СПОСОБ БУРЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ Российский патент 2022 года по МПК E21B49/08 E21B43/10 

Перекрестная ссылка на родственную заявку

[0001] Данная заявка испрашивает преимущество по предварительной заявке на патент США под серийным номером 62/686,375, поданной 18 июня 2018 г. 5 и озаглавленной «DRILLABLE PETRO-PHYSICAL IDENTIFICATION DEVICE AND METHOD FOR USE THEREOF», а также предварительной заявке на патент США под серийным номером 62/720,235, поданной 21 августа 2018 г. и озаглавленной «DRILL SHOE HAVING A DRILLABLE PETRO-PHYSICAL IDENTIFICATION DEVICE AND METHOD FOR USE THEREOF», обе из которых совместно связаны с данной заявкой 10 и включены в данный документ посредством ссылки.

Уровень техники

[0002] В некоторых применениях бурения нефтяных/газовых скважин бурильную обсадную колонну желательно устанавливать сверху как можно ближе к 15 обедненной зоне. В настоящее время в процессах бурения используют буровые инструменты, такие как системы для наклонно-направленного бурения, инструменты для измерения давления в процессе бурения (PWD; pressure while drilling), методы с учетом удельного сопротивления, системы гамма-каротажа и роторные управляемые системы для размещения бурильной обсадной колонны как можно 20 ближе к обедненной зоне или геологической зоне значительной смены давления. Геологическая зона значительной смены давления может быть определена как пласт, в котором требуется значительное увеличение или уменьшение массы бурового раствора. Если не остановиться и не установить обсадную колонну выше этой точки и, таким образом, войти в геологическую зону значительной смены 25 давления, это может привести к проблеме контроля скважины и подвергнуть скважину риску. Затем можно использовать обычное бурение с помощью хвостовика для бурения на последнем участке (например, 100 м или менее от пласта) до заданной точки над обедненной зоной или геологической зоной значительной смены давления.

[0003] Геологические точки остановки в настоящее время определяются путем идентификации образца выбуренного шлама на поверхности. К сожалению, эффективность таких способов определения геологических точек остановки имеет ограниченный характер. Соответственно, повсеместными являются значительные финансовые затраты (например, из-за потери конструкции скважины по причине отсутствия этого маркера).

[0004] В данной области техники необходим скважинный инструмент и способ, которые позволят пользователю получить в режиме реального времени точное подтверждение геологического маркера «Геостоп» (Geostop).

Краткое описание чертежей

[0005] Далее приводится ссылка на следующее описание, рассматриваемое совместно с прилагаемыми графическими материалами, в которых:

[0006] на фиг. 1 и 2 проиллюстрированы различные виды скважинного инструмента, содержащего устройство для идентификации петрофизических свойств, изготовленное в соответствии с данным изобретением;

[0007] на фиг. 3 проиллюстрирован альтернативный вариант реализации скважинного инструмента, содержащего устройство для идентификации петрофизических свойств, изготовленное в соответствии с данным изобретением;

[0008] на фиг. 4 проиллюстрировано буровое устройство с хвостовиком в соответствии с данным изобретением;

[0009] на фиг. 5 и 6 проиллюстрированы различные виды альтернативного варианта реализации скважинного инструмента, содержащего устройство для идентификации петрофизических свойств, изготовленное в соответствии с данным изобретением;

[0010] на фиг. 7 проиллюстрирован альтернативный вариант реализации бурового устройства с хвостовиком в соответствии с данным изобретением; а также

[0011] на фиг. 8 проиллюстрирована нефтяная/газовая буровая система.

Раскрытие сущности и осуществление изобретения

[0012] В последующих графических материалах и описании одинаковые части обычно соответственно обозначены во всем описании и графических материалах одинаковыми ссылочными позициями. Фигуры не обязательно представлены в масштабе. Некоторые отличительные признаки изобретения могут быть показаны в увеличенном масштабе или в некоторой схематической форме, и некоторые детали определенных элементов могут быть не показаны ради ясности и краткости. Данное изобретение может быть реализовано в вариантах реализации изобретения в различных формах. Конкретные варианты реализации изобретения описаны подробно и проиллюстрированы в графических материалах с пониманием того, что данное раскрытие изобретения следует рассматривать как иллюстрацию принципов изобретения и что оно не предназначено для ограничения изобретения тем, что проиллюстрировано и описано в данном документе. Следует полностью признать, что различные идеи вариантов реализации изобретения, обсуждаемых в данном документе, могут применяться отдельно или в любой подходящей комбинации для получения требуемых результатов.

[0013] Если не указано иное, употребление терминов «соединяться», «зацеплять/входить в зацепление», «связываться», «присоединять» или любого другого подобного термина, описывающего взаимодействие между элементами, не предназначено для ограничения взаимодействия прямым взаимодействием между элементами и может также включать в себя опосредованное взаимодействие между описанными элементами.

[0014] Если не указано иное, употребление терминов «вверх», «верхний», «в направлении вверх», «выше по стволу скважины», «выше по течению» или других подобных терминов должно толковаться в основном как указание направления к поверхности пласта; аналогично, употребление терминов «вниз», «нижний», «в направлении вниз», «ниже по стволу скважины» или других подобных терминов должно толковаться в основном как указание направления к нижнему, конечному концу скважины, независимо от ориентации ствола скважины. Употребление любого одного или более из вышеприведенных терминов не должно истолковываться как обозначение положений вдоль абсолютно вертикальной оси. Если не указано иное, употребление термина «подземный пласт» должно толковаться как охватывающее как участки под разрабатываемой землей, так и участки под землей, покрытой водой, такой как океанская или пресная вода.

[0015] На фиг. 1 проиллюстрирован вид в поперечном разрезе скважинного инструмента 100, содержащего скважинное устройство 115 для идентификации петрофизических свойств, изготовленное в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения скважинный инструмент 100 расположен внутри ствола 190 скважины. В одном варианте реализации изобретения скважинный инструмент 100 может, среди прочего, входить в состав бурового устройства с хвостовиком или бурильного башмака. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения скважинный инструмент 100 расположен между бурильным башмаком и верхней частью трубы башмака обсадной колонны и, таким образом, образует часть узла муфты обсадной трубы с обратным клапаном. В соответствии с этим вариантом реализации изобретения скважинный инструмент 100 должен быть расположен над буровым долотом бурового устройства с хвостовиком. В другом варианте реализации изобретения скважинный инструмент 100 может быть расположен под верхней частью трубы башмака обсадной колонны и, таким образом, образовывать самую нижнюю часть бурового устройства с хвостовиком. Например, как обсуждается ниже, скважинный инструмент 100 может образовывать по меньшей мере часть бурильного башмака.

[0016] Скважинный инструмент 100 в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, содержит обсадную колонну 110. Обсадная колонна 110 может быть коротким переводником обсадной колонны в одном варианте реализации изобретения, но обсадная колонна 110 может быть другой конструкцией и оставаться в пределах объема данного изобретения. На наружном диаметре (OD; outer diameter) обсадной колонны 110, как часть устройства 115 для идентификации петрофизических свойств в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, расположена опорная подкладка 120. Термин «опорная подкладка», употребляемый в данном документе, относится к физическому выступу в сторону от обсадной колонны 110, который прерывает естественную кривизну обсадной колонны 110. В виде на фиг. 1 проиллюстрирована только одна опорная подкладка 120, однако, как будет еще больше понятно ниже, обсадная колонна 110 может содержать более одной опорной подкладки 120 и оставаться в пределах объема данного изобретения. Фактически, обсадная колонна 110 часто будет содержать три или более опорных подкладок 120.

[0017] В некоторых вариантах реализации изобретения обсадная колонна 110 будет содержать от трех до шести по существу равномерно разнесенных друг от друга опорных подкладок 120. Термин «по существу равномерно разнесенные друг от друга», употребляемый в этом контексте, означает, что опорные подкладки 120 равномерно разнесены друг от друга вокруг обсадной колонны 110 в пределах допуска, составляющего около ±10 градусов. Когда опорные подкладки 120 по существу равномерно разнесены друг от друга, обсадная колонна 110 легко вращается по центральной линии 105 без колебания при вращении во время развертывания. Таким образом, если бы обсадная колонна 110 содержала три опорных подкладки 120, указанные три опорных подкладки 120 были бы в радиальном направлении разделены друг с другом углом около 120 градусов (±10 градусов), если бы обсадная колонна 110 содержала четыре опорных подкладки 120, указанные четыре опорных подкладки 120 были бы в радиальном направлении разделены друг с другом углом около 90 градусов (±10 градусов), если бы обсадная колонна 110 содержала пять опорных подкладок 120, указанные пять опорных подкладок 120 были бы в радиальном направлении разделены друг с другом углом около 72 градусов (±10 градусов), и если бы обсадная колонна 110 содержала шесть опорных подкладок 120, указанные шесть опорных подкладок 120 были бы в радиальном направлении разделены друг с другом углом около 60 градусов (±10 градусов). Следует отметить, что, если имеется слишком много опорных прокладок 120, между ними не будет места для выхода выбуренной породы и т. п. из ствола 190 скважины. Хотя на фиг. 1 проиллюстрировано, что опорные подкладки 120 по существу параллельны центральной линии 104, опорные подкладки 120 также могут быть выполнены таким образом, чтобы иметь угол наклона за счет смещения верхней части опорной подкладки относительно нижней части опорной подкладки для создания спирали. Этот угол наклона может эффективно создавать спираль по часовой стрелке или против часовой стрелки в зависимости от угла смещения между верхней и нижней частями опорных подкладок 120.

[0018] Одна или более опорных подкладок 120 могут содержать полость 125. В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, полость 125 находится на OD обсадной колонны 110 и, таким образом, доступ к ней возможен снаружи скважинного инструмента 100. Например, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, один или более крепежных элементов 130 могут соединять защитную поверхность 135 с обсадной колонной 110 для защиты любых компонентов, содержащихся в полости 125. В других вариантах реализации изобретения доступ к полости 125 осуществляется изнутри скважинного инструмента 100.

[0019] Внутри полости 125 в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, расположены различные нефтегазовые компоненты и/или датчики. Например, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, скважинный инструмент 100 содержит аккумуляторную батарею 140 и датчик 145. Аккумуляторная батарея 140 может быть любой батареей, которая используется в настоящее время или может использоваться в будущем в забое нефтяной/газовой скважины. Например, аккумуляторная батарея 140 может представлять собой литий-ионную батарею или любую другую батарею и оставаться в пределах объема данного изобретения.

[0020] Датчик 145 может быть любым датчиком, который используется в настоящее время или может использоваться в будущем в забое нефтяной/газовой скважины. Например, датчик 145 может быть, среди других датчиков, любым датчиком, выполненным с возможностью идентификации петрофизических свойств окружающего пласта. Например, датчик 145 может быть датчиком литологических свойств в одном варианте реализации изобретения. Соответственно, датчик литологических свойств может быть детектором гамма-излучения для определения геологической точки остановки во время бурения. Альтернативный вариант реализации изобретения включал бы в себя датчик определения силы тяжести для определения физической ориентации инструментов по отношению к земной гравитации в стволе скважины.

[0021] В варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, к аккумуляторной батарее 140 и/или датчику 145 на внутреннем диаметре (ID; inner diameter) обсадной колонны 110 подсоединены один или более дополнительных компонентов 150, 155. Дополнительные компоненты 150, 155, в соответствии с изобретением, могут представлять собой электронные компоненты на печатной плате (PCB; printed circuit board) и компоненты гидроимпульсной скважинной телеметрии, соответственно, среди многих других компонентов, которые могут использоваться в операции бурения нефтяной/газовой скважины. Специалистам в данной области техники понятны различные электронные компоненты и компоненты гидроимпульсной скважинной телеметрии, которые могут использоваться и оставаться в пределах объема данного изобретения. В случае, когда компонент 150 является электронным компонентом на PCB, а компонент 155 является компонентом гидроимпульсной скважинной телеметрии, показания датчика 145 могут быть отправлены выше по стволу скважины с их помощью. Таким образом, если бы датчик 145 представлял собой датчик гамма-каротажа, выполненный с возможностью определения геологических точек остановки, показания датчика гамма-каротажа могли бы быть отправлены выше по стволу скважины с помощью электронного компонента на PCB и компонента гидроимпульсной скважинной телеметрии. Если бы датчик определял его ориентацию относительно земной гравитации, показания могли бы быть отправлены выше по стволу скважины с помощью электронного компонента на PCB и компонента гидроимпульсной скважинной телеметрии.

[0022] Один или более дополнительных компонентов 150, 155 в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, окружают защитный кожух 160. Защитный кожух 160, который может быть алюминиевой компоновкой, помимо прочего, по существу окружает дополнительные компоненты 150, 155 в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1.

[0023] Скважинный инструмент 100 в соответствии с данным изобретением может дополнительно содержать внутри трубопровод 170. Трубопровод 170 в одном варианте реализации изобретения центрируется на скважинном инструменте 100 и имеет достаточный размер, чтобы не препятствовать, среди других операций, операциям бурения, циркуляции или цементирования. Специалистам в данной области техники понятен процесс определения подходящего размера трубопровода 170.

[0024] В соответствии с одним вариантом реализации изобретения компоненты скважинного инструмента 100 в пределах ID обсадной колонны 110 будут удалены из ствола 190 скважины в определенный момент после того, как скважинный инструмент 100 выполнил свою функцию, тогда как компоненты скважинного инструмента 100 на OD обсадной колонны 110 могут оставаться в стволе 190 скважины в обозримом будущем. Например, эти компоненты, расположенные внутри ID обсадной колонны 110, и компоненты, расположенные на OD обсадной колонны 110, могут быть специально выбраны с учетом этого. Соответственно, те компоненты, свободное перемещение которых не является опасным или иным образом нежелательным в стволе 190 скважины, могут быть расположены внутри ID обсадной колонны 110, а те компоненты, которые опасны или иным образом не должны перемещаться в стволе 190 скважины, могут быть расположены на OD обсадной колонны 110. Таким образом, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 1, одна или более аккумуляторных батарей 140 и датчик 145 расположены на OD обсадной колонны 110 и, таким образом, будут оставаться в стволе 190 скважины после удаления других компонентов скважинного инструмента 100.

[0025] В одном варианте реализации изобретения скважинный инструмент 100 изготовлен с возможностью облегчения его удаления. Например, некоторые из компонентов могут быть изготовлены из легко пробуриваемых материалов. Например, некоторые из компонентов могут быть изготовлены из керамики или другого легко пробуриваемого материала. Кроме того, скважинный инструмент 100 или по меньшей мере те части скважинного инструмента 100, которые находятся внутри ID обсадной колонны 110, могут быть образованы из совокупности меньших частей. Соответственно, совокупность меньших частей может быть легче удалить, чем тогда, когда части скважинного инструмента 100 внутри ID обсадной колонны 110 были бы выполнены как одна сплошная часть. В одном варианте реализации изобретения доступ к ID обсадной колонны 110 возможен посредством обычных инструментов роторного бурения после достижения маркера «Геостоп». Соответственно, эти элементы можно выбурить внутри ID.

[0026] На фиг. 2 проиллюстрирован другой вид скважинного инструмента 100, изготовленного в соответствии с данным изобретением. Для ясности одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения одинаковых (например, по существу подобных или одинаковых) элементов. Как проиллюстрировано на фиг. 2, скважинный инструмент 100 содержит три опорных подкладки 120, каждая из которых разделена углом, составляющим около 120 градусов. Аналогично, как проиллюстрировано, аккумуляторная батарея 140 и датчик 145 расположены только внутри одной опорной подкладки 120; тем не менее, специалистам в данной области техники будет понятно, что для размещения дополнительных компонентов можно использовать более одной опорной подкладки 120. Трубопровод 170, как проиллюстрировано на фиг. 2, является многокомпонентной конструкцией. Будучи многокомпонентной конструкцией (например, состоящей из трех частей в проиллюстрированном варианте реализации изобретения), трубопровод 170 может более легко удаляться. Специалистам в данной области техники будет понятно, что, хотя проиллюстрированы три части, другие количества частей находятся в пределах объема данного изобретения.

[0027] На фиг. 3 проиллюстрирован другой вариант реализации скважинного инструмента 300, изготовленного в соответствии с данным изобретением. Скважинный инструмент 300, проиллюстрированный на фиг. 3, является очень подобным скважинному инструменту 100, проиллюстрированному на фиг. 1. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения одинаковых элементов. Тем не менее, скважинный инструмент 300, проиллюстрированный на фиг. 3, расположен внутри пласта 390 в необсаженной скважине, которая могла бы существовать, если бы скважинный инструмент 300 использовался в операции бурения с помощью хвостовика в необсаженном стволе скважины.

[0028] Скважинный инструмент в соответствии с данным изобретением позволит пользователю получать в режиме реального времени подтверждение геологического маркера «Геостоп», выполнять бурение на заданное расстояние и либо устанавливать нецементированный хвостовик, либо цементировать хвостовик на месте. Затем скважинный инструмент может быть выбурен с помощью следующего узла, обеспечивая полный доступ к стволу скважины без ограничения ID для будущих операций ниже башмака обсадной колонны. На рынке отсутствует буровой инструмент, который может работать в режиме реального времени. Эта задача традиционно выполнялась либо путем бурения с использованием обсадной колонны с существующим оборудованием измерения в процессе бурения (MWD - measurements while drilling), либо с использованием временного оборудования MWD, которое входило в состав внутренней колонны труб. В любом случае цементирование или разбуривание с помощью этого традиционного оборудования является непрактичным или экономически нецелесообразным. Конструкция в соответствии с данным изобретением будет штреком на будущее в ходе зональных операций с применением многоствольной технологии в этой области, поскольку она полностью сохраняет ID при бурении. Это может быть инновационная технология для продвинутых установок заканчивания, где требуется подтвержденная геологическая точка установки для обсадной колонны.

[0029] Любые датчики, для которых требуется электроэнергия и которые размещаются в наружных полостях, будут подходящими для этой компоновки, поскольку аккумуляторные батареи могут по-прежнему оставаться в зацементированном кольцевом пространстве. Дополнительные датчики могут быть добавлены к другим лопастям долота для проведения множества измерений путем реконфигурации введенного узла. Этот скважинный инструмент, после того, как он выполнил свою функцию, будет способствовать установлению полнопроходного пробуриваемого ID.

[0030] С краткой ссылкой на фиг. 4 проиллюстрировано буровое устройство 400 с хвостовиком в соответствии с данным изобретением. Буровое устройство 400 с хвостовиком в этом варианте реализации изобретения и на высоком уровне содержит бурильную трубу 410. Хотя это и не показано в проиллюстрированном виде, бурильная труба 410 проходит выше по стволу скважины до поверхности нефтегазовой скважины. Буровое устройство 400 с хвостовиком в соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 4, дополнительно содержит подвесное устройство 420 для хвостовика (например, подвесное устройство versaflex в одном варианте реализации изобретения), расположенное ниже по стволу скважины от бурильной трубы 410. Буровое устройство 400 с хвостовиком в этом варианте реализации изобретения и на высоком уровне дополнительно содержит хвостовик 430. Как проиллюстрировано, хвостовик 430 может проходить на выбранное расстояние. Ниже по стволу скважины от хвостовика 430 в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 4, находится муфта 440 обсадной колонны с обратным клапаном. В дополнение к этому варианту реализации изобретения, к муфте 440 обсадной колонны с обратным клапаном и ниже по стволу скважины от нее подсоединен скважинный инструмент 450, содержащий устройство 460 для идентификации петрофизических свойств, изготовленное в соответствии с данным изобретением. В одном варианте реализации изобретения скважинный инструмент 450 может быть аналогичен скважинным инструментам, проиллюстрированным выше на фиг. 1-3. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения ниже по стволу скважины от скважинного инструмента 450 расположен бурильный башмак 470.

[0031] Далее на фиг. 5 и 6 проиллюстрированы различные виды скважинного инструмента 500 в соответствии с другим вариантом реализации данного изобретения. Скважинный инструмент 500, проиллюстрированный на фиг. 5 и 6, во многих отношениях аналогичен скважинному инструменту 100, проиллюстрированному на фиг. 1 и 2. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения одинаковых (например, аналогичных, по существу аналогичных, идентичных или одинаковых) элементов. Тем не менее, в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на фиг. 5 и 6, скважинный инструмент 500 образует по меньшей мере часть бурильной колонны. Соответственно, в этом варианте реализации изобретения скважинный инструмент 500 будет дополнительно содержать совокупность режущих элементов 510, расположенных вблизи его скважинной части. Как будет понятно специалистам в данной области техники, режущие элементы 510 выполнены с возможностью вытеснения или удаления иным образом бурового шлама из внутренней части ствола скважины. Количество и расположение режущих элементов 510 могут сильно варьироваться, оставаясь в пределах объема данного изобретения.

[0032] Скважинный инструмент 500 в соответствии с вариантом реализации изобретения, проиллюстрированным на фиг. 5 и 6, дополнительно содержит одну или более расходомерных труб 520, соединяющих внутреннюю часть скважинного инструмента 500 и наружную часть скважинного инструмента 500. Расходомерные трубы 520 в соответствии с этим вариантом реализации изобретения обеспечивают путь потока для бурового раствора и/или других буровых флюидов для перемещения с поверхности ствола скважины, через трубопровод 170, из расходомерных труб 520 в забой ствола скважины, при этом буровой раствор и/или другой буровой флюид могут использоваться для содействия бурению ствола скважины. Количество и расположение расходомерных труб 520 могут сильно варьироваться, оставаясь в пределах объема данного изобретения.

[0033] В одном варианте реализации изобретения устройство 115 для идентификации петрофизических свойств должно быть образовано как можно ближе к части скважинного инструмента 500, содержащей режущие элементы 510, или как ее часть. Например, устройство 115 для идентификации петрофизических свойств может быть образовано в пределах около 0,75 метра или в другом варианте реализации изобретения в пределах около 0,5 метра от части скважинного инструмента 500, содержащего режущие элементы 510. Таким образом, в то время как устройство 115 для идентификации петрофизических свойств проиллюстрировано на довольно большом расстоянии выше по стволу скважины от режущих элементов 510, следует признать, что эти два элемента могут быть ближе друг к другу и оставаться в пределах объема данного изобретения Аналогично, устройство 115 для идентификации петрофизических свойств может быть расположено на большем расстоянии выше по стволу скважины от режущих элементов 510, чем проиллюстрировано на фиг. 1.

[0034] В соответствии с одним вариантом реализации изобретения обсадная колонна 110 образует единую блочную часть, которая содержит элемент устройства 115 для идентификации петрофизических свойств, а также режущие элементы 510 и расходомерные трубы 520. Например, в одном варианте реализации изобретения скважинный инструмент 500 представляет собой не две отдельные части (например, устройство 115 для идентификации петрофизических свойств и наконечник бурильного башмака, содержащий режущие элементы 510 и расходомерные трубы 520), а единую блочную часть, которая содержит такие элементы. В соответствии с этим вариантом реализации изобретения скважинный инструмент 500 должен быть изготовлен и реализован как единая блочная часть.

[0035] С краткой ссылкой на фиг. 7, показано буровое устройство 700 с хвостовиком согласно альтернативному варианту осуществления изобретения Буровое устройство 700 с хвостовиком, проиллюстрированное на фиг. 7, во многих отношениях аналогично буровому устройству 400 с хвостовиком, проиллюстрированному на фиг. 4. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения одинаковых (например, аналогичных, по существу аналогичных, идентичных или одинаковых) элементов. Буровое устройство 700 с хвостовиком в этом варианте реализации изобретения и на высоком уровне содержит бурильную трубу 410. Буровое устройство 700 с хвостовиком в этом варианте реализации изобретения и на высоком уровне дополнительно содержит хвостовик 430 и муфту 440 обсадной колонны с обратным клапаном. Кроме того, в этом варианте реализации изобретения к муфте 440 обсадной колонны с обратным клапаном присоединен и ниже по стволу скважины от нее расположен скважинный инструмент 750, изготовленный в соответствии с настоящим изобретением. Скважинный инструмент 750, в соответствии с одним вариантом реализации изобретения, содержит устройство 760 для идентификации петрофизических свойств и образует по меньшей мере часть бурильного башмака 770 и, таким образом, содержит режущие элементы 780. Скважинный инструмент 750, в одном варианте реализации изобретения, может быть аналогичным скважинному инструменту 500, проиллюстрированному выше на фиг. 5 и 6.

[0036] С краткой ссылкой на фиг. 8 проиллюстрирована нефтяная/газовая буровая система 800. Нефтяная/газовая буровая система 800 содержит буровую платформу 810. Нефтяная/газовая буровая система 800 дополнительно содержит буровое устройство 830 с хвостовиком, соединенное бурильной трубой 820 с буровой платформой 810. В соответствии с изобретением, буровое устройство 830 с хвостовиком может содержать скважинный инструмент 840, содержащий устройство для идентификации петрофизических свойств в соответствии с изобретением. Скважинный инструмент 840 в одном варианте реализации изобретения расположен выше по стволу скважины от бурильного башмака, а в другом варианте реализации изобретения образует часть бурильного башмака.

[0037] Аспекты, раскрытые в данном документе, включают в себя следующее:

А. Скважинный инструмент, содержащий: обсадную колонну, имеющую три или более опорных подкладок, расположенных на ее наружном диаметре, причем по меньшей мере одна из опорных подкладок содержит полость, одну или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков, расположенных внутри полости, и один или более дополнительных компонентов, соединенных с одним или более датчиками, расположенными внутри внутреннего диаметра обсадной колонны.

B. Нефтяная/газовая буровая система, содержащая: ствол скважины, расположенный внутри подземного пласта, буровое устройство с хвостовиком, расположенное в подземном пласте, причем буровое устройство с хвостовиком содержит бурильную трубу, подвесное устройство для хвостовика, расположенное ниже по стволу скважины от бурильной трубы, скважинный инструмент, присоединенный ниже по стволу скважины от подвесного устройства для хвостовика. Скважинный инструмент в этом примере содержит: обсадную колонну, содержащую три или более опорных подкладок, расположенных на ее наружном диаметре, причем по меньшей мере одна из опорных подкладок содержит полость, одну или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков, расположенных внутри полости, и один или более дополнительных компонентов, соединенных с одним или более датчиками, расположенными внутри внутреннего диаметра обсадной колонны.

C. Способ бурения ствола скважины, включающий в себя: размещение бурового устройства с хвостовиком в стволе скважины, расположенном внутри подземного пласта, причем буровое устройство с хвостовиком содержит бурильную трубу, подвесное устройство для хвостовика, расположенное ниже по стволу скважины от бурильной трубы, и скважинный инструмент, присоединенный ниже по стволу скважины от подвесного устройства для хвостовика. Скважинный инструмент в этом примере содержит: обсадную колонну, содержащую три или более опорных подкладок, расположенных на ее наружном диаметре, причем по меньшей мере одна из опорных подкладок содержит полость, одну или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков, расположенных внутри полости, и один или более дополнительных компонентов, соединенных с одним или более датчиками, расположенными внутри внутреннего диаметра обсадной колонны. Способ дополнительно включает в себя разбуривание одного или более дополнительных компонентов из обсадной колонны, при этом одна или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков по-прежнему располагаются в полости после окончания, с помощью бурового устройства.

Аспекты A, B и C могут иметь один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации:

[0038] Элемент 1: отличающийся тем, что три или более опорных подкладок по существу равномерно разнесены друг от друга. Элемент 2: отличающийся тем, что доступ к внутреннему диаметру (ID) обсадной колонны возможен с помощью обычных инструментов для роторного бурения после достижения маркера «Геостоп». Элемент 3: отличающийся тем, что доступ к полости возможен с внешней поверхности скважинного инструмента через съемную защитную поверхность. Элемент 4: дополнительно содержащий совокупность режущих элементов, расположенных вблизи нижней поверхности обсадной колонны, причем совокупность режущих элементов образует по меньшей мере часть бурильного башмака. Элемент 5: отличающийся тем, что три или более опорных подкладок, одна или более аккумуляторных батарей и один или более дополнительных компонентов образуют по меньшей мере часть устройства для идентификации петрофизических свойств, и дополнительно при этом устройство для идентификации петрофизических свойств и бурильный башмак, содержащий совокупность режущих элементов, образуют отдельную блочную часть. Элемент 6: отличающийся тем, что один или более дополнительных компонентов представляют собой один или более электронных компонентов. Элемент 7: отличающийся тем, что один или более дополнительных компонентов представляют собой один или более компонентов гидроимпульсной скважинной телеметрии. Элемент 8: отличающийся тем, что многокомпонентный трубопровод расположен внутри внутреннего диаметра обсадной колонны. Элемент 9: дополнительно содержащий муфту обсадной колонны с обратным клапаном, расположенную между хвостовиком и скважинным инструментом. Элемент 10: отличающийся тем, что скважинный инструмент дополнительно содержит многокомпонентный трубопровод, расположенный внутри внутреннего диаметра обсадной колонны, и дополнительно при этом разбуривание одного или более дополнительных компонентов включает в себя разбуривание многокомпонентного трубопровода.

[0039] Специалистам в области техники, к которой относится данная заявка, будет понятно, что в описанные варианты реализации изобретения могут быть внесены другие и дополнительные дополнения, удаления, замены и модификации.

Изобретение относится к способу бурения ствола скважины. Предложен способ бурения ствола скважины, включающий в себя размещение бурового устройства с хвостовиком в стволе скважины. Буровое устройство с хвостовиком содержит бурильную трубу, подвесное устройство для хвостовика, расположенное ниже по стволу скважины от бурильной трубы, а также скважинный инструмент, присоединенный ниже по стволу скважины от подвесного устройства для хвостовика. Скважинный инструмент содержит: обсадную колонну, содержащую три или более опорных подкладок, расположенных на ее наружном диаметре, причем по меньшей мере одна из опорных подкладок содержит в себе полость; одну или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков, расположенных внутри указанной полости; и один или более дополнительных компонентов, соединенных с одним или более датчиками, расположенными внутри внутреннего диаметра обсадной колонны. Также способ включает разбуривание одного или более дополнительных компонентов из обсадной колонны, при этом одна или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков по-прежнему располагаются в полости после завершения использования бурового устройства. Технический результат заключается в повышении эффективности способа бурения ствола скважины, обеспечивая полный доступ к стволу скважины без ограничения внутреннего диаметра для будущих операций ниже башмака обсадной колонны. 10 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ бурения ствола скважины, включающий:

размещение бурового устройства с хвостовиком в стволе скважины, расположенном внутри подземного пласта, причем буровое устройство с хвостовиком содержит: бурильную трубу; подвесное устройство для хвостовика, расположенное ниже по стволу скважины от бурильной трубы; скважинный инструмент, присоединенный ниже по стволу скважины от подвесного устройства для хвостовика, причем скважинный инструмент содержит: обсадную колонну, содержащую три или более опорных подкладок, расположенных на ее наружном диаметре, причем по меньшей мере одна из опорных подкладок содержит в себе полость; одну или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков, расположенных внутри указанной полости; и один или более дополнительных компонентов, соединенных с одним или более датчиками, расположенными внутри внутреннего диаметра обсадной колонны; разбуривание одного или более дополнительных компонентов из обсадной колонны и при этом одна или более аккумуляторных батарей и один или более датчиков по-прежнему располагаются в полости после завершения использования бурового устройства.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважинный инструмент дополнительно содержит многокомпонентный трубопровод, расположенный внутри внутреннего диаметра обсадной колонны, и дополнительно при этом разбуривание одного или более дополнительных компонентов включает разбуривание многокомпонентного трубопровода.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что три или более опорных подкладок по существу равномерно разнесены друг от друга.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что доступ к внутреннему диаметру обсадной колонны возможен с помощью инструментов для роторного бурения после достижения геологического маркера «Геостоп».

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что многокомпонентный трубопровод расположен внутри внутреннего диаметра обсадной колонны.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что доступ к полости возможен с внешней поверхности скважинного инструмента через съемную защитную поверхность.

7. Способ по п. 1, дополнительно содержащий совокупность режущих элементов, расположенных вблизи нижней поверхности обсадной колонны, причем совокупность режущих элементов образует по меньшей мере часть бурильного башмака.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что три или более опорных подкладок, одна или более аккумуляторных батарей и один или более дополнительных компонентов образуют по меньшей мере часть устройства для идентификации петрофизических свойств, и дополнительно при этом устройство для идентификации петрофизических свойств и бурильный башмак, содержащий совокупность режущих элементов, образуют отдельную блочную часть.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что один или более дополнительных компонентов представляют собой один или более электронных компонентов.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что один или более дополнительных компонентов представляют собой один или более компонентов гидроимпульсной скважинной телеметрии.

11. Способ по п. 1, дополнительно содержащий муфту обсадной колонны с обратным клапаном, расположенную между хвостовиком и скважинным инструментом.