенное своей внутренней полостью с областью высокого давления и установленное в области низкого давления, работает как при промывке, так и при отсутствии промывки в скважине. При промывке с перемещением цилиндрического корпуса (гладкой части бурильной колонны) относительно пакера резиновое уплотнение работает ненагруженно в щадящем режиме (основной перепад давления воспринимает металлическое кольцо) и дополнительно снижает утечку жидкости. Работа такого комбинированного уплотнения в целом позволяет свести утечку жидкости на пакере при углублении скважины к допустимо малому значению, определяющему величину создаваемой депрессии. В случае выключения промывки скважины (по технологическим причинам или, например, при наращивании инструмента) резиновое уплотнение, нагруженное своей внутренней полостью, повышенным затрубным давлением выше пакера, исключает утечку жидкости между сопрягаемыми поверхностями и способствует сохранению действующей депрессии на пласт. Для устранения перетока жидкости внутри колонны ее промывочный канал перекрывается обратным клапаном, что полностью устраняет репрессию на продуктивный пласт и уменьшает его загрязнение в моменты выключения промывки скважины. Введенный механический замок в виде подпружиненного шара позволяет жестко фиксировать пакер относительно бурильной колонны в транспортном положении, а также управлять пакером при бурении одной компоновкой на репрессии и на депрессии. При этом пакер может быть гидравлическим, механическим или другого типа. Оптимальная длина цилиндрического корпуса, определяющая разовый интервал бурения на депрессии с одной установки пакера зависит от нескольких факторов. В практике бурения наиболее распространена вышка высотой 41 м, позволяющая иметь свечи длиной около 25 м и бурильные трубы длиной 6, 8 и порядка 12 м. Поэтому в зависимости от назначения скважины (вертикальная, наклонная и др.), конкретной КНБК при заданных геолого-технологических условиях и режимных параметров оптимальная длина цилиндрического корпуса может быть представлена одной бурильной трубой или несколькими трубами общей длиной не более длины используемых свеч. В последнем случае соединения труб для сохранения наружного диаметра цилиндрического корпуса должны иметь утолщенные вовнутрь концы с нарезанной на них крупной (замковой) резьбой. Для снижения динамических нагрузок на пакер и предохранения пакера от нежелательного открытия в состав КНБК могут входить центраторы, устанавливаемые выше и ниже цилиндрического корпуса, а сам пакер может содержать якорь.The proposed method, in contrast to the known method, is based on the possibility of using a combined seal installed in a sleeve-pipe type movable joint in borehole conditions, which allows abandoning jar in the BHA to create depression on the formation when deepening the well. The combination seal includes a metal ring and a hydraulic rubber element. The first in the course of fluid leakage, the metal O-ring perceives the main pressure drop and works only at the time of flushing the well. In such a seal, complete sealing cannot be achieved, since there is always a gap between the mating surfaces. The second rubber seal, hydraulically connected with its internal cavity to the high-pressure region and installed in the low-pressure region, works both with flushing and without flushing in the well. When flushing with moving the cylindrical body (the smooth part of the drill string) relative to the packer, the rubber seal works unloaded in a gentle mode (the main pressure drop is perceived by the metal ring) and further reduces fluid leakage. The work of such a combined seal as a whole allows to reduce the leakage of fluid on the packer when deepening the well to an acceptable small value that determines the magnitude of the created depression. In the case of turning off the flushing of the well (for technological reasons or, for example, when building up the tool), the rubber seal, loaded with its internal cavity, increased annular pressure above the packer, eliminates the leakage of fluid between the mating surfaces and helps to maintain the existing depression on the formation. To eliminate the flow of fluid inside the column, its flushing channel is blocked by a check valve, which completely eliminates repression on the reservoir and reduces its pollution at the moment of shutting off the flushing of the well. The introduced mechanical lock in the form of a spring-loaded ball allows the packer to be rigidly fixed relative to the drill string in the transport position, as well as to control the packer when drilling with one assembly for repression and depression. In this case, the packer may be hydraulic, mechanical or other type. The optimal length of the cylindrical body, which determines the one-time interval for drilling on the depression from one packer installation, depends on several factors. In drilling practice, the most common tower is 41 m high, which allows for candles of about 25 m in length and drill pipes of 6, 8 and about 12 m in length. Therefore, depending on the purpose of the well (vertical, inclined, etc.), a specific BHA for a given geological technological conditions and operating parameters, the optimal length of the cylindrical body can be represented by one drill pipe or several pipes with a total length not exceeding the length of the candles used. In the latter case, pipe connections to maintain the outer diameter of the cylindrical body must have inwardly thickened ends with a large (lock) thread cut into them. To reduce the dynamic loads on the packer and protect the packer from unwanted opening, the BHA can include centralizers installed above and below the cylindrical body, and the packer itself may contain an anchor.

На фиг.1 дана схема устройства для реализации предлагаемого способа, транспортное положение или режим бурения скважины на репрессии; на фиг.2 - то же, режим повышения нагнетательного давления для перехода на депрессию; на фиг.3 - то же, режим бурения скважины на депрессии; на фиг.4 - то же, режим выключения промывки на депрессии.Figure 1 shows a diagram of a device for implementing the proposed method, the transport position or the mode of drilling wells for repression; figure 2 is the same, the mode of increasing injection pressure to switch to depression; figure 3 is the same, the mode of drilling wells in the depression; figure 4 is the same, the off mode of flushing for depression.

Устройство содержит цилиндрический корпус 1 (фиг.1), установленный на нем с возможностью вращательного и поступательного перемещения пакер 2, установленный выше пакера 2 на нижнем конце бурильной колонны 3 с муфтой 4 струйный насос в виде сопла 5, камеры смешения 6 и диффузора 7, гидравлически связанного с затрубным пространством 8. Цилиндрический корпус 1 выполнен, например, в виде нескольких труб 9, 10 с диаметром соединений последних, равным диаметру тела трубы, при этом их общая длина не превышает длины используемых свеч. Сверху корпус 1 жестко связан через струйный насос с бурильной колонны 3, а снизу - с долотом (не показано). В нижней части корпуса 1 установлен обратный клапан 11, а в верхней части - шламовый фильтр 12 (возможно использование шламоизмельчителя). Пакер 2, например, гидравлического типа имеет жесткую связь с втулкой 13. Втулка 13 свободно одета на корпус 1 и при этом снабжена замком 14 в виде подпружиненного шара и комбинированным уплотнением в виде металлического кольца 15 и резинового элемента 16. Резиновый элемент 16 установлен вторым после кольца 15 по ходу утечки жидкости, а его внутренняя полость 17 связана каналом 18 с затрубным пространством 8 выше пакера 2. В транспортном положении замок 14 удерживает корпус 1 и пакер 2 от их взаимного перемещения. Повышение нагнетательного давления поверхностным насосом сверх рабочего значения передается каналом 19 на подпружиненный поршень 20 гидроцилиндра, который перемещается и перекрывает выход диффузора 7 (фиг.2). При снижении нагнетательного давления до рабочего значения поршень 20 гидроцилиндра снова возвращается в исходное состояние, а диффузор 7 отрывается. Внутренняя полость 21 пакера 2 при повышении нагнетательного давления сверх рабочего значения гидравлически сообщается через перепускной клапан 22 и отсекаемый клапан 23 с промывочным каналом 24 цилиндрического корпуса 1. Этому способствует уплотнительное кольцо 15 в верхней части втулки 13 и такое же дополнительное уплотнительное кольцо 25, установленное в нижней части втулки 13. В открытом закрепленном на стенке скважины положении пакера 2 замок 14 открывается при определенной осевой нагрузке и освобождает пакер 2 для свободного перемещения относительно корпуса 1 (фиг.3). При возврате корпуса 1 в прежнее относительно пакера 2 положение замок 14 снова закрывается. В транспортном положении отсекаемый клапан 23 открыт с помощью подпружиненного пальца 26, упирающегося в выступ 27 корпуса 1.The device comprises a cylindrical housing 1 (Fig. 1), a packer 2 mounted on it with the possibility of rotational and translational movement, mounted above the packer 2 at the lower end of the drill string 3 with a coupling 4, an jet pump in the form of a nozzle 5, a mixing chamber 6 and a diffuser 7, hydraulically connected with the annular space 8. The cylindrical body 1 is made, for example, in the form of several pipes 9, 10 with the diameter of the joints of the latter equal to the diameter of the pipe body, while their total length does not exceed the length of the candles used. On top of the housing 1 is rigidly connected through the jet pump from the drill string 3, and below - with a bit (not shown). A check valve 11 is installed in the lower part of the housing 1, and a slurry filter 12 is installed in the upper part (it is possible to use a sludge chopper). The packer 2, for example, of the hydraulic type, has a rigid connection with the sleeve 13. The sleeve 13 is loosely mounted on the housing 1 and is provided with a lock 14 in the form of a spring ball and a combined seal in the form of a metal ring 15 and a rubber element 16. The rubber element 16 is installed second after rings 15 along the fluid leak, and its internal cavity 17 is connected by a channel 18 with the annular space 8 above the packer 2. In the transport position, the lock 14 holds the housing 1 and the packer 2 from their mutual movement. The increase in discharge pressure by the surface pump in excess of the operating value is transmitted by the channel 19 to the spring-loaded piston 20 of the hydraulic cylinder, which moves and blocks the outlet of the diffuser 7 (Fig. 2). When the discharge pressure drops to the operating value, the piston 20 of the hydraulic cylinder again returns to its original state, and the diffuser 7 opens. When the discharge pressure increases above the operating value, the inner cavity 21 of the packer 2 is hydraulically communicated through the bypass valve 22 and the shut-off valve 23 with the flushing channel 24 of the cylindrical body 1. This is facilitated by the sealing ring 15 in the upper part of the sleeve 13 and the same additional sealing ring 25 installed in the lower part of the sleeve 13. In the open position of the packer 2 fixed on the well wall, the lock 14 opens at a certain axial load and releases the packer 2 for free movement about regarding the housing 1 (figure 3). When returning the housing 1 to the previous position relative to the packer 2, the lock 14 closes again. In the transport position, the shut-off valve 23 is opened with a spring-loaded finger 26, abutting against the protrusion 27 of the housing 1.

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

Проводят роторное бурение скважины с передачей через бурильную колонну 3 осевой нагрузки и крутящего момента долоту (фиг.1). Бурение ведут в обычном режиме репрессии на пласт, но с обратной призабойной промывкой, создаваемой струйным насосом при рабочем нагнетательном давлении поверхностного насоса. Нагнетаемый при рабочем давлении поток жидкости направляется в сопло 5 струйного насоса и через диффузор 7 выходит в затрубное пространство 8. Далее основной поток движется к устью скважины, а часть потока циркулирует через забой с долотом, обратный клапан 11, шламовый фильтр 12, камеру смешения 6 и затрубное пространство 8. При этом замок 14 закрыт, пакер 2 относительно корпуса 1 не перемещается и находится в транспортном закрытом положении. В процессе углубления скважины в режиме репрессии может появиться необходимость быстрого перехода в режим депрессии, например при проходке продуктивного или поглощающего интервала разреза. В этом случае сразу же, не изменяя КНБК без СПО инструмента, переходят в режим бурения на депрессии. Для этого прекращают углубление скважины, т.е. подачу и вращение инструмента, поднимают инструмент порядка 1 м от забоя и кратковременно на несколько минут повышают сверх рабочего значения нагнетательное давление поверхностного насоса. Повышенное нагнетательное давление через канал 19 воздействует на подпружиненный поршень 20 гидроцилиндра. Подпружиненный поршень 20, рассчитанный на определенное давление, перемещается и перекрывает выход диффузора 7 струйного насоса (фиг.2). Так как обратный клапан 11 закрыт, а уплотняющие кольца 15, 25 препятствуют свободному выходу жидкости между корпусом 1 и втулкой 13, то повышенное давление, создаваемое поверхностным насосом, передается через камеру смешения 6 и клапаны 22, 23 во внутреннюю полость 21 гидравлического пакера 2. Это приводит к заполнению пакера 2 жидкостью, раскрытию и закреплению его на стенке скважины с герметизацией затрубного пространства. Затем, не снижая нагнетательного давления, т.е. в открытом закрепленном положении пакера 2 подают инструмент вниз и при некоторой осевой нагрузке отрывают замок 14 (фиг.3). При этом пакер 2, за счет возможности его свободного вращательного и поступательного перемещения относительно корпуса 1, остается в неподвижном состоянии на стенке скважины. В момент открытия замка 14 подпружиненный палец 26, упирающийся в выступ 27, смещается вниз и клапан 23 закрывается, сохраняя повышенное давление в полости 21 и открытое положение пакера 2. Снижают нагнетательное давление (через несколько минут после его повышения) до рабочего значения. Подпружиненный поршень 20 гидроцилиндра возвращается в исходное состояние и отрывает диффузор 7, обеспечивая переход на режим депрессии. Включают ротор, подают инструмент в скважину, передают осевую нагрузку и крутящий момент долоту непосредственно через цилиндрический корпус 1 и возобновляют углубление с депрессией на пласт. В процессе углубления корпус 1, представленный несколькими трубами 9, 10 и выполненный с возможностью уплотнения по наружной поверхности, перемещают на всю его длину внутри пакера 2. Перемещение корпуса 1 внутри пакера 2 проводят при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения в виде металлического кольца 15 и резинового элемента 16. Нагнетаемый поверхностным насосом при рабочем давлении поток жидкости направляется в сопло 5 струйного насоса и через диффузор 7 выходит в затрубное пространство 8 и направляется к устью скважины. При этом образуется обратная промывка с перепадом давления жидкости на пакере 2: восходящий поток движется в основном из разбуриваемого пласта через забой с долотом, обратный клапан 11, шламовый фильтр 12, камеру смешения 6 и далее к устью скважины. Так как затрубное пространство полностью перекрыто неподвижным пакером 2, а величина утечки жидкости между сопрягаемыми поверхностями корпуса 1 и втулки 13 при их взаимном перемещении не велика, то в результате создается глубокая депрессия на пласт одновременно с углублением скважины. При этом первое по ходу действия напора металлическое кольцевое уплотнение 15 воспринимает основной перепад давления. Оставшийся перепад в щадящем режиме сдерживает резиновый элемент 16, внутренняя полость 17 которого связана каналом 18 с затрубным пространством 8 повышенного давления выше пакера 2. В момент проходки непроницаемого прослоя, когда приток из пласта снижается, перепад давления и, соответственно, утечка жидкости на комбинированном уплотнении 15, 16 возрастает, обеспечивая в целом нормальную работу устройства по всей толщине вскрытия интервала разреза. В случае выключения промывки, например, по технологическим причинам обратный клапан 11 (фиг.4) закрывается, резиновое уплотнение 16 нагружается всем перепадом давления через канал 18 и исключает утечку жидкости между корпусом 1 и втулкой 13, что сохраняет действующую депрессию и уменьшает загрязнение продуктивного пласта. После углубления скважины в режиме депрессии на всю длину корпуса 1 поднимают бурильный инструмент в прежнее относительно пакера 2 положение до взаимодействия выступа 27 с пальцем 26, открывают клапан 23, снижают давление в полости 21 и закрывают пакер 2. Одновременно в этом положении замок 14 закрывается, пакер 2 жестко фиксируется на корпусе 2 в транспортном положении и срывается со стенки скважины движущимся вверх инструментом. Затем опускают инструмент до забоя и продолжают бурение скважины в режиме депрессии или репрессии в аналогичной последовательности одной компоновкой без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента. Так как осевая нагрузка долоту передается непосредственно через цилиндрический корпус 1 бурильного инструмента, то способ дополнительно может быть использован в наклонных и горизонтальных скважинах.Rotary drilling of the well is carried out with transmission of the axial load and torque to the bit through the drill string 3 (Fig. 1). Drilling is carried out in the usual mode of repression to the reservoir, but with reverse bottom-hole flushing created by the jet pump at the working discharge pressure of the surface pump. The fluid stream injected at operating pressure is directed into the nozzle 5 of the jet pump and through the diffuser 7 exits into the annulus 8. Next, the main stream moves to the wellhead, and part of the stream circulates through the bottom with a bit, check valve 11, slurry filter 12, mixing chamber 6 and annular space 8. In this case, the lock 14 is closed, the packer 2 relative to the housing 1 does not move and is in the transport closed position. In the process of deepening the well in the repression mode, it may be necessary to quickly switch to the depression mode, for example, when driving a productive or absorbing section interval. In this case, immediately, without changing the BHA without the STR tool, they switch to the mode of drilling for depression. To do this, stop the deepening of the well, i.e. feed and rotation of the tool, raise the tool about 1 m from the bottom and briefly for several minutes increase the pressure of the surface pump above the working value. The increased discharge pressure through the channel 19 acts on the spring-loaded piston 20 of the hydraulic cylinder. A spring-loaded piston 20, designed for a certain pressure, moves and blocks the output of the diffuser 7 of the jet pump (figure 2). Since the check valve 11 is closed, and the sealing rings 15, 25 prevent the free flow of fluid between the housing 1 and the sleeve 13, the increased pressure created by the surface pump is transmitted through the mixing chamber 6 and valves 22, 23 to the inner cavity 21 of the hydraulic packer 2. This leads to filling the packer 2 with liquid, opening and fixing it on the wall of the well with sealing annulus. Then, without reducing the discharge pressure, i.e. in the open fixed position of the packer 2 serves the tool down and with some axial load, tear off the lock 14 (figure 3). In this case, the packer 2, due to the possibility of its free rotational and translational movement relative to the housing 1, remains stationary on the wall of the well. At the moment of opening of the lock 14, a spring-loaded finger 26, abutting against the protrusion 27, is shifted down and the valve 23 is closed, while maintaining increased pressure in the cavity 21 and the open position of the packer 2. Reduce the pressure (a few minutes after increasing it) to the operating value. The spring-loaded piston 20 of the hydraulic cylinder returns to its original state and tears off the diffuser 7, providing a transition to the depression mode. The rotor is turned on, the tool is fed into the well, the axial load and torque are transmitted to the bit directly through the cylindrical body 1 and the depression is resumed with depression on the formation. In the process of deepening, the housing 1, represented by several pipes 9, 10 and made with the possibility of sealing along the outer surface, is moved to its entire length inside the packer 2. The movement of the housing 1 inside the packer 2 is carried out with a permissible small leakage of fluid between the mating surfaces using a combined seal in in the form of a metal ring 15 and a rubber element 16. The fluid flow pumped by the surface pump at operating pressure is directed into the nozzle 5 of the jet pump and through the diffuser 7 goes into the mash the bore space 8 and is directed to the wellhead. In this case, a backwash is formed with a differential pressure of the liquid on the packer 2: the upward flow moves mainly from the drilled formation through the face with a chisel, check valve 11, slurry filter 12, mixing chamber 6 and further to the wellhead. Since the annulus is completely blocked by the stationary packer 2, and the amount of fluid leakage between the mating surfaces of the housing 1 and the sleeve 13 during their mutual movement is not large, the result is a deep depression on the formation simultaneously with the deepening of the well. Moreover, the first in the course of the pressure the metal ring seal 15 perceives the main pressure drop. The remaining differential in the gentle mode is restrained by the rubber element 16, the internal cavity 17 of which is connected by the channel 18 to the annular space 8 of the increased pressure above the packer 2. At the time of penetration of the impermeable layer, when the inflow from the formation decreases, the pressure drop and, accordingly, the fluid leak on the combined seal 15, 16 increases, providing a generally normal operation of the device over the entire thickness of the opening of the cut interval. In the case of turning off the washing, for example, for technological reasons, the non-return valve 11 (Fig. 4) closes, the rubber seal 16 is loaded with the entire pressure drop through the channel 18 and eliminates the leakage of fluid between the housing 1 and the sleeve 13, which preserves the current depression and reduces the pollution of the reservoir . After deepening the well in depression mode, the drilling tool is lifted the entire length of the housing 1 to the previous position relative to the packer 2 until the protrusion 27 interacts with the finger 26, open the valve 23, reduce the pressure in the cavity 21 and close the packer 2. At the same time, the lock 14 closes in this position, the packer 2 is rigidly fixed on the body 2 in the transport position and is torn off the well wall by an upward-moving tool. Then they lower the tool to the bottom and continue drilling the well in the mode of depression or repression in the same sequence with one arrangement without additional tripping operations of the tool. Since the axial load of the bit is transmitted directly through the cylindrical body 1 of the drilling tool, the method can be additionally used in deviated and horizontal wells.

Предлагаемый способ позволяет проще и оперативнее проводить вскрытие геологического разреза вертикальными, наклонными и горизонтальными скважинами в режиме депрессии на пласт. При этом возможно бурение скважин одной компоновкой на депрессии и на репрессии без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента. Геологическая эффективность способа заключается в снижении загрязнения продуктивной части разреза и повышении, в конечном счете, нефтеотдачи пласта. Экономическая эффективность способа достигается за счет сокращения средств на освоение продуктивных пластов, а также увеличения суммарной добычи углеводородов.The proposed method allows easier and faster to open the geological section of the vertical, deviated and horizontal wells in the mode of depression on the reservoir. In this case, it is possible to drill wells in one arrangement for depression and repression without additional tripping operations of the tool. The geological effectiveness of the method is to reduce the pollution of the productive part of the section and increase, ultimately, oil recovery. The economic efficiency of the method is achieved by reducing funds for the development of productive formations, as well as increasing the total production of hydrocarbons.

Библиографические данные источников информации, используемых при составлении описания изобретения.Bibliographic data of information sources used in the preparation of the description of the invention.

Насосно-эжекторная скважинная струйная установка для очистки забоя скважины от песчаных пробок и способ ее работы. Хоминец З.Д. Патент СССР №2239728, 2004, F04F 5/02. Pump-ejector downhole jet installation for cleaning the bottom of the well from sand plugs and the method of its operation. Khominets Z.D. USSR patent No. 2239728, 2004, F04F 5/02.

Claims

Способ создания депрессии на пласт при роторном бурении скважины, включающий промывку скважины поверхностным насосом через бурильную колонну труб, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту и углубление скважины, периодическую приостановку углубления скважины, герметизацию затрубного пространства вращающимся пакером, установленным на цилиндрическом корпусе, включение обратной призабойной промывки с перепадом давления жидкости на пакере, создаваемого струйным насосом, установленным выше пакера на нижнем конце бурильной колонны и выполненным в виде сопла, камеры смешения и диффузора, гидравлически связанного с затрубным пространством и возобновление углубления с депрессией на пласт, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет уменьшения загрязнения пласта и обеспечения при этом бурения также наклонных и горизонтальных скважин одной компоновкой на депрессии и на репрессии без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту проводят непосредственно через цилиндрический корпус, выполненный с возможностью уплотнения по наружной поверхности, который перемещают в процессе углубления на всю его длину с вращением внутри пакера при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения, выполненного в виде металлического кольца, установленного первым по ходу утечки и резинового элемента, установленного вторым по ходу утечки жидкости в области пониженного давления и гидравлически связанного своей внутренней полостью с затрубным пространством повышенного давления над пакером, при этом пакер снабжают механическим замком, например, в виде подпружиненного шара, а цилиндрический корпус в нижней части снабжают обратным клапаном и выполняют в виде одной бурильной трубы или нескольких труб с диаметром соединений последних, равным диаметру тела трубы при общей длине цилиндрического корпуса не более длины используемых свеч.A method of creating a depression on the formation during rotary drilling of a well, including flushing the well with a surface pump through the drill pipe string, transmitting axial load and torque to the bit and deepening the well, periodically suspending the deepening of the well, sealing the annulus with a rotary packer mounted on a cylindrical body, turning on the bottom hole flushing with a differential pressure of the fluid on the packer created by the jet pump installed above the packer at the lower end of the drill the columns and made in the form of a nozzle, a mixing chamber and a diffuser, hydraulically connected with the annulus and the resumption of deepening with depression on the formation, characterized in that, in order to increase the efficiency of the method by reducing pollution of the formation and while drilling also deviated and horizontal wells one arrangement for depression and repression without additional tripping operations of the tool, the transmission of axial load and torque the bit is carried out directly through the cylindrical the th case, made with the possibility of sealing on the outer surface, which is moved during the deepening process to its entire length with rotation inside the packer with a permissible small leakage of fluid between the mating surfaces using a combined seal made in the form of a metal ring installed first along the leak and rubber an element installed second along the liquid leak in the low-pressure region and hydraulically connected by its internal cavity to the annular space of the boom pressure above the packer, while the packer is provided with a mechanical lock, for example, in the form of a spring ball, and the cylindrical body in the lower part is equipped with a check valve and is made in the form of one drill pipe or several pipes with a diameter of the joints of the latter equal to the diameter of the pipe body with a total length cylindrical body no more than the length of the used candles.