Настоящее изобретение относится к способу бурения отверстия от выбранного места в существующей скважине, проходящей через подземный несущий углеводородные текучие среды пласт, путем использования бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом, при котором бурильное устройство вводят в существующую скважину по трубе для добычи углеводородных текучих сред и добываемую текучую среду, например добываемый жидкий углеводород и/или добываемую воду, нагнетают над режущими поверхностями бурильного устройства путем использования нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом для охлаждения режущих поверхностей и перемещения бурового шлама от бурильного устройства.
При обычных способах бурения скважины бурильную колонну, включающую буровое долото на ее нижнем конце, вращают в скважине, в то время как буровой раствор закачивают по продольному каналу в бурильной колонне, причем указанный буровой раствор возвращается к поверхности через кольцевое пространство между бурильной колонной и стенкой скважины. При бурении через слой земли, не содержащий текучую среду, плотность и скорость нагнетания бурового раствора выбирают так, чтобы поддерживать давление у стенки скважины между нижним уровнем, при котором ствол скважины становится неустойчивым, и верхним уровнем, при котором в стенке ствола скважины образуются трещины. Когда скважину бурят через зону, содержащую углеводородную текучую среду, давление бурового раствора должно, кроме того, превышать давление, при котором углеводородная текучая среда начинает поступать в ствол скважины, и должно быть меньше давления, при котором происходит нежелательное вторжение бурового раствора в пласт. Эти требования накладывают определенные ограничения на процесс бурения и, в частности, на длину интервалов скважины, в которых обсадная колонна должна быть установлена в стволе скважины. Например, если давление бурового раствора на забое скважины будет чуть ниже верхнего предела, при котором происходит нежелательное вторжение бурового раствора в пласт, давление бурового раствора в верхней части необсаженного интервала скважины может быть близким к нижнему пределу, при котором происходит приток углеводородной текучей среды в скважину. Максимальная допустимая длина необсаженного интервала зависит от плотности бурового раствора, давления углеводородной текучей среды в пласте и высоты столба бурового раствора.
Кроме того, на практике применяли бурение через зону, несущую углеводородную текучую среду, при давлениях в стволе скважины, которые меньше давления пластовой текучей среды, то есть методом, который обычно называют бурением с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт. Во время бурения с отрицательным дифференциальным давлением углеводородная текучая среда поступает в ствол скважины, и поэтому буровое оборудование на поверхности должно быть выполнено с возможностью обработки такого притока. Кроме того, специальные меры должны быть приняты для регулирования гидростатического давления в стволе скважины во время процесса бурения.
Патент США 6305469 относится к способу создания скважины в пласте земли, при этом скважина включает первый интервал скважины и второй интервал скважины, проходящий в несущую углеводородную текучую среду зону пласта земли, причем способ включает бурение первого интервала скважины, размещение бурильного устройства с дистанционным управлением в том выбранном месте в первом интервале скважины, от которого второй интервал скважины должен быть пробурен, размещение насосно-компрессорной колонны для добычи углеводородной текучей среды в первом интервале скважины и ее уплотнение относительно стенки скважины, причем колонна снабжена средством для регулирования потока текучей среды и отверстием для впуска текучей среды, сообщающимся по текучей среде с указанным выбранным местом; приведение в действие бурильного устройства для бурения нового интервала скважины, при этом во время бурения, выполняемого бурильным устройством, сквозь несущую углеводородную текучую среду зону поток углеводородной текучей среды из второго интервала скважины в насосно-компрессорную колонну регулируют с помощью средства для регулирования потока текучей среды. За счет бурения сквозь несущую углеводородную текучую среду зону с использованием бурильного устройства с дистанционным управлением и выпуска любой углеводородной текучей среды, поступающей в скважину, по насосно-компрессорной колонне достигается то, что давление в скважине больше не должно превышать давление пластовой текучей среды. Давление в скважине регулируют путем управления средством для регулирования потока текучей среды. Кроме того, отсутствует необходимость в каких-либо особых мерах, принимаемых для того, чтобы буровое оборудование могло выполнять операции с добываемой углеводородной текучей средой во время бурения. В том случае, когда второй интервал скважины должен быть пробурен через один или несколько слоев, из которых никакая углеводородная текучая среда не поступает в скважину, предпочтительно, чтобы бурильное устройство содержало насосную систему, имеющую впускное отверстие, выполненное с возможностью обеспечить проход бурового шлама, возникающего в результате бурения, выполняемого бурильным устройством, во впускное отверстие, и выпускное отверстие, выполненное с возможностью выпуска указанного бурового шлама в ствол скважины за бурильным устройством. Соответственно, указанное выпускное отверстие расположено на выбранном расстоянии за бурильным устройством и в том месте в скважине, в которой происходит циркуляция бурового раствора через скважину, причем указанный буровой раствор захватывает буровой шлам и переносит буровой шлам к поверхности. Второй интервал скважины может представлять собой продолжение существующей скважины или может представлять собой обходную или боковую скважину (то есть ответвление) существующей скважины. Бурильное устройство присоединено с возможностью разъединения к нижнему концу насосно-компрессорной колонны для добычи углеводородной текучей среды с помощью соответствующего соединительного устройства. В этом случае насосно-компрессорную колонну для добычи углеводородной текучей среды спускают в обсадную колонну до тех пор, пока бурильное устройство не окажется рядом с нижней частью первого интервала скважины, после чего насосно-компрессорную колонну фиксируют относительно обсадной колонны путем надувания пакера, который герметично перекрывает кольцевое пространство, образованное между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной. Соответственно, сохраняется потребность в бурильном устройстве с дистанционным управлением, в котором текучая среда, добываемая из пласта, используется для уноса бурового шлама от режущих поверхностей устройства, причем устройство должно быть выполнено с возможностью перемещения его от поверхности до выбранного места в существующем стволе скважины без необходимости извлечения насосно-компрессорной колонны для добычи углеводородной текучей среды из скважины.
Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением разработан способ бурения выбуриваемого отверстия от выбранного места в существующей скважине, проходящей через подземный пласт земли, имеющий, по меньшей мере, одну несущую углеводородную текучую среду зону, причем существующая скважина снабжена обсадной колонной, и труба для добычи углеводородной текучей среды расположена в стволе скважины и уплотнена относительно стенки обсадной колонны, причем способ включает следующие операции:
перемещение бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды к выбранному месту в существующей скважине;
приведение в действие бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности на бурильном устройстве бурили отверстие от выбранного места в существующей скважине, тем самым создавая буровой шлам, при этом во время работы бурильного устройства первый поток добываемой текучей среды проходит прямо к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды, и второй поток добываемой текучей среды нагнетается над режущими поверхностями бурильного устройства посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, и буровой шлам переносится от бурильного устройства, будучи захваченным вторым потоком добываемой текучей среды.
Под "добываемой текучей средой" понимаются добываемые жидкие углеводороды и/или добываемая вода, предпочтительно добываемые жидкие углеводороды.
Преимущество способа по настоящему изобретению заключается в том, что углеводородная текучая среда может быть добыта из существующей скважины во время бурения выбуриваемого отверстия от выбранного места. Дополнительное преимущество способа по настоящему изобретению заключается в том, что второй поток добываемой текучей среды охлаждает режущие поверхности бурильного устройства в дополнение к переносу бурового шлама от режущих поверхностей.
Еще одно дополнительное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что способ может быть использован для бурения нового интервала скважины без необходимости извлечения трубы для добычи из существующей скважины. Предусмотрено, что текучая среда может добываться из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта перед перемещением бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом по трубе для добычи к выбранному месту в стволе скважины. Тем не менее, способ по настоящему изобретению также может быть использован в том случае, когда существующая скважина была пробурена до выбранного места непосредственно над несущей углеводородную текучую среду зоной пласта, и новое выбуренное отверстие обеспечивает удлинение существующего ствола скважины в указанную несущую углеводородную текучую среду зону. Таким образом, новый интервал скважины может представлять собой следующее:
скважину, проходящую в несущую углеводородную текучую среду зону пласта от выбранного места, находящегося непосредственно над указанной зоной;
продолжение существующей скважины, которая проходит сквозь несущую углеводородную текучую среду зону пласта;
обходную скважину от выбранного места в насосно-компрессорной колонне или от выбранного места в существующей скважине под насосно-компрессорной колонной;
боковую скважину, проходящую от выбранного места в насосно-компрессорной колонне и/или от выбранного места в существующей скважине под насосно-компрессорной колонной;
боковую разведочную скважину, проходящую от выбранного места в насосно-компрессорной колонне и/или от выбранного места в существующей скважине под насосно-компрессорной колонной.
Под "обходной скважиной" понимается ответвление существующей скважины там, где существующая скважина больше не обеспечивает добычу углеводородной текучей среды. Таким образом, существующую скважину изолируют ниже выбранного места, от которого обходная скважина должна быть пробурена, например, посредством цемента. Под "боковой скважиной" понимается ответвление существующей скважины там, где существующая скважина продолжает обеспечивать добычу углеводородной текучей среды. Соответственно, множество боковых скважин может быть пробурено от существующей скважины. Боковые скважины могут быть пробурены от одного и того же места в существующей скважине, то есть в разных радиальных направлениях, и/или от разных мест в существующей скважине, то есть на разных глубинах. Под "боковой разведочной скважиной" понимается скважина, которую бурят для исследования материнской породы пласта и пластовых текучих сред на расстоянии от существующей скважины, как описано ниже более подробно.
Соответственно, обсадная колонна может быть спущена от поверхности до забоя существующей скважины. В альтернативном варианте обсадная колонна может быть спущена от поверхности в верхний интервал существующей скважины, при этом нижний интервал существующей скважины представляет собой законченную бурением скважину с открытым или необсаженным забоем. В том случае, если выбранное место в обсаженной скважине находится под трубой для добычи, выбуриваемое отверстие, образуемое бурильным устройством, может представлять собой окно в обсадной колонне. Также предусмотрено, что выбранное место в обсаженной скважине может находиться в пределах трубы для добычи, при этом выбуриваемое отверстие, образуемое бурильным устройством, может представлять собой окно, проходящее сквозь трубу для добычи и сквозь обсадную колонну скважины. Обсадная колонна существующей скважины в выбранном месте может быть образована из металла, и в этом случае режущие поверхности на бурильном устройстве должны быть выполнены с возможностью прорезания окна в обсадной колонне путем дробления или резания металла. Таким образом, термин "бурильное устройство" в используемом здесь смысле охватывает фрезерные устройства, и термин "бурение" охватывает "фрезерование". В альтернативном варианте обсадная колонна в выбранном месте в существующей скважине может быть образована из хрупкого сплава или композиционного материала, так что окно может быть прорезано путем использования бурильного устройства, оснащенного обычным буровым долотом.
Предпочтительно способ по настоящему изобретению также может быть использован для бурения по минеральному отложению, которое образовало налет на стенке существующей скважины, и, возможно, по подобному минеральному отложению, которое образовало налет на стенке трубы для добычи углеводородной текучей среды, в результате чего увеличивается полезное выбуренное отверстие в существующей скважине и, возможно, полезное выбуренное отверстие в трубе для добычи.
Кроме того, способ по настоящему изобретению может быть использован для образования перфорационного канала в обсадной колонне и цементе существующей скважины для удаления обломков породы, закупоривающих перфорационный канал, или для расширения перфорационного канала в существующей скважине. Соответственно, бурильное устройство, используемое для образования нового перфорационного канала или для очистки или расширения существующего перфорационного канала, представляет собой устройство для микробурения, имеющее режущие поверхности, выполненные с размерами для образования выбуренного отверстия, имеющего диаметр от 0,2 до 3 дюймов.
Предпочтительно выбуренное отверстие, образованное бурильным устройством в существующей скважине, представляет собой новый интервал скважины.
Таким образом, в соответствии с особо предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения разработан способ бурения интервала скважины от выбранного места в существующей скважине, проходящей сквозь подземный пласт земли, имеющий, по меньшей мере, одну несущую углеводородную текучую среду зону, причем существующая скважина снабжена обсадной колонной, и труба для добычи углеводородной текучей среды расположена в скважине и уплотнена относительно стенки обсадной колонны, причем способ включает следующие операции:
перемещение бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды к тому выбранному месту в существующей скважине, от которого интервал скважины должен быть пробурен;
приведение в действие бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности на бурильном устройстве бурили интервал скважины от выбранного места в существующей скважине, тем самым создавая буровой шлам, при этом во время работы бурильного устройства первый поток добываемой текучей среды проходит прямо к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды, и второй поток добываемой текучей среды нагнетается над режущими поверхностями бурильного устройства посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, и буровой шлам переносится от бурильного устройства, будучи захваченным вторым потоком добываемой текучей среды.
Преимущество данного предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения заключается в том, что углеводородная текучая среда может быть добыта из несущей углеводородную текучую среду зоны в существующей скважине во время бурения нового интервала скважины. Дополнительное преимущество данного предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения заключается в том, что углеводородная текучая среда может поступать из несущей углеводородную текучую среду зоны в новый интервал скважины во время операции бурения.
Предпочтительно первый поток добываемой текучей среды содержит большую часть текучей среды, добываемой из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта. Как рассмотрено выше, добываемая текучая среда может содержать добываемые жидкие углеводороды и/или добываемую воду, предпочтительно добываемые жидкие углеводороды.
Давление в несущей углеводород зоне подземного пласта может быть достаточно высоким, так что первый поток добываемой текучей среды будет проходить к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды за счет собственной энергии. Тем не менее, способ по настоящему изобретению также пригоден для использования в скважинах с насосно-компрессорной добычей. Как правило, поток захваченного бурового шлама может быть разжижен путем введения его в первый поток добываемой текучей среды, при этом буровой шлам переносится к поверхности вместе с добываемой текучей средой. Буровой шлам может быть отделен от добытой текучей среды в установке для обработки углеводородной текучей среды путем использования обычных способов отделения бурового шлама, например путем использования гидроциклона или другого средства для отделения твердых частиц от потока жидкости или газа. Тем не менее, также предусмотрено, что, по меньшей мере, часть бурового шлама может выпадать в виде осадка из добываемой текучей среды и может осаждаться в опережающей части существующей скважины, имеющей малый диаметр. К параметрам, влияющим на выпадение бурового шлама в виде осадка, относятся скорость первого потока добываемой текучей среды, вязкость добываемой текучей среды, плотность бурового шлама и размер и форма частиц бурового шлама.
Соответственно, бурильное устройство спускают от поверхности до выбранного места в существующем стволе скважины подвешенным к кабелю. Предпочтительно кабель выполнен из упрочненной стали. Кабель может быть присоединен к бурильному устройству посредством соединителя, предпочтительно разъемного соединителя. Предпочтительно кабель включает один или несколько проводов или сегментированных проводов для передачи электрической энергии или электрических сигналов (далее "обычный кабель"). Кабель также может представлять собой модифицированный "обычный кабель", содержащий сердцевину из изоляционного материала, имеющую, по меньшей мере, один электрический соединительный провод или сегментированный провод, заделанный в нее, промежуточный слой, образующий барьер для текучих сред, и наружную гибкую защитную оболочку. Соответственно, промежуточный слой, образующий барьер для текучих сред, состоит из стали. Соответственно, наружная защитная оболочка представляет собой стальную оплетку. Предпочтительно электрический соединительный провод или провода или сегментированный провод или провода, заделанные в сердцевину из изоляционного материала, покрыты электроизоляционным материалом.
Предпочтительно бурильное устройство выполнено со средством с электроприводом, которое предназначено для регулирования направленности, например с управляемым соединением, которое используется для регулирования траектории нового интервала скважины в процессе его бурения. Это средство для регулирования направленности электрически соединено с оборудованием на поверхности посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заделанного в кабеле.
Предпочтительно существующая скважина имеет внутренний диаметр, составляющий от 5 до 10 дюймов. Предпочтительно труба для добычи имеет внутренний диаметр, составляющий от 2,5 до 8 дюймов, более предпочтительно от 3,5 до 6 дюймов. Соответственно, бурильное устройство имеет максимальный наружный диаметр, который меньше внутреннего диаметра трубы для добычи, в результате чего обеспечивается возможность перемещения бурильного устройства внутри трубы для добычи и наружу в существующую скважину. Предпочтительно максимальный наружный диаметр бурильного устройства, по меньшей мере, на 0,5 дюйма, более предпочтительно, по меньшей мере, на 1 дюйм, меньше внутреннего диаметра трубы для добычи. Режущие поверхности на бурильном устройстве могут быть выполнены с размерами, позволяющими образовать новый интервал скважины, имеющий диаметр, который меньше внутреннего диаметра трубы для добычи, например диаметр, составляющий от 3 до 5 дюймов. Тем не менее, бурильное устройство предпочтительно выполнено с раздвижными режущими поверхностями, например с раздвижным буровым долотом, в результате чего создается возможность того, что скважина, которую бурят от выбранного места, будет иметь больший диаметр по сравнению с внутренним диаметром трубы для добычи.
Предпочтительно бурильное устройство имеет первое буровое долото, расположенное на его нижнем конце, и второе буровое долото, расположенное на его верхнем конце. Это предпочтительно вследствие того, что второе буровое долото может быть использовано для удаления обломков при извлечении бурильного устройства из ствола скважины.
Соответственно, бурильное устройство может быть оснащено датчиками для оценки параметров продуктивного пласта, которые электрически соединены с регистрирующей аппаратурой на поверхности посредством электрического соединительного провода или проводов или сегментированного провода или проводов в кабеле. Соответственно, датчики расположены вблизи режущих поверхностей на бурильном устройстве.
Возможно, обычный кабель или модифицированный кабель, на котором подвешено бурильное устройство, может быть снабжен множеством датчиков, расположенных вдоль его длины. Предпочтительно датчики расположены на расстоянии от 5 до 20 футов друг от друга вдоль длины кабеля. Это предпочтительно, когда бурильное устройство используется для бурения боковой "разведочной" скважины, поскольку датчики могут быть использованы для приема и передачи данных, относящихся к характеру материнской породы пласта и к свойствам пластовых текучих сред на расстоянии от существующего ствола скважины. Данные могут непрерывно или периодически передаваться на поверхность посредством электрического соединительного провода или проводов и/или сегментированного провода или проводов, заделанных в обычный кабель или в модифицированный обычный кабель. Боковая "разведочная" скважина может быть пробурена на расстояние от 10 до 10000 футов, как правило, составляющее до 2000 футов, от существующего ствола скважины. Бурильное устройство и соединенный с ним кабель могут быть оставлены на месте в боковой "разведочной скважине", по меньшей мере, на один день, предпочтительно, по меньшей мере, на неделю или могут быть постоянно установлены в боковой "разведочной" скважине. Соответственно, множество расширяющихся пакеров может быть использовано для изоляции одного или нескольких интервалов боковой "разведочной" скважины, в результате чего обеспечивается возможность передачи к поверхности по кабелю данных, относящихся к пластовым условиям в изолированном интервале или интервалах боковой "разведочной" скважины. Как только достаточное количество информации будет получено из изолированного интервала боковой "разведочной" скважины, расширяющиеся пакеры могут быть втянуты, и, по меньшей мере, один новый интервал боковой "разведочной" скважины может быть заизолирован, и дополнительные данные могут быть переданы на поверхность.
Когда выбуриваемое отверстие, образуемое бурильным устройством, представляет собой новый интервал скважины, предпочтительно, чтобы кабель, к которому подвешено бурильное устройство, находился в пределах длины колонны труб. Соответственно, внутреннее пространство колонны труб сообщается по текучей среде с каналом для прохода текучей среды в бурильном устройстве. Термин "канал для прохода" в используемом здесь смысле означает ход или канал для перемещения текучей среды через бурильное устройство. Соответственно, бурильное устройство присоединено или непосредственно, или непрямым образом к колонне труб. Колонна труб проходит от бурильного устройства вдоль, по меньшей мере, нижнего участка кабеля. Предпочтительно, колонна труб проходит в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Соответственно, длина колонны труб, по меньшей мере, такая же, как заданная длина нового интервала скважины. Датчики могут быть расположены вдоль участка кабеля, который находится внутри колонны труб и/или вдоль наружной стороны колонны труб. В том случае, когда датчики расположены на наружной стороне колонны труб, датчики могут быть связаны с электрическим соединительным проводом или проводами и/или сегментированным проводом или проводами кабеля посредством электромагнитных средств.
Колонна труб имеет наружный диаметр, который меньше внутреннего диаметра трубы для добычи, в результате чего обеспечивается возможность пропускания колонны труб по трубе для добычи. Как было рассмотрено выше, труба для добычи предпочтительно имеет внутренний диаметр от 2,5 до 8 дюймов, более предпочтительно от 3,5 до 6 дюймов. Предпочтительно колонна труб имеет наружный диаметр, который, по меньшей мере, на 0,5 дюйма, более предпочтительно, по меньшей мере, на 1 дюйм, меньше внутреннего диаметра трубы для добычи. Как правило, колонна труб имеет наружный диаметр в диапазоне от 2 до 5 дюймов.
Предпочтительно второй поток добываемой текучей среды может проходить к бурильному устройству через кольцевое пространство, образованное между колонной труб и стенкой нового интервала скважины, и буровой шлам, захваченный вторым потоком добываемой текучей среды (далее "поток с захваченным буровым шламом"), может быть перемещен от бурильного устройства через внутреннее пространство колонны труб (режим "обратной промывки"). Соответственно, колонна труб может проходить до поверхности, так что поток с захваченным буровым шламом за счет обратной промывки может выходить из ствола скважины.
Как правило, колонна труб может представлять собой колонну стальных труб или колонну пластмассовых труб.
В том случае, когда колонна представляет собой колонну стальных труб, возможно, кожух, предпочтительно цилиндрический кожух, может быть присоединен или прямо, или косвенно к концу колонны стальных труб, удаленному от бурильного устройства, например, посредством разъемного соединителя. Таким образом, бурильное устройство может быть присоединено к первому концу колонны стальных труб, а кожух может быть присоединен ко второму концу колонны стальных труб. Для избежания неопределенности кабель пропускают через кожух и по колонне стальных труб к бурильному устройству. Электродвигатель может быть размещен в кожухе, и электрическая энергия может передаваться электродвигателю посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Электродвигатель может быть использован для приведения в действие средства, предназначенного для приведения во вращение колонны стальных труб и, следовательно, бурильного устройства, присоединенного к ней. Предпочтительно кожух снабжен тяговым средством с электроприводом, которое может быть использовано для продвижения колонны стальных труб и, следовательно, бурильного устройства вперед по новому интервалу скважины в процессе его бурения. Электрическая энергия передается к тяговому средству посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Соответственно, тяговое средство содержит колеса или накладки, которые взаимодействуют со стенкой трубы для добычи углеводородной текучей среды и перемещаются по стенке трубы для добычи углеводородной текучей среды.
В качестве альтернативы или в добавление к вращению колонны стальных труб бурильное устройство может быть снабжено электродвигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота. Как правило, средство для приведения в действие бурового долота может представлять собой ротор. Как было рассмотрено выше, буровое долото может быть расположено на нижнем конце бурильного устройства и, возможно, на его верхнем конце. Верхнее и нижнее буровые долота могут быть снабжены специально предназначенными для них электродвигателями. Альтернативно, один электродвигатель может приводить в действие оба буровых долота. Соответственно, электродвигатель или электродвигатели расположены в корпусе бурильного устройства, предпочтительно в цилиндрическом корпусе. Электрическая энергия передается к электродвигателю или электродвигателям посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Корпус бурильного устройства также может быть предусмотрен с тяговым средством с электроприводом, которое используется для продвижения бурильного устройства и колонны стальных труб вперед по новому интервалу скважины в процессе его бурения, а также для восприятия реактивного крутящего момента, создаваемого средством, предназначенным для приведения в действие бурового долота. Электрическая энергия передается к тяговому средству посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Соответственно, тяговое средство содержит колеса или накладки, которые взаимодействуют со стенкой нового интервала скважины и перемещаются по стенке нового интервала скважины. Предусмотрено, что продвижение бурильного устройства вперед по новому интервалу скважины может быть осуществлено путем использования как тягового средства, расположенного на возможном кожухе, присоединенном ко второму концу колонны стальных труб, так и тягового средства, расположенного на корпусе бурильного устройства.
Как было рассмотрено выше, второй поток добываемой текучей среды может быть "всосан" в бурильное устройство через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины, и поток с захваченным буровым шламом может быть перемещен из бурильного устройства через внутреннее пространство колонны стальных труб (режим "обратной промывки"). Соответственно, корпус бурильного устройство предпочтительно выполнен с, по меньшей мере, одним входом в первый канал в корпусе. Этот первый канал сообщается по текучей среде со вторым каналом и третьим каналом в корпусе бурильного устройства. Второй канал имеет выход, который сообщается по текучей среде с внутренним пространством колонны стальных труб, в то время как третий канал имеет выход, расположенный в непосредственной близости от режущих поверхностей бурильного устройства. Как правило, второй поток добываемой текучей среды всасывается через вход (входы) первого канала посредством нагнетательного средства, например всасывающего насоса, расположенного в корпусе. Затем второй поток добываемой текучей среды разделяется на первый отделенный поток текучей среды и второй отделенный поток текучей среды. Первый отделенный поток текучей среды проходит по второму каналу в корпусе бурильного устройства и во внутреннее пространство колонны стальных труб, в то время как второй отделенный поток текучей среды проходит по третьему каналу в корпусе бурильного устройства и наружу над режущими поверхностями так, что буровой шлам захватывается им. Образующийся в результате поток с захваченным буровым шламом затем проходит над наружной стороной бурильного устройства перед рециркуляцией через вход (входы) первого канала в корпусе бурильного устройства. Большая часть бурового шлама проходит во внутреннее пространство колонны стальных труб, будучи захваченной первым отделенным потоком текучей среды. Первый отделенный поток текучей среды, содержащий захваченный буровой шлам, выпускается из второго конца колонны стальных труб, который удален от бурильного устройства, предпочтительно в трубу для добычи углеводородной текучей среды, при этом буровой шлам разжижается в первом потоке добываемой текучей среды, который проходит непосредственно к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды.
Альтернативно, второй поток добываемой текучей среды может нагнетаться в бурильное устройство через внутреннее пространство колонны стальных труб, в то время как поток с захваченным буровым шламом может перемещаться из бурильного устройства через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины (режим "обычной промывки"). Предпочтительно второй поток добываемой текучей среды проходит из колонны стальных труб по каналу в бурильном устройстве и наружу над режущими поверхностями, при этом добываемая текучая среда охлаждает режущие поверхности и буровой шлам оказывается захваченным в добываемой текучей среде. Образующийся в результате поток с захваченным буровым шламом затем перемещается от режущих поверхностей над наружной стороной бурильного устройства и через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины. Предполагается, что добываемая текучая среда, проходящая из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта в кольцевое пространство, может способствовать переносу бурового шлама через кольцевое пространство. Второй поток добываемой текучей среды может нагнетаться в бурильное устройство по колонне стальных труб посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, например, всасывающего насоса, расположенного в корпусе бурильного устройства, и/или посредством нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, расположенного в возможном кожухе, присоединенном ко второму концу колонны стальных труб, который удален от бурильного устройства. Предпочтительно вход во второй конец колонны стальных труб предусмотрен с фильтром для предотвращения возврата какого-либо бурового шлама в бурильное устройство.
Колонна стальных труб может быть снабжена, по меньшей мере, одним радиально расширяющимся пакером, например, 2 или 3 радиально расширяющимися пакерами, в результате чего создается возможность того, что колонна стальных труб будет образовывать внутреннее покрытие для нового интервала скважины. Когда пакер или пакеры находятся в своем нерасширенном состоянии, должна быть обеспечена возможность перемещения колонны стальных труб вместе с пакером или пакерами по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места в стволе скважины, от которого должен быть пробурен новый интервал скважины. Кроме того, радиально расширяющийся пакер или пакеры не должны создавать препятствий во время операции бурения для потока текучей среды через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины. После завершения операции бурения колонна стальных труб может быть зафиксирована на месте в новом интервале скважины путем расширения радиального пакера или пакеров. Соответственно, колонна стальных труб проходит в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Предпочтительно верхняя секция колонны стальных труб, которая проходит в трубу для добычи, снабжена, по меньшей мере, одним радиально расширяющимся пакером или пакерами, так что расширение пакера или пакеров обеспечивает изоляцию кольцевого пространства, образованного между колонной стальных труб и трубой для добычи углеводородной текучей среды. В качестве альтернативы использованию расширяющегося пакера или пакеров, по меньшей мере, часть (секция) колонны стальных труб может быть снабжена наружным покрытием из резины, которая способна к набуханию при воздействии на нее добываемых текучих сред, в частности углеводородных текучих сред, так что покрытие из набухшей резины образует уплотнение между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины. После этого колонну стальных труб перфорируют для обеспечения возможности прохода добываемой текучей среды из несущей углеводород зоны пласта во внутреннее пространство колонны стальных труб и в трубу для добычи.
Альтернативно, колонна стальных труб может представлять собой расширяющуюся колонну стальных труб. Когда колонна стальных труб находится в нерасширенном состоянии, должна быть обеспечена возможность спуска ее вниз по трубе для добычи углеводородной текучей среды в существующей скважине до того выбранного места в существующей скважине, от которого должен быть пробурен новый интервал скважины. Как только операция бурения будет завершена, колонна стальных труб может быть расширена для образования внутреннего покрытия для нового интервала скважины. Соответственно, расширяющаяся колонна стальных труб проходит в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Участок колонны стальных труб, который проходит в трубу для добычи углеводородной текучей среды, может быть расширен до стенки трубы для добычи, в результате чего устраняется необходимость в расширяющемся пакере. После этого колонну стальных труб перфорируют для обеспечения возможности прохода добываемой текучей среды из несущей углеводород зоны пласта во внутреннее пространство расширенной колонны стальных труб и в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Колонна стальных труб может быть расширена следующими способами: фиксацией бурильного устройства на месте в стволе скважины, например, путем использования раздвигаемых в радиальном направлении зажимных средств, расположенных на корпусе бурильного устройства; отсоединением бурильного устройства от кабеля и колонны стальных труб; вытягиванием кабеля на поверхность по трубе для добычи углеводородной текучей среды и креплением к нему обычного инструмента для расширения, например, раздвижной оправки; введением инструмента для расширения в ствол скважины по трубе для добычи углеводородной текучей среды и по колонне стальных труб; вытягиванием инструмента для расширения обратно по колонне стальных труб для расширения колонны труб. После этого бурильное устройство может быть извлечено из ствола скважины следующими способами: повторным присоединением кабеля к бурильному устройству; отводом раздвигаемых в радиальном направлении зажимных средств назад [в радиальном направлении]; вытягиванием кабеля и бурильного устройства из ствола скважины по расширенной колонне стальных труб и трубе для добычи углеводородной текучей среды и/или приведением в действие тягового средства с электроприводом, тем самым обеспечивая перемещение бурильного устройства по расширенной колонне стальных труб и трубе для добычи. В альтернативном варианте выполненный с возможностью вращения и с электроприводом инструмент для расширения, имеющий элементы, раздвигаемые в радиальном направлении, может быть присоединен или непосредственно, или непрямым образом к бурильному устройству у его верхнего конца. Электрическая энергия может быть передана выполненному с возможностью вращения инструменту для расширения посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Соответствующий выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения описан в заявке на патент США №2001/0045284, которая включена в данное описание путем ссылки. Соответственно, данный выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения может быть приспособлен путем выполнения в нем сквозного канала для прохода текучей среды так, что во время операции бурения внутреннее пространство колонны стальных труб будет сообщаться по текучей среде с каналом для прохода текучей среды в бурильном устройстве. Выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения может быть присоединен с возможностью отсоединения к расширяющейся колонне стальных труб, например, посредством защелкивающегося средства с электроприводом. После завершения бурения нового интервала ствола скважины выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения отсоединяют от колонны стальных труб. После этого выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения приводят в действие для расширения колонны стальных труб посредством вытягивания инструмента для расширения и взаимодействующего с ним бурильного устройства по колонне стальных труб при одновременном вращении инструмента для расширения и раздвигании раздвигаемых в радиальном направлении элементов. После расширения колонны стальных труб выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения и взаимодействующее с ним бурильное устройство могут быть извлечены из ствола скважины по трубе для добычи углеводородной текучей среды путем отвода раздвигаемых в радиальном направлении элементов назад перед вытягиванием кабеля и/или путем приведения в действие тягового средства с электроприводом, предусмотренного на корпусе бурильного устройства. В том случае, когда кожух расположен на конце колонны стальных труб, удаленном от бурильного устройства, данный кожух предпочтительно отсоединяют от колонны стальных труб и извлекают из ствола скважины перед расширением колонны стальных труб.
В том случае, когда новый интервал скважины представляет собой боковую скважину, участок колонны стальных труб, который проходит через существующую скважину перед "вхождением" в трубу для добычи углеводородной текучей среды, может быть снабжен клапаном, содержащим втулку, которая выполнена с возможностью перемещения относительно секции колонны стальных труб, которая имеет множество выполненных в ней перфорационных отверстий. Когда клапан находится в его закрытом положении, втулка будет перекрывать перфорационные отверстия в секции колонны стальных труб, так что предотвращается поступление добываемых текучих сред из существующей скважины в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Когда скользящая втулка находится в ее открытом положении, множество перфорационных отверстий не перекрываются и добываемые текучие среды из существующей скважины могут проходить через перфорационные отверстия в колонну стальных труб и, следовательно, в трубу для добычи углеводородной текучей среды.
Как было рассмотрено выше, колонна труб также может представлять собой колонну пластмассовых труб. В отличие от колонны стальных труб колонна пластмассовых труб является деформируемой при условиях, с которыми сталкиваются в скважине. Соответственно, второй поток добываемой текучей среды всасывается в бурильное устройство через кольцевое пространство, образованное между колонной пластмассовых труб и стенкой ствола скважины, и поток с буровым шламом перемещается от бурильного устройства через внутреннее пространство колонны труб (режим "обратной промывки"). Соответственно, второй поток добываемой текучей среды всасывается в бурильное устройство посредством нагнетательного средства, например всасывающего насоса, расположенного в корпусе, предпочтительно в цилиндрическом корпусе бурильного устройства. Нагнетательное средство может быть приведено в действие, как описано выше. Предпочтительно корпус бурильного устройства предусмотрен с электродвигателем, используемым для приведения в действие средства, предназначенного для приведения во вращение бурового долота, расположенного на нижнем конце бурильного устройства, например электродвигатель может приводить в движение ротор. Предпочтительно корпус бурильного устройства предусмотрен с тяговым средством с электроприводом, например с тяговыми колесами или накладками, которые взаимодействуют со стенкой нового интервала скважины и которые используются для продвижения бурильного устройства вперед по новому интервалу скважины в процессе его бурения и для восприятия реактивного крутящего момента, создаваемого электродвигателем, используемым для приведения в действие бурового долота. Предпочтительно поток с захваченным буровым шламом проходит к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды вместе с первым потоком добываемой текучей среды. Также предусмотрено, что, по меньшей мере, часть бурового шлама может осаждаться в опережающей части существующей скважины, имеющей малый диаметр, как описано выше.
Соответственно, колонна пластмассовых труб расположена внутри песочного фильтра, который проходит вдоль длины колонны пластмассовых труб. Песочный фильтр может представлять собой расширяющийся песочный фильтр или обычный песочный фильтр. Как правило, песочный фильтр присоединен к кабелю и/или к бурильному устройству, например, посредством разъемного защелкивающегося средства. Соответственно, как только новый интервал скважины будет пробурен, песочный фильтр может быть отсоединен от кабеля и/или от бурильного устройства. В том случае, если колонна пластмассовых труб расположена внутри обычного песочного фильтра, бурильное устройство, как правило, имеет максимальный диаметр, превышающий внутренний диаметр песочного фильтра. Следовательно, предусмотрено, что бурильное устройство может быть отсоединено от кабеля и от колонны пластмассовых труб, например, посредством разъемного защелкивающегося средства с электронным управлением, в результате чего обеспечивается возможность вытягивания кабеля и колонны пластмассовых труб из ствола скважины через внутреннее пространство обычного песочного фильтра и по трубе для добычи углеводородной текучей среды, оставляя песочный фильтр и бурильное устройство в новом интервале скважины. Альтернативно, бурильное устройство может быть выполнено из отсоединяемых частей, при этом отдельные части бурильного устройства выполнены с такими размерами, что они могут быть извлечены из ствола скважины через внутреннее пространство обычного песочного фильтра. В том случае, когда песочный фильтр представляет собой расширяющийся песочный фильтр, расширение песочного фильтра может создать возможность извлечения бурильного устройства из ствола скважины через расширенный песочный фильтр и по трубе для добычи углеводородной текучей среды. Предполагается, что расширяющийся песочный фильтр может быть расширен посредством следующих операций:
фиксации бурильного устройства на месте в скважине, например, посредством раздвигаемых в радиальном направлении зажимных средств перед отсоединением бурильного устройства от кабеля;
отсоединения песочного фильтра от кабеля и/или от бурильного устройства;
вытягивания кабеля и взаимодействующей колонны пластмассовых труб через внутреннее пространство песочного фильтра и по трубе для добычи углеводородной текучей среды;
присоединения обычного инструмента для расширения песочного фильтра, например раздвижной оправки к кабелю;
перемещения инструмента в его нерасширенном состоянии по трубе для добычи углеводородной текучей среды и через песочный фильтр;
вытягивания инструмента в его расширенном состоянии обратно через песочный фильтр для расширения песочного фильтра;
извлечения инструмента в его нерасширенном состоянии из ствола скважины путем вытягивания кабеля по трубе для добычи углеводородной текучей среды;
извлечения бурильного устройства из нового интервала скважины путем повторного введения кабеля, повторного присоединения бурильного устройства к кабелю, вывода бурильного устройства из положения, при котором оно зафиксировано относительно скважины, и вытягивания кабеля и присоединенного бурильного устройства через расширенный песочный фильтр и по насосно-компрессорной колонне и/или посредством приведения в действие тягового средства с электроприводом, предусмотренного на корпусе бурильного устройства.
Альтернативно, выполненный с электроприводом и с возможностью вращения инструмент для расширения может быть присоединен или непосредственно, или непрямым образом к бурильному устройству на его верхнем конце. Выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения также может быть присоединен с возможностью разъединения к расширяющемуся песочному фильтру, например, посредством защелкивающегося средства с электроприводом. Электрическая энергия передается выполненному с возможностью вращения инструменту для расширения посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Как было рассмотрено выше, соответствующий выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения такой же, как описан в заявке на патент США №2001/0045284. Соответственно, выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения может быть приспособлен путем выполнения канала для прохода текучей среды таким образом, что во время операции бурения внутреннее пространство колонны пластмассовых труб будет сообщаться по текучей среде с каналом для прохода текучей среды в бурильном устройстве. После завершения бурения нового интервала скважины выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения может быть отсоединен от песочного фильтра. Выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения затем приводят в действие для расширения песочного фильтра путем вытягивания инструмента для расширения и взаимодействующего бурильного устройства через песочный фильтр при одновременном вращении инструмента для расширения и раздвигании раздвигаемых в радиальном направлении элементов. После расширения песочного фильтра колонна пластмассовых труб, выполненный с возможностью вращения инструмент для расширения и взаимодействующее бурильное устройство могут быть извлечены из ствола скважины по трубе для добычи углеводородной текучей среды путем отвода раздвигаемых в радиальном направлении элементов назад перед вытягиванием кабеля и/или путем приведения в действие тягового средства с электроприводом, предусмотренного на корпусе бурильного устройства.
Также предусмотрено, что в том случае, когда колонна пластмассовых труб выполнена из эластичного материала, колонна пластмассовых труб может быть временно изолирована на ее конце, удаленном от бурильного устройства. В этом случае добываемую текучую среду, поступающую в новый интервал скважины вблизи бурильного устройства, нагнетают во внутреннее пространство колонны пластмассовых труб посредством нагнетательного средства, расположенного в корпусе бурильного устройства. В результате этого колонна пластмассовых труб расширяется радиально наружу под действием давления текучей среды, нарастающего во временно изолированном внутреннем пространстве колонны пластмассовых труб. Таким образом, колонна пластмассовых труб может обеспечить расширение песочного фильтра до стенки нового интервала скважины. Как только песочный фильтр будет расширен, давление текучей среды в колонне пластмассовых труб может быть снято путем разгерметизации ("открытия") конца колонны пластмассовых труб, удаленного от бурильного устройства. Тогда колонна пластмассовых труб будет сжиматься радиально внутрь. После этого бурильное устройство может быть извлечено из скважины путем вытягивания кабеля и связанной с ним колонны пластмассовых труб через расширенный песочный фильтр и по трубе для добычи углеводородной текучей среды и/или путем приведения в действие тягового средства с электроприводом, предусмотренного на корпусе бурильного устройства.
В еще одном дополнительном варианте осуществления настоящего изобретения бурильное устройство подвешено к трубе (колонне труб), имеющей, по меньшей мере, один электрический соединительный провод и/или, по меньшей мере, один сегментированный электрический провод, заделанный в ее стенку (в дальнейшем "гибридный кабель"). Соответственно, канал в бурильном устройстве сообщается по текучей среде с внутренним пространством гибридного кабеля. Предпочтительно бурильное устройство соединено с гибридным кабелем посредством разъемного соединительного средства.
Преимущество гибридного кабеля заключается в том, что труба (колонна труб) предусмотрена с, по меньшей мере, одним электрическим соединительным проводом и/или, по меньшей мере, с одним сегментированным электрическим проводом, заделанным в ее стенку для передачи электрической энергии и/или электрических сигналов. Дополнительное преимущество гибридного кабеля состоит в том, что второй поток добываемой текучей среды может проходить к бурильному устройству через кольцевое пространство, образованное между трубой (колонной труб) и стенкой нового интервала скважины, и поток с захваченным буровым шламом может перемещаться от бурильного устройства через внутреннее пространство трубы (колонны труб) (режим "обратной промывки"). Альтернативно, второй поток добываемой текучей среды может проходить к бурильному устройству через внутреннее пространство гибридного кабеля, в то время как поток с захваченным буровым шламом может перемещаться от бурильного устройства через кольцевое пространство, образованное между гибридным кабелем и стенкой нового интервала скважины (режим "обычной промывки").
Соответственно, гибридный кабель может проходить до поверхности, что имеет преимущество, заключающееся в том, что обеспечивается возможность выпуска потока с захваченным буровым шламом из скважины за счет обратной промывки, когда бурильное устройство приведено в действие в режиме обратной промывки. Альтернативно, гибридный кабель может быть подвешен к дополнительному кабелю посредством соединительного средства, предпочтительно разъемного соединительного средства. Соответственно, дополнительный кабель представляет собой обычный кабель или модифицированный обычный кабель описанного выше типа. Соединительное средство соответственно предусмотрено с, по меньшей мере, одним электрическим соединителем для соединения электрического соединительного провода или проводов или сегментированного электрического провода или проводов обычного кабеля или модифицированного обычного кабеля с соответствующим электрическим соединительным проводом или проводами или сегментированным электрическим проводом или проводами гибридного кабеля. Предпочтительно гибридный кабель имеет длину, которая, по меньшей мере, такая же, как длина заданного нового интервала скважины. Как правило, гибридный кабель проходит в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Соответственно, внутреннее пространство гибридного кабеля сообщается по текучей среде с каналом в бурильном устройстве и с каналом в соединительном средстве.
Предпочтительно стенка гибридного кабеля состоит, по меньшей мере, из четырех слоев. Слои от внутренней стороны до наружной стороны гибридного кабеля включают металлическую трубу, пригодную для "транспортировки" углеводородных текучих сред по ней, гибкий изолирующий слой, имеющий электрический соединительный провод или провода и/или сегментированный электрический провод или провода, заделанные в него, слой, образующий барьер для текучих сред, и гибкую защитную оболочку.
Предпочтительно внутренний диаметр внутренней металлической трубы гибридного кабеля находится в диапазоне от 0,2 до 5 дюймов, предпочтительно от 0,3 до 1 дюйма. Предпочтительно внутренняя металлическая труба выполнена из стали. Предпочтительно гибкий изолирующий слой состоит из пластика или резины. Предпочтительно слой, образующий барьер для текучих сред, состоит из стали. Предпочтительно гибкая защитная оболочка состоит из стальной оплетки. Соответственно, электрический соединительный провод или провода и/или сегментированный электрический провод или провода, заделанные в гибкий изолирующий слой, покрыты электроизоляционным материалом.
Предпочтительно бурильное устройство, которое присоединено к гибридному кабелю, содержит корпус, который снабжен нагнетательным средством с электроприводом, электродвигатель, предназначенный для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота или фрезы, расположенной на нижнем конце бурильного устройства, и тяговое средство с электроприводом. Возможно, корпус снабжен электродвигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота или фрезы, расположенной на верхнем конце бурильного устройства. Как было рассмотрено выше, предусмотрено, что один электродвигатель может приводить в действие оба приводных средства. Альтернативно, каждое приводное средство может быть снабжено специально предназначенным для него электродвигателем.
В том случае, когда добываемая текучая среда поступает из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта в новый интервал скважины, может отсутствовать какая-либо потребность в какой-либо колонне труб или в гибридном кабеле. Таким образом, бурильное устройство может содержать корпус, снабженный электродвигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота или фрезы, расположенной на нижнем конце бурильного устройства. Возможно, корпус снабжен электродвигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота или фрезы, расположенной на верхнем конце бурильного устройства. Как было рассмотрено выше, предусмотрено, что корпус может быть снабжен одним электродвигателем, предназначенным для приведения в действие обоих приводных средств. Нагнетательное средство с электроприводом, например, всасывающий насос, также может быть расположено в корпусе бурильного устройства. Бурильное устройство, подвешенное на обычном или модифицированном обычном кабеле, может быть затем спущено до выбранного места в существующей скважине, от которого должен быть пробурен новый интервал скважины. Во время бурения нового интервала скважины нагнетательное средство, расположенное в корпусе бурильного устройства, обеспечивает всасывание добываемой текучей среды, поступающей из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта в новый интервал скважины, по каналу в бурильном устройстве ("второй поток добываемой текучей среды") и наружу над режущими поверхностями бурового долота или фрезы. В этом случае образующийся в результате поток с захваченным буровым шламом проходит вокруг наружной стороны бурильного устройства и разжижается добываемой текучей средой, которая проходит к поверхности по трубе для добычи ("первым потоком добываемой текучей среды"). В том случае, когда новый интервал скважины представляет собой обходной или боковой ствол скважины, также предусмотрено, что, по меньшей мере, часть бурового шлама может выпадать в виде осадка из добываемой текучей среды и может осаждаться в опережающей части существующего ствола скважины, имеющей малый диаметр, как было описано выше.
В том случае, когда новый интервал ствола скважины представляет собой обходную или боковую скважину и существующая скважина снабжена обсадной колонной, которая проходит вниз через выбранное место, где новый интервал скважины должен быть пробурен, как правило, существует необходимость в прорезании окна в обсадной колонне перед тем, как начать бурение нового интервала скважины. В том случае, когда обходная или боковая скважина должна быть пробурена от некоторого места в трубе для добычи, окно прорезают в трубе для добычи и в обсадной колонне перед тем, как начать бурение нового интервала скважины. В том случае, когда обсадная колонна и, возможно, труба для добычи выполнены из металла, это может быть осуществлено путем спуска скважинного отклонителя до выбранного места по трубе для добычи углеводородной текучей среды. Соответственно, скважинный отклонитель может быть спущен до выбранного места в скважине в положении, когда он подвешен к кабелю, например к обычному кабелю или модифицированному обычному кабелю, посредством разъемного соединительного средства. Скважинный отклонитель затем фиксируют на месте в обсадной колонне или трубе для добычи посредством раздвигаемых в радиальном направлении зажимных средств, например раздвигаемых в радиальном направлении рычагов. После этого скважинный отклонитель отсоединяют от кабеля и кабель вытягивают из ствола скважины. После этого первое бурильное устройство, содержащее фрезу, спускают до выбранного места в стволе скважины в положении, когда оно подвешено к кабелю, например к обычному кабелю, модифицированному обычному кабелю или гибридному кабелю. Тем не менее, также предусмотрено, что скважинный отклонитель может быть спущен до выбранного места в положении, когда он подвешен к первому бурильному устройству, которое, в свою очередь, подвешено к кабелю, например к обычному кабелю, модифицированному обычному кабелю или гибридному кабелю. Соответственно, скважинный отклонитель может быть подвешен к первому бурильному устройству посредством разъемного соединительного средства. После размещения скважинного отклонителя в той зоне обсаженного ствола скважины, в которой желательно пробурить обходную или боковую скважину, скважинный отклонитель фиксируют на месте в обсадной колонне или трубе для добычи, как описано выше. После этого скважинный отклонитель отсоединяют от первого бурильного устройства. Под скважинным отклонителем понимается устройство, имеющее ровную поверхность, наклоненную под некоторым углом относительно продольной оси скважины, что заставляет первое бурильное устройство отклоняться от исходной траектории скважины под небольшим углом, так что режущие поверхности фрезы входят в контакт с металлической обсадной колонной и прорезают окно в металлической обсадной колонне скважины (или в металлической трубе для добычи и металлической обсадной колонне). Предпочтительно первое бурильное устройство снабжено тяговым средством с электроприводом, которое предназначено для того, чтобы способствовать выполнению операции фрезерования. Как только окно будет прорезано в металлической обсадной колонне (или в металлической трубе для добычи и в металлической обсадной колонне), первое бурильное устройство может быть извлечено из скважины путем вытягивания кабеля из ствола скважины и/или путем приведения в действие тягового средства. После этого второе бурильное устройство, содержащее обычное буровое долото, присоединяют к кабелю, который повторно вводят в скважину по трубе для добычи углеводородной текучей среды. В том случае, когда кабель представляет собой обычный кабель или модифицированный обычный кабель, предпочтительно, чтобы кабель проходил через участок колонны труб, который сообщается по текучей среде с каналом для прохода текучей среды в бурильном устройстве, как описано выше. Скважинный отклонитель заставляет второе бурильное устройство отклоняться в окно в обсадной колонне (или окно в трубе для добычи и в обсадной колонне) так, что работа второго бурильного устройства приводит к бурению обходной или боковой скважины через несущую углеводород зону пласта. Тем не менее, также предусмотрено, что обсадная колонна (или труба для добычи и обсадная колонна) в выбранном месте ствола скважины могут быть выполнены из хрупкого сплава или композиционного материала, так что окно может быть образовано в обсадной колонне (или в трубе для добычи и в обсадной колонне) путем использования бурильного устройства, содержащего обычное буровое долото, и в этом случае бурильное устройство может быть использовано для бурения обходной или боковой скважины.
В том случае, когда скважинный отклонитель используется для отклонения бурильного устройства, скважинный отклонитель может оставаться в существующей скважине после завершения бурения нового интервала скважины. В том случае, когда новый ствол скважины представляет собой боковую скважину, скважинный отклонитель снабжен перепускным устройством для текучей среды для обеспечения возможности продолжения прохода добываемой текучей среды к поверхности из существующей скважины по трубе для добычи углеводородной текучей среды. Предпочтительно скважинный отклонитель выполнен с возможностью извлечения его по трубе для добычи. Таким образом, скважинный отклонитель может быть разъемным, например, он имеет втягивающиеся части и может быть извлечен по трубе для добычи углеводородной текучей среды, когда он находится в его "сжатом" состоянии, например, путем присоединения кабеля к нему и вытягивания кабеля из скважины по трубе для добычи углеводородной текучей среды.
В еще одном дополнительном варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ удаления минеральных отложений, например отложений сульфата бария и/или карбоната кальция, со стенки существующей скважины, например со стенки обсадной колонны обсаженной скважины, в результате чего увеличивается диаметр имеющегося выбуренного отверстия. Таким образом, бурильное устройство может быть спущено в ствол скважины по трубе для добычи углеводородной текучей среды в положении, когда оно подвешено на обычном кабеле, модифицированном обычном кабеле или гибридном кабеле, до интервала существующей скважины, имеющего минеральное отложение, осажденное на его стенке. Возможно, бурильное устройство может быть использовано для удаления минеральных отложений со стенки трубы для добычи в процессе спуска бурильного устройства в ствол скважины по трубе для добычи. Соответственно, обломки минеральных отложений поступают в первый поток добываемой текучей среды и "разжижаются" первым потоком добываемой текучей среды, который проходит из пласта непосредственно к поверхности. Предпочтительно бурильное устройство, которое используется для удаления минерального отложения со стенки существующей скважины или с трубы для добычи, предусмотрено с верхними и нижними режущими поверхностями. Таким образом, буровое долото или фреза могут быть расположены как на верхнем, так и на нижнем концах бурильного устройства. Предпочтительно буровое долото или фреза, которая находится на верхнем конце устройства, расположена на корпусе под соединителем для кабеля. За счет обеспечения наличия бурового долота или фрезы на верхнем конце устройства минеральное отложение может быть удалено со стенки существующей скважины при подъеме бурильного устройства через ствол скважины в дополнение к удалению при спуске подвешенного на кабеле устройства через скважину. Предпочтительно тяговое средство с электроприводом предусмотрено под верхним буровым долотом или фрезой для того, чтобы способствовать перемещению бурильного устройства вверх через ствол скважины. Предусмотрено, что бурильное устройство может быть перемещено вверх и вниз в стволе скважины множество раз, например 2-5 раз, чтобы в основном удалить минеральное отложение со стенки существующего ствола скважины, например со стенки обсадной колонны обсаженной скважины. Предпочтительно буровое долото или фреза, которая находится на нижнем конце бурильного устройства и, возможно, на верхнем конце бурильного устройства, представляет собой раздвижное буровое долото. Это предпочтительно, когда бурильное устройство используется для удаления минеральных отложений со стенки обсаженной скважины, поскольку диаметр скважины, как правило, существенно больше внутреннего диаметра трубы для добычи. Предпочтительно бурильное устройство также может быть множество раз перемещено вверх и вниз в трубе для добычи, чтобы в основном удалить минеральные отложения с трубы для добычи. Предпочтительно устройство оставляют в скважине ниже продуктивного интервала и развертывают при необходимости для удаления любых минеральных отложений, которые могут накопиться на стенке существующей скважины и, возможно, на стенке трубы для добычи. Соответственно, обломки минеральных отложений удаляются из добытой текучей среды в оборудовании устья скважины путем использования обычных способов отделения шлама. Тем не менее, также предусмотрено, что, по меньшей мере, часть обломков минеральных отложений может выпадать в виде осадка из добываемой текучей среды и может осаждаться в опережающей части существующей скважины, имеющей малый диаметр, как описано выше.
В еще одном дополнительном варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ удаления осколков из перфорационного канала, образованного в обсадной колонне и цементе обсаженного ствола скважины, или расширения такого перфорационного канала путем использования устройства для микробурения (бурения малых отверстий) с дистанционным управлением и электроприводом. Устройство для микробурения содержит корпус, предусмотренный с электрически управляемым двигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота. Буровое долото смонтировано на толкающем средстве с электроприводом или гидроприводом. В том случае, когда толкающее средство выполнено с гидроприводом, корпус предусмотрен с резервуаром для рабочей жидкости. Нагнетательное средство с электроприводом также расположено в корпусе устройства для микробурения. Соответственно, электродвигатель, предназначенный для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота, имеет максимальную мощность 1 кВт. Буровое долото выполнено с размерами, позволяющими образовать выбуриваемые отверстия, имеющие диаметр в диапазоне от 0,2 до 3 дюймов, предпочтительно от 0,25 до 1 дюйма. Устройство для микробурения подвешивают к кабелю посредством разъемного соединителя и спускают от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места в существующей скважине, содержащей перфорационный канал, из которого осколки должны быть удалены, или который должен быть расширен. Кабель может представлять собой обычный кабель, модифицированный обычный кабель или гибридный кабель. Устройство для микробурения может быть ориентировано рядом с перфорационным отверстием так, что при этом буровое долото будет выровнено относительно перфорационного канала, например, путем использования шагового электродвигателя, расположенного на верхнем конце устройства для микробурения. Шаговый электродвигатель создает возможность поворота устройства для микробурения вокруг его продольной оси, в то время как соединитель и кабель остаются неподвижными. Затем устройство для микробурения может быть зафиксировано на месте в обсаженном стволе скважины посредством раздвигаемых в радиальном направлении зажимных средств, например гидроцилиндров, которые при раздвигании их входят в контакт со стенкой ствола скважины. Во время операции бурения поток добываемой текучей среды нагнетается по первому каналу в устройстве для микробурения и наружу над режущими поверхностями бурового долота посредством нагнетательного средства. Поток с захваченным буровым шламом перемещается от режущих поверхностей, например, по второму каналу в устройстве для микробурения. Толкающее средство сообщает толкающее усилие буровому долоту, так что буровое долото перемещается по перфорационному каналу. Преимущество данного дополнительного варианта осуществления настоящего изобретения состоит в том, что любые добываемые текучие среды, поступающие из пласта по перфорационному каналу в ствол скважины, будут способствовать переносу бурового шлама из перфорационного канала. Устройство для микробурения может дополнительно содержать фрезу, которая смонтирована на толкающем средстве, и электродвигатель, предназначенный для приведения в действие средства, предназначенного для приведения фрезы во вращение, в результате чего создается возможность образования нового перфорационного канала в выбранном месте в обсаженной скважине посредством устройства для микробурения. Соответственно, толкающее средство сообщает усилие фрезе так, что перфорационное отверстие прорезается в обсадной колонне в выбранном месте. Соответственно, фреза выполнена с такими размерами, что перфорационное отверстие будет иметь диаметр от 1 до 3 дюймов. После прорезания металлической обсадной колонны буровое долото может быть размещено в перфорационном отверстии для завершения образования перфорационного канала.
Настоящее изобретение далее будет проиллюстрировано путем ссылки на фиг.1-5. Как показано на фиг.1, существующий ствол 1 скважины проходит через верхнюю зону 2 подземного пласта и в несущую углеводород зону 3 подземного пласта, расположенную под верхней зоной 2. Металлическая обсадная колонна 4 расположена в существующем стволе 1 скважины и прикреплена к стенке ствола скважины слоем цемента 5. Труба 6 для добычи углеводородной текучей среды расположена в существующем стволе 1 скважины, и пакер 7 предусмотрен у нижнего конца обсадной колонны 4 для изоляции кольцевого пространства, образованного между трубой 6 и обсадной колонной 4. Оборудование 8 устья скважины, находящееся на поверхности, обеспечивает сообщение по текучей среде между трубой 6 и оборудованием (не показанным) для добычи углеводородной текучей среды посредством трубы 9. Расширяющийся скважинный отклонитель 10 перемещают по трубе 6 и фиксируют на месте в обсадной колонне 4 существующего ствола 1 скважины посредством расширяющихся в радиальном направлении, фиксирующих средств 11. Бурильное устройство 12 с дистанционным управлением и электроприводом перемещают в существующий ствол скважины по трубе 6 для добычи углеводородной текучей среды подвешенным на упрочненном стальном кабеле 13, содержащем, по меньшей мере, один электрический соединительный провод или сегментированный провод (не показаны). Нижний конец упрочненного стального кабеля 13 проходит через участок колонны 14 стальных труб, которая сообщается по текучей среде с каналом (не показанным) для прохода текучей среды в бурильном устройстве 12. Бурильное устройство 12 предусмотрено со средством с электроприводом, предназначенным для регулирования направления, например с управляемым соединением (не показанным), и с электродвигателем (не показанным), выполненным с возможностью приведения в действие средства (не показанного), предназначенного для приведения во вращение бурового долота 15, расположенного на нижнем конце бурильного устройства 12. Цилиндрический кожух 16 присоединен к верхнему концу колонны 14 стальных труб. Бурильное устройство 12 и/или кожух 16 предусмотрены с насосом (не показанным) с электроприводом и с тяговыми колесами или накладками 17 с электроприводом, которые используются для продвижения бурильного устройства 12 вперед по новому интервалу 18 скважины. Для избежания неопределенности кабель 13 проходит через кожух 16 и внутреннее пространство колонны 14 стальных труб до бурильного устройства 12.
Новый интервал 18 скважины бурят путем использования бурильного устройства 12 описанным ниже образом, при этом новый интервал ствола скважины простирается от окна 19 в обсадной колонне 4 существующего ствола 1 скважины в несущую углеводород зону 3 и представляет собой обходную скважину или боковую скважину. Окно 19 может быть образовано путем использования бурильного устройства, содержащего фрезу, которое спускают по трубе 6 для добычи подвешенным на кабеле и затем вытягивают из существующего ствола скважины. Во время бурения нового интервала 18 скважины добываемую текучую среду можно нагнетать вниз через внутреннее пространство колонны 14 стальных труб к бурильному устройству 12 посредством насоса, расположенного в цилиндрическом кожухе 16. Добываемая текучая среда проходит из колонны 14 стальных труб по каналу для прохода текучей среды в бурильном устройстве к буровому долоту 15, где добываемая текучая среда служит как для охлаждения бурового долота 15, так и для "захвата" бурового шлама. Буровой шлам, захваченный добываемой текучей средой, затем перемещается вокруг наружной стороны бурильного устройства 12 в кольцевое пространство 20, образованное между колонной 14 стальных труб и стенкой нового интервала 18 скважины (режим "обычной промывки"). Альтернативно, добываемую текучую среду можно нагнетать через кольцевое пространство 20 к буровому долоту 15. Буровой шлам, захваченный добываемой текучей средой, в этом случае проходит по каналу в бурильном устройстве и во внутреннее пространство колонны 14 стальных труб (режим "обратной промывки").
Множество датчиков (не показанных) для оценки параметров продуктивного пласта может быть расположено на бурильном устройстве 12 в непосредственной близости от бурового долота 15, на конце колонны 14 стальных труб, который соединен с бурильным устройством 12, вдоль нижнего конца кабеля 13, который находится в колонне 14 стальных труб, или вдоль наружной стороны колонны стальных труб. Датчики для оценки параметров продуктивного пласта электрически соединены с регистрирующей аппаратурой (не показанной) на поверхности посредством электрического провода или проводов и/или сегментированного провода или проводов, проходящих вдоль кабеля 13. В том случае, когда датчики расположены на наружной стороне колонны стальных труб, датчики могут быть связаны с электрическим проводом или проводами и/или сегментированным проводом или проводами кабеля 13 посредством электромагнитных средств. По мере продолжения бурения с помощью бурильного устройства 12 датчики для оценки параметров пласта приводятся в действие для определения выбранных характеристик пласта и для передачи сигналов, отображающих характеристики, по электрическому соединительному проводу или проводам и/или сегментированному проводу или проводам кабеля 13 к регистрирующей аппаратуре (не показанной) на поверхности.
Навигационная система (не показанная) для средства для регулирования направленности также может быть включена в бурильное устройство 12, чтобы способствовать направлению бурильного устройства 12 в новом интервале 18 скважины.
После того как новый интервал 18 скважины будет пробурен, колонна 14 стальных труб может быть расширена для образования хвостовика для нового интервала 18 скважины и бурильное устройство 12 может быть извлечено путем вытягивания кабеля из ствола скважины и/или путем приведения в действие тяговых колес или накладок 17, так что бурильное устройство проходит через расширенную колонну стальных труб и по трубе 6 для добычи углеводородной текучей среды.
В том случае, когда колонна стальных труб не является расширяемой, колонна стальных труб может быть предусмотрена, по меньшей мере, с одним расширяющимся в радиальном направлении пакером. Пакер или пакеры могут быть расширены для изоляции кольцевого пространства, образованного между колонной 14 стальных труб и новым интервалом 18 скважины, в результате чего будет образован герметизированный хвостовик для нового интервала 18 скважины. В том случае, когда насос расположен в корпусе бурильного устройства 12, данный насос может быть отсоединен от корпуса и может быть извлечен через внутреннее пространство колонны 14 стальных труб.
Хвостовик для нового интервала скважины затем перфорируют для обеспечения возможности прохода углеводородов через его внутреннее пространство в трубу 6 для добычи.
Как показано на фиг.2, существующий ствол 30 скважины проходит через верхнюю зону 31 подземного пласта и в несущую углеводород зону 32 подземного пласта, расположенную под верхней зоной 31. Металлическая обсадная колонна 33 расположена в существующем стволе 30 скважины и прикреплена к стенке ствола скважины слоем цемента 34. Труба 35 для добычи углеводородной текучей среды расположена в существующем стволе 30 скважины, и нижний конец трубы снабжен пакером 36, который изолирует кольцевое пространство между трубой 35 и обсадной колонной 33. Оборудование 37 устья скважины, находящееся на поверхности, обеспечивает сообщение по текучей среде между трубой 35 для добычи углеводородной текучей среды и оборудованием (не показанным) для добычи углеводородной текучей среды посредством трубы 38. Расширяющийся скважинный отклонитель 39 перемещают вниз по трубе 35 и фиксируют на месте в существующем стволе скважины посредством расширяющихся в радиальном направлении фиксирующих средств 40. Бурильное устройство 41 с дистанционным управлением и электроприводом перемещают в существующий ствол скважины по трубе для добычи углеводородной текучей среды подвешенным на упрочненном стальном кабеле 42, содержащем, по меньшей мере, один электрический соединительный провод или сегментированный провод (не показаны). Нижний конец упрочненного стального кабеля 42 проходит через участок колонны 43 пластмассовых труб, которая сообщается по текучей среде с каналом (не показанным) для прохода текучей среды в бурильном устройстве 41. Колонна 43 пластмассовых труб проходит через расширяющийся песочный фильтр 44, который присоединен к бурильному устройству 41 с возможностью отсоединения. Бурильное устройство 41 предусмотрено с нагнетательным средством (не показанным) с электроприводом, средством с электроприводом, которое предназначено для регулирования направленности, например с управляемым соединением (не показанным) и электродвигателем (не показанным), выполненным с возможностью приведения в действие средства (не показанного), предназначенного для приведения во вращение бурового долота 45, расположенного на нижнем конце бурильного устройства 41. Бурильное устройство 41 также снабжено тяговыми колесами или накладками 46 с электроприводом, предназначенными для продвижения бурильного устройства 41 вперед по новому интервалу 47 ствола скважины в процессе его бурения или для извлечения бурильного устройства 41 из ствола скважины.
Новый интервал 47 ствола скважины бурят путем использования бурильного устройства 41 описанным ниже образом, при этом новый интервал ствола скважины простирается от окна 48 в обсадной колонне 34 существующего ствола 30 скважины в несущую углеводород зону 32 и представляет собой обходную скважину или боковую скважину. Окно может быть образовано путем использования бурильного устройства, содержащего фрезу, которое спускают по трубе для добычи подвешенным на кабеле и которое затем извлекают из существующего ствола скважины путем вытягивания кабеля. Во время бурения нового интервала 47 ствола скважины добываемая текучая среда всасывается вниз через кольцевое пространство, образованное между песочным фильтром 44 и стенкой нового интервала ствола скважины, к бурильному устройству 41, и буровой шлам, захваченный добываемой текучей средой, переносится от бурильного устройства 41 через внутреннее пространство колонны 43 пластмассовых труб.
Как было рассмотрено выше, множество датчиков (не показанных) для оценки параметров продуктивного пласта может быть расположено на бурильном устройстве 41 вблизи бурового долота 45, на конце колонны 43 пластмассовых труб, который соединен с бурильным устройством 41, вдоль кабеля 42 или на наружной стороне колонны 43 пластмассовых труб.
Кроме того, как было рассмотрено выше, навигационная система (не показанная) для средства для регулирования направленности также может быть включена в бурильное устройство 41, чтобы способствовать направлению бурильного устройства 41 в новом интервале 47 ствола скважины.
После бурения нового интервала 47 ствола скважины песочный фильтр 44 может быть расширен, например, путем герметизации ["закупоривания"] колонны пластмассовых труб и нагнетания добываемой текучей среды во внутреннее пространство колонны пластмассовых труб для расширения колонны. После этого колонна пластмассовых труб может быть "стянута" [сужена] за счет разгерметизации колонны труб. После этого бурильное устройство 41 может быть извлечено путем вытягивания кабеля 42 и суженной колонны 43 пластмассовых труб из ствола скважины через расширенный песочный фильтр 44 и по трубе 35 для добычи углеводородной текучей среды и/или путем приведения в действие тяговых колес или накладок 46.
Фиг.3 иллюстрирует устройство 50 для микробурения, выполненное с дистанционным управлением и электроприводом в соответствии с предпочтительным аспектом настоящего изобретения. Устройство 50 для микробурения, выполненное с дистанционным управлением и электроприводом, спускают в существующий обсаженный ствол 51 скважины по трубе (не показанной) для добычи углеводородной текучей среды в положении, когда оно подвешено на кабеле 52 посредством соединителя 53. Кабель 52 содержит, по меньшей мере, один электрический соединительный провод или сегментированный провод (не показанный) и может представлять собой обычный кабель, модифицированный обычный кабель или гибридный кабель описанных выше типов. Устройство 50 для микробурения оснащено фрезой 54, смонтированной на гидравлическом поршне 55, и буровым долотом 56, расположенным на конце гибкой, выполненной с возможностью вращения, приводной трубы 57. Насос 58 сообщается по текучей среде с добываемыми текучими средами в стволе скважины посредством входа 59 и с внутренним пространством гибкой, выполненной с возможностью вращения, приводной трубы 57. Приводная труба 57 расположена внутри телескопической опорной трубы 60, так что кольцевое пространство образуется между приводной трубой и опорной трубой. Расположенные концентрически приводная труба 57 и опорная труба 60 проходят сквозь направляющую трубу 61, тем самым обеспечивая ориентирование бурового долота 56.
Во время работы устройства для микробурения шаговый электродвигатель 62 используется для поворота устройства 50 для микробурения вокруг его продольной оси относительно соединителя 53. Как только будет обеспечено ориентирование устройства 50 для микробурения в стволе скважины [в заданном положении], его фиксируют на месте относительно обсадной колонны ствола скважины посредством гидроцилиндров 63. После этого фрезу приводят во вращение посредством первого электропривода 64, при этом гидравлический поршень 55 создает толкающее усилие, действующее на фрезу 54, так что перфорационное отверстие прорезается в обсадной колонне. После завершения операции фрезерования буровое долото 56 выставляют относительно перфорационного отверстия и бурильное устройство фиксируют на месте в стволе скважины путем использования гидроцилиндров 63. После этого приводную трубу 57 и, следовательно, буровое долото 56 приводят во вращение посредством второго электропривода 65. Во время операции бурения добываемая текучая среда всасывается из ствола скважины через вход 59 посредством насоса 58 и проходит через внутреннее пространство приводной трубы 57 к буровому долоту 56, при этом буровой шлам, захваченный добываемой текучей средой, уносится от бурового долота 56 через кольцевое пространство, образованное между приводной трубой 57 и телескопической опорной трубой 60. Толкающее усилие передается буровому долоту 65 посредством приведения в действие дополнительных гидроцилиндров 66, которые приводят в движение телескопические секции опорной трубы 60 вместе, так что, по меньшей мере, одна секция опорной трубы плавно смещается в другую секцию опорной трубы.
Фиг.4 иллюстрирует поперечное сечение модифицированного "обычного кабеля", содержащего сердцевину из изоляционного материала 70, имеющую электрические соединительные провода 71, покрытые электроизоляционным материалом 72 и заделанные в нее; слой 73, образующий барьер для текучих сред, и стальную оплетку 74.
Фиг.5 иллюстрирует поперечное сечение "гибридного кабеля", содержащего внутреннюю металлическую трубу 80, пригодную для подачи углеводородных текучих сред через ее внутреннее пространство 81, гибкий изолирующий слой 82, имеющий электрические соединительные провода 83, покрытые электроизоляционным материалом 84 и заделанные в него, слой 85, образующий барьер для текучих сред, и стальную оплетку 86.
Изобретение относится к способу бурения отверстия от выбранного места в существующей скважине, проходящей через подземный несущий углеводородные текучие среды пласт, и устройству для микробурения. Способ включает перемещение бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды к выбранному месту в существующем стволе скважины и уплотненной относительно стенки обсадной колонны; приведение в действие бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности на бурильном устройстве бурили выбуриваемое отверстие от выбранного места в существующей скважине, тем самым создавая буровой шлам, при этом во время работы бурильного устройства первый поток добываемой текучей среды проходит прямо к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды, и второй поток добываемой текучей среды нагнетается над режущими поверхностями бурильного устройства посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, и буровой шлам переносится от бурильного устройства, будучи захваченным вторым потоком добываемой текучей среды. Устройство содержит корпус, выполненный с каналами для прохода текучей среды, раздвижное в радиальном направлении зажимное средство с электроприводом или гидроприводом, нагнетательное средство с электроприводом, электродвигатель предназначен для приведения в действие бурового долота, смонтированного на толкающем средстве с электроприводом или гидроприводом и имеющего режущие поверхности, имеющие размеры, позволяющие образовывать выбуриваемое отверстие, имеющее диаметр в интервале от 0,2 до 3 дюймов. Обеспечивает добычу углеводородной среды из существующей скважины во время бурения выбуриваемого отверстия от выбранного места. 2 н. и 33 з.п. ф-лы, 5 ил.
| US 6305469 B1, 23.10.2001 | |||
| Силовой шланговый кабель | 1961 |
|
SU144205A1 |
| ПРОВОД БАРСОВА ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ДВУХЖИЛЬНЫЙ | 1991 |
|
RU2012933C1 |
| СПОСОБ ГЛУБОКОЙ ПЕРФОРАЦИИ ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИН | 2001 |
|
RU2190089C1 |
| УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДАЧИ ВОЗДУХА ДЛЯ СЖИГАНИЯ ИЛИ ГАЗА, ВЛИЯЮЩЕЕ НА КОКСОВАНИЕ КАМЕННОГО УГЛЯ, В ВЕРХНЮЮ ЗОНУ ПЕЧЕЙ | 2008 |
|
RU2500785C2 |
| US 3797576 A, 19.03.1974 | |||
| US 4051908 A, 04.10.1977 | |||
| Водоохлаждаемый кабель | 1978 |
|
SU845179A1 |
| RU 94037952 A1, 19.10.1994 | |||
| СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ДАВЛЕНИЯ В МЕЖВАЛЬЦОВОМ ЗАЗОРЕ ВАЛЬЦОВОГО ПРЕССА | 2012 |
|
RU2604509C2 |
