Способ бурения бокового ствола скважины с неустойчивыми породами Российский патент 2023 года по МПК E21B7/04 E21B33/10 

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами.

Известен способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола с горизонтальным окончанием (патент RU № 2714397, МПК Е21В 7/04, опубл. 14.02.2020 г., Бюл. № 5), включающий вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола колонной труб с установленным на нижнем конце башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя. Предварительно определяют зону неустойчивых пород пласта, после вырезания окна в эксплуатационной колонне производят бурение бокового ствола долотом диаметром на 1,3-2,5 % меньше диаметра вырезанного окна со вскрытием зоны неустойчивых пород пласта, спускают до забоя безмуфтовую колонну-летучку на колонне бурильных труб, оснащенную посадочным устройством сверху, а снизу - разбуриваемым прорабатывающим башмаком, повышают гидравлическое давление в колонне бурильных труб, отцепляют и извлекают посадочное устройство с колонной бурильных труб, при этом диаметр безмуфтовой колонны-летучки на 7-8 % меньше диаметра пробуренного бокового ствола, бурение бокового ствола из безмуфтовой колонны-летучки до проектного забоя производят долотом на 1,5-3 % меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны летучки

Недостатками способа являются:

- при сборке колонны-летучки на устье большая вероятность заваливания пробуренного ствола в зоне неустойчивых пород, что приведет к перебуриванию ствола, так как на сборку сварной колонны-летучки требуется много времени;

- при сварке колонны-летучки ручной дуговой сваркой большая вероятность получения некачественного сварного шва, что может привести к разрыву труб колонны-летучки при спуске в скважину;

- при таком способе невозможно задать траекторию бурения скважины, так как бурение ведется без телеметрии и не стабилизирующей компоновкой;

- незацементированная колонна-летучка может быть сдвинута со своего места при спуско подъемных операциях;

- при применении этого способа происходит уменьшение сечения эксплуатационной колонны, так как после установки колонны-летучки бурение ведут меньшим диаметром долота.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ бурения бокового ствола с неустойчивыми породами (патент RU № 2785164, МПК Е21В 7/04, опубл. 05.12.2022 г., Бюл. № 34), включающий определение зон неустойчивых пород, вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола до проектного забоя, крепление бокового ствола колонной труб, повышение гидравлического давления в колонне бурильных труб, отцеп и извлечение посадочного устройства. Из окна бурение ведут на бурильной колонне с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем с набором угла и последующей зоной стабилизации ствола скважины до кровли неустойчивых пород. Затем компоновку с телесистемой и долотом с винтовым забойным двигателем извлекают и скважину до проектного забоя бурят роторным способом на бурильной колонне с обсадным хвостовиком, состоящим из стандартных обсадных труб. Обсадные трубы оборудуют снизу долотом с резцами PDC, центратором для сохранения стабильного направления при бурении и клапаном со стоп-кольцом, а сверху - подвесным устройством. Соединяют обсадной хвостовик с бурильной колонной подвесным устройством, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения. Используют продавочные пробки подвесного устройства при цементировании хвостовика после бурения до проектного забоя и промывки ствола скважины. Производят отцеп бурильной колонны от обсадного хвостовика за счет сброса шара с устья в седло при повышении давления в хвостовике и срезе штифта, при этом длина обсадного хвостовика равна сумме длины бокового ствола скважины до забоя и участка L хвостовика для герметизации в эксплуатационной. Затем по данным геофизических исследований производят перфорацию хвостовика в интервале продуктивного пласта и вводят скважину в эксплуатацию.

Недостатками способа являются:

- при таком способе невозможно контролировать траекторию и управлять траекторией во время бурения последней секции скважины на обсадном хвостовике, как следствие, недостижение проектного забоя, что ведет к временным и материальным затратам по перебуриванию участка скважины;

- вероятность получения аварийной ситуации из-за засорения промывочных отверстий долота при цементировании через них, как следствие, затвердевание цемента в хвостовике и дополнительные материальные затраты по разбуриванию цемента.

Техническими задачами изобретения являются создание способа бурения бокового ствола скважины с неустойчивыми породами, обеспечивающего управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике, исключение аварийной ситуации из-за засорения промывочных отверстий долота при цементировании за счет снабжения долота заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открывается при засорении отверстий долота во время цементирования.

Технические задачи решаются способом бурения бокового ствола скважины с неустойчивыми породами, включающим определение зон неустойчивых пород, вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола на бурильной колонне с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем с набором угла и последующей зоной стабилизации ствола скважины до кровли неустойчивых пород, извлечение компоновки с телесистемой и долотом с винтовым забойным двигателем, бурение скважины до проектного забоя роторным способом на бурильной колонне с обсадным хвостовиком, состоящим из стандартных обсадных труб, оснащенных снизу долотом с резцами PDC, центратором и клапаном, а сверху - подвесным устройством с автоотцепом, соединяющим обсадной хвостовик с бурильной колонной, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения, цементирование обсадного хвостовика в боковом стволе и отцепление бурильной колонны от обсадного хвостовика за счет сброса шара с устья в седло при повышении давления в хвостовике и срезе штифта,

Новым является то, что при бурении траекторией управляют центратором с переменным описанным диаметром, увеличивающим описанный диаметр при увеличении давления прокачки промывочной жидкости за счет выхода лопастей выдвигаемых поршнями, подпоршневая полость которых сообщена с центральным каналом, при этом для контроля траектории выше обратного клапана буровой хвостовик снабжен немагнитным патрубком с установленным с возможностью извлечения модулем инклинометрии, после извлечения которого при прокачке необходимого объема цемента производят сброс шара и посадку его в центральное отверстие обратного клапана для повышения давления промывочной жидкости с целью открытия отверстий для вымывания излишков цемента после цементирования, при этом долото снабжено заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открыта при засорении отверстий долота во время цементирования.

На фиг. 1 схематично показана реализация предлагаемого способа.

На фиг. 2 показан общий вид хвостовика.

На фиг. 3 показан центратор увеличенно.

На фиг. 4 показан вид А.

На фиг. 5 показана аксонометрия центратора.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Предварительно определяют зону неустойчивых пород 1 по соседним скважинам и по материалам геофизических исследований скважины.

В эксплуатационной колонне 2, например, диаметром 168 мм вырезают окно 3 любым известным способом, например, с установкой клина-отклонителя 4 (фиг. 1), с помощью фрезы, например, диаметром 146 мм, для вырезания окна (не показано).

Бурение бокового ствола скважины 5 ведут на бурильной колонне 6 с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем, например, диаметром 143 мм (на фиг. 1 не показано) с зоной набора угла 7 и последующей зоной стабилизации 8 ствола скважины 5 до кровли неустойчивых пород 9. Компоновку с телесистемой и винтовым забойным двигателем извлекают, а скважину 5 до проектного забоя 10 бурят роторным способом на бурильной колонне 6 с обсадным хвостовиком 11. Обсадной хвостовик 11 состоит из стандартных обсадных труб 12 (фиг. 2), например, диаметром 114 мм, оснащенных снизу долотом 13 с резцами PDC, например, диаметром 143 мм, центратором 14, и клапаном 15. Обсадной хвостовик 11 сверху оснащен подвесным устройством 16 с автоотцепом 17, соединяющим обсадной хвостовик 11 с бурильной колонной 6, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения. Для достижения проектного забоя 10 при бурении траекторией управляют центратором 14 с переменным описанным диаметром, увеличивающим описанный диаметр при увеличении давления прокачки промывочной жидкости за счет выхода лопастей 18, выдвигаемых поршнями 19, подпоршневая полость 20 которых сообщена отверстием 21 с центральным каналом 22. Например, при давлении 6 МПа усилия поршней 19 не хватает для вывода лопастей 18, при этом при бурении происходит падение траектории с интенсивностью до 5° на 100 метров. А при давлении 10 МПа лопасти 18 выходят на максимальный описанный диаметр, например, 141 мм, при этом при бурении обсадным хвостовиком 11 происходит подъем траектории с интенсивностью до 3° на 100 метров. Для контроля траектории при бурении выше обратного клапана 15 буровой хвостовик 11 снабжен немагнитным патрубком с установленным с возможностью извлечения модулем инклинометрии 24. Благодаря центратору 15 с переменным описанным диаметром и модулю инклинометрии 24 обеспечивается управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике 11. После извлечения модуля инклинометрии 24 при прокачке необходимого объема цемента производят сброс шара 25 и посадку его в центральное отверстие 26 обратного клапана 15 для повышения давления промывочной жидкости с целью открытия отверстий 27 для вымывания излишков цемента после цементирования. Далее производят отцеп бурильной колонны 6 от обсадного хвостовика 11 за счет сброса шара 28 с устья в седло 29 при повышении давления в хвостовике 11 и срезе штифта 30.

Долото 13 снабжено заглушенным отверстием 31 для цементирования, заглушка 32 которого открывается при засорении отверстий 33 долота 13 во время цементирования. Благодаря снабжению долота 13 заглушенным отверстием 31 для цементирования, заглушка 32 которого открывается при засорении отверстий 33 долота 13 во время цементирования исключается аварийная ситуация при засорении промывочных отверстий 33 долота 13 при цементировании.

Предлагаемый способ обеспечивает управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике, позволяет исключить аварийную ситуацию из-за засорения промывочных отверстий долота при цементировании за счет снабжения долота заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открывается при засорении отверстий долота во время цементирования.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами. Предварительно определяют зону неустойчивых пород по соседним скважинам и по материалам геофизических исследований скважины. В эксплуатационной колонне вырезают окно. Бурение бокового ствола скважины ведут на бурильной колонне с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем с зоной набора угла и последующей зоной стабилизации ствола скважины до кровли неустойчивых пород. Компоновку с телесистемой и винтовым забойным двигателем извлекают, а скважину до проектного забоя бурят роторным способом на бурильной колонне с обсадным хвостовиком. Обсадной хвостовик состоит из стандартных обсадных труб, оснащенных снизу долотом с резцами PDC, центратором и клапаном. Обсадной хвостовик сверху оснащен подвесным устройством с автоотцепом, соединяющим обсадной хвостовик с бурильной колонной, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения. Для достижения проектного забоя при бурении траекторией управляют центратором с переменным описанным диаметром, увеличивающим описанный диаметр при увеличении давления прокачки промывочной жидкости за счет выхода лопастей, выдвигаемых поршнями, подпоршневая полость которых сообщена отверстием с центральным каналом. Для контроля траектории при бурении выше обратного клапана буровой хвостовик снабжен немагнитным патрубком с установленным с возможностью извлечения модулем инклинометрии. Благодаря центратору с переменным описанным диаметром и модулю инклинометрии обеспечивается управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике. После извлечения модуля инклинометрии при прокачке необходимого объема цемента производят сброс шара и посадку его в центральное отверстие обратного клапана для повышения давления промывочной жидкости с целью открытия отверстий для вымывания излишков цемента после цементирования. Далее производят отцеп бурильной колонны от обсадного хвостовика за счет сброса шара с устья в седло при повышении давления в хвостовике и срезе штифта. Долото снабжено заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открывается при засорении отверстий долота во время цементирования. Обеспечивается управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике, исключение аварийных ситуаций из-за засорения промывочных отверстий долота при цементировании. 5 ил.

Способ бурения бокового ствола скважины с неустойчивыми породами, включающий определение зон неустойчивых пород, вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола на бурильной колонне с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем с набором угла и последующей зоной стабилизации ствола скважины до кровли неустойчивых пород, извлечение компоновки с телесистемой и долотом с винтовым забойным двигателем, бурение скважины до проектного забоя роторным способом на бурильной колонне с обсадным хвостовиком, состоящим из стандартных обсадных труб, оснащенных снизу долотом с резцами PDC, центратором и клапаном, а сверху - подвесным устройством с автоотцепом, соединяющим обсадной хвостовик с бурильной колонной, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения, цементирование обсадного хвостовика в боковом стволе и отцепление бурильной колонны от обсадного хвостовика за счет сброса шара с устья в седло при повышении давления в хвостовике и срезе штифта, отличающийся тем, что при бурении траекторией управляют центратором с переменным описанным диаметром, увеличивающим описанный диаметр при увеличении давления прокачки промывочной жидкости за счет выхода лопастей, выдвигаемых поршнями, подпоршневая полость которых сообщена с центральным каналом, при этом для контроля траектории выше обратного клапана буровой хвостовик снабжен немагнитным патрубком с установленным с возможностью извлечения модулем инклинометрии, после извлечения которого при прокачке необходимого объема цемента производят сброс шара и посадку его в центральное отверстие обратного клапана для повышения давления промывочной жидкости с целью открытия отверстий для вымывания излишков цемента после цементирования, при этом долото снабжено заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открывается при засорении отверстий долота во время цементирования.