Способ бурения скважин Российский патент 2025 года по МПК E21B7/00 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к области строительства глубоких скважин и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств вскрываемых продуктивных пластов.

Известен способ создания депрессии на пласт при роторном бурении скважины (патент RU №2637254, МПК Е21В 21/08, Е21В 07/00, опубл. 01.12.2017 Бюл. №34), включающий промывку скважины поверхностным насосом через бурильную колонну труб, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту и углубление скважины, периодическую приостановку углубления скважины, герметизацию затрубного пространства вращающимся пакером, установленным на цилиндрическом корпусе, включение обратной призабойной промывки с перепадом давления жидкости на пакере, создаваемого струйным насосом, установленным выше пакера на нижнем конце бурильной колонны и выполненным в виде сопла, камеры смешения и диффузора, гидравлически связанного с затрубным пространством и возобновление углубления с депрессией на пласт, причем с целью повышения эффективности способа за счет уменьшения загрязнения пласта и обеспечения при этом бурения также наклонных и горизонтальных скважин одной компоновкой на депрессии и на репрессии без дополнительных спуско-подъемных операций инструмента, передачу осевой нагрузки и крутящего момента долоту проводят непосредственно через цилиндрический корпус, выполненный с возможностью уплотнения по наружной поверхности, который перемещают в процессе углубления на всю его длину с вращением внутри пакера при допустимо малой утечке жидкости между сопрягаемыми поверхностями с использованием комбинированного уплотнения, выполненного в виде металлического кольца, установленного первым по ходу утечки и резинового элемента, установленного вторым по ходу утечки жидкости в области пониженного давления и гидравлически связанного своей внутренней полостью с затрубным пространством повышенного давления над пакером, при этом пакер снабжают механическим замком, например, в виде подпружиненного шара, а цилиндрический корпус в нижней части снабжают обратным клапаном и выполняют в виде одной бурильной трубы или нескольких труб с диаметром соединений последних, равным диаметру тела трубы при общей длине цилиндрического корпуса не более длины используемых свеч.

Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за невозможности создания депрессии на высокопродуктивные и/или имеющие высокое пластовое давление (свыше 10 МПа) пласты, а также сложность реализации из-за необходимости строго соблюдать режимы работы при реализации способа.

Известен также способ строительства скважин для разведки и добычи промышленно полезных флюидов - нефти, газа, пара и воды, аккумулированных в природных трещинных резервуарах (патент RU №2732161, МПК Е21В 07/00, Е21В 21/00, Е21В 43/02, опубл. 14.09.2020 Бюл. №26), включающий первичное вскрытие резервуара скважиной с применением составной бурильной колонны, очистку скважины от выбуренной породы восходящим потоком бурового раствора, спуск эксплуатационной колонны и разобщение пластов в ее заколонном пространстве и стимулирование притока пластового флюида, причем первичное вскрытие резервуара проводят с очисткой скважины от выбуренной породы - шлама буровым раствором при обратной непрерывной промывке, проводят отбор проб шлама для обнаружения характерных минералов заполнения природных трещин и определения по этим данным интервалов вскрытия кластеров природных трещин, выделяют по данным о поглощениях бурового раствора или притока пластовых флюидов пересекаемые скважиной кластеры природных трещин с открытыми и закрытыми - минерализованными трещинами, среди кластеров с открытыми трещинами по данным об интенсивности поглощений бурового раствора или притока пластовых флюидов во время бурения выделяют кластеры трещин с промышленным потенциалом, которые не нуждаются в стимулировании при заканчивании скважины, и кластеры с низким потенциалом, которые нуждаются в стимулировании притока при заканчивании скважины, проводят спуск в скважину эксплуатационной колонны, оборудованной устройствами, разделяющими в заколонном пространстве колонны кластеры природных трещин, проводят стимулирование притока в интервалах кластеров минерализованных трещин и кластеров открытых трещин с низким промышленным потенциалом, проводят перфорацию эксплуатационной колонны в интервалах кластеров трещин, не нуждающихся в стимулировании, и проводят освоение скважины.

Недостатком данного способа является узкая область применения из-за невозможности использования забойных двигателей при обратной промывке, что делает невозможным проходки глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками).

Наиболее близким по технической сущности является устройство для вскрытия пласта (патент RU №2025566, МПК Е21В 21/08, опубл. 30.12.1994 Бюл. №36), содержащее две концентрично размещенные одна относительно другой трубы, внутренняя из которых имеет породоразрушающий элемент, и узел кольматации стенок скважины, причем, с целью повышения эффективности работы устройства, оно снабжено муфтой перекрестного течения жидкости с вертикальным и горизонтальным каналами, установленной на наружной трубе, и размещенными на последней пакерующими элементами, расположенными под муфтой с возможностью осевого перемещения вдоль трубы и между собой, а узел кольматации стенок скважины выполнен в виде шнека, размещенного на наружной поверхности внутренней трубы и жестко связанного с ней.

Данным устройством осуществляют способ бурения ствола скважины для первичного вскрытия пласта породоразрущающим инструментом при обратной промывке пласта до пакера, размещенного выше породоразрушающего инструмента и оснащенного перекрестной муфтой, направляющей поток жидкости из затрубья бурильных труб скважины выше пакера в узел кольматации с завихрителем, установленный ниже пакера, а снаружи узла кольматации - в колонну бурильных труб выше пакера.

Недостатком данного способа является узкая область применения из-за применения только для вскрытия пластов, кольматация вскрываемого пласта, что требует после вторичного вскрытия этого пласта проведения высоко затратных по времени и материалам мероприятий (вскрытие на депрессии, кислотная обработка, высокая компрессия и/или т.п.) пластов, при этом невозможно использовать забойные двигатели, что делает невозможным проходки глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками).

Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание способа бурения скважин, позволяющего расширить функциональные возможности за счет использования забойного двигателя ниже пакера, позволяющего производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) без кольматации первично вскрываемых пластов за счет обратной промывки с использованием типового для прямой промывки скважинного оборудования.

Техническим решением является способ бурения скважин, включающий спуск в скважину на колонне бурильных труб расположенного снизу породоразрушающего инструмента и основного пакера, оснащенного основной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из затрубья бурильных труб скважины выше основного пакера в скважинное устройство, установленное ниже основного пакера, а снаружи скважинного устройства - в колонну бурильных труб выше основного пакера, осуществление обратной промывки буровым раствором ствола скважины выше основного пакера по затрубью - снаружи бурильных труб.

Новым является то, что перед спуском бурильные трубы сверху ниже устья скважины оснащают дополнительным пакером с дополнительной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб выше дополнительного пакера в затрубье колонны бурильных труб ниже этого пакера, а из колонны бурильных труб ниже дополнительного пакера - в затрубье колонны бурильных труб выше дополнительного пакера, при этом в качестве скважинного устройства используют забойный двигатель для вращения породоразрушающего инструмента.

Новым является также то, что забойный двигатель сверху оснащен полым штоком, герметично вставленным в основную перекрестную муфту с возможностью ограниченного перемещения продольного перемещения.

На чертеже изображена схема реализации способа в продольном разрезе.

Способ бурения скважин включает в себя спуск в скважину 1 на колонне бурильных труб 2 расположенного снизу породоразрушающего инструмента 3 (долото, коронка или т.п.) и основного пакера 4, оснащенного основной перекрестной муфтой 5, направляющей поток бурового раствора из затрубья 6 бурильных труб 2 скважины 1 выше основного пакера 4 по каналу 7 (показан условно) в скважинное устройство, изготовленное в виде забойного двигателя 8 для вращения породоразрушающего инструмента 3 и установленное ниже основного пакера 4, а снаружи забойного двигателя 8 - в колонну бурильных труб 2 выше основного пакера 4. Осуществление обратной промывки буровым раствором ствола скважины 1 выше основного пакера 4 по затрубью 6 - снаружи бурильных труб 1. Перед спуском бурильные трубы 1 сверху ниже устья скважины 1 оснащают дополнительным пакером 9 с дополнительной перекрестной муфтой 10, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб 2 по каналу 11 (показан условно) выше дополнительного пакера 9 в затрубье 6 коллонны бурильных труб 2 ниже этого пакера 9, а из колонны бурильных труб 2 ниже дополнительного пакера 9 - в затрубье 12 колонны бурильных труб 2 выше дополнительного пакера 9. При наличии наклонного (не показан) или горизонтального участка 13 скважины 1 длиной более 150 м забойный двигатель 8 сверху рекомендуется оснащать полым штоком 14, герметично вставленным в основную перекрестную муфту 5 с возможностью ограниченного продольного перемещения для обеспечения достаточной для воздействия на забой 15 продольной нагрузки на породоразрущающий инструмент 3, так как веса колонны бурильных труб 2 может не хватить для обеспечения бурения забоя 15. При глубине скважины более 500 м основную перекрестную муфту 5 рекомендуется оснащать обратным клапаном 16 для исключения слива жидкости из колонны бурильных труб 2 во время установки дополнительной бурильной трубы (не показана) для продолжения бурения, что позволяет снизить время на ее заполнения при возобновлении работы. Пакеры 4 и 9 могут быть изготовлены любой известной конструкции, например, приводящие в рабочее положение при помощи веса колонны бурильных труб 2, при помощи поворота колонны бурильных труб 2 или т.п. - на конструкцию и способ установки пакеров 4 и 9 авторы не претендуют, так как они широко раскрыты в открытых источниках.

Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения и т.п., не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условно.

Пример конкретного выполнения

При бурении ствола скважины 1 с горизонтальным участком 13 (условным диаметром 216 мм) колонну бурильных труб 2 (наружным диаметром 127 мм и толщиной стенки 9,5 мм) оснащают последовательно снизу породоразрушающим инструментом 3 (долотом диаметром 215,9 мм) с забойным двигателем и основным пакером 4 с перекрестной муфтой 5, обратным клапаном 16 и центраторами 17 (показаны условно) с двух сторон, а сверху - дополнительным пакером 9 с дополнительной перекрестной муфтой 10. Причем из-за наличия горизонтального участка 13 забойный двигатель 8 оснащен полым штоком 14 герметично вставленным в основную перекрестную муфту 5. Колонну бурильных труб 2 с пакерами 4 и 9 и перекрестными муфтами 5 и 10 на ведущей трубе 18 размещают в скважине 1 так, чтобы породоразрушающий инструмент 3 упирался в забой 15, а полый шток 14 вошел внутрь основной перекрестной муфты 5. Пакерами 4 и 9 герметизируют ствол скважины 1, переводя их в рабочее положение. Устье скважины 1 герметизируют вокруг ведущей трубы 18, которую сверху соединяют со шлангом (не показан) и нагнетательным насосом (не показан). Нагнетательным насосом через в ведущую трубу 18 закачивают в колонну бурильных труб 2 жидкость, которая через канал 11 дополнительной перекрестной муфты 10, затрубье 6 ниже дополнительного пакера 9, канал 7 основной перекрестной муфты 4 и полый шток 14 попадает в забойный двигатель 8. Проходя через забойный двигатель 8 и выходя через отверстие 19 жидкость обеспечивает вращение породоразрушающего инструмента 3. При этом создается перепад давления между каналом 7 основной перекрестной муфты 4 пространством снаружи забойного двигателя 8, обеспечивая продольное усилие на забойный двигатель 8 и породоразрушающий инструмент 3 и, как следствие, углубление забоя 15 скважины 1 вместе с выдвижением полого штока 14 из основной перекрестной муфты 5. Жидкость с разрушенной породоразрушающим инструментом 3 породой и шламом из пространства снаружи забойного двигателя 8 через основную перекрестную муфту 4, обратный клапан 16, колонну бурильных труб 2 и дополнительную перекрестную муфту 10 поступает в затрубье 12 колонны бурильных труб 2 выше дополнительного пакера 9, откуда отбирается, например, по устьевому патрубку 20 в сборную емкость 21. Из сборной емкости 21 жидкость очищают, жидкость направляют опять на вход нагнетательного насоса, а шлам и породу утилизируют. После полного выдвижения полого штока 14 из основной перекрестной муфты 5 закачку жидкости в колонну бурильных труб 2 прекращают, устье скважины 1 разгерметизируют, ведущую трубу 18 опускают с колонной бурильных труб 2 до входа полого штока 14 в основную перекрестную муфту 5, что определяют снижением веса колонны бурильных труб 2 на устьевом индукторе веса (УИВ - не показан). После чего герметизируют устье скважины 1 и продолжают бурение описанным выше методом. При недостаточной длине ведущей трубы 18 для опускания ее с верхней частью колонны бурильных труб 2 до дополнительного пакера 9 извлекают из скважины 1, колонну бурильных труб 2 наращивают еще одной бурильной трубой (не показана), которую присоединяют к ведущей трубе 18. После чего колонну бурильных труб 3 на ведущей трубе 18 опускают в скважину 1 до входа полого штока 14 в основную перекрестную муфту 5. Устье скважины 1 герметизируют вокруг ведущей трубы 18, которую сверху соединяют со шлангом и нагнетательным насосом и продолжают бурение описанным выше методом.

Так как объем перекачиваемой жидкости остается постоянным и зависит от производительности (Q) устьевого нагнетательного насоса, то скорость потока (v) зависит от поперечного сечения (S):

, (1)

где v - скорость потока, м/с;

Q - производительность устьевого нагнетательного насоса, м³/ч;

S - площадь поперечного сечения, м².

Площадь поперечного сечения затрубья 6 скважины 1:

,(2)

где S_з - площадь поперечного сечения затрубья 6 скважины 1, м²;

D_скв - внутренний диаметр скважины 1, м;

d_н - наружный диаметр колонны бурильных труб, м.

Площадь внутреннего поперечного сечения колонны бурильных труб 2:

,(3)

где S_к - площадь внутреннего поперечного сечения колонны бурильных труб 2, м²;

d_в - внутренний диаметр колонны бурильных труб, м.

Отношение скорости потока внутри (v_вн) и снаружи (v_н) колонны бурильных труб 2, исходя из формул (1), (2) и (3):

,(4)

То есть скорость внутри колонны бурильных труб как минимум в 2,5 раза выше скорости в затрубье 6, обеспечивая отличный вынос разрушенной породы и шлама из призабойной зоны скважины 1 без кольматации первично вскрываемых пластов. Наличие забойного двигателя 8, дополнительного пакера 9 с дополнительной перекрестной муфтой 10 позволяет производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) с использованием типового оборудования для прямой промывки скважинного оборудования (подъемников, УИНов, нагнетательных насосов, устьевых герметизаторов скважины 1 и т.п.). Все это в совокупности позволяет значительно экономить временные и материальные затраты на бурение скважин.

Предлагаемый способ бурения скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет использования забойного двигателя ниже пакера, позволяющего производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) без кольматации первично вскрываемых пластов за счет обратной промывки с использованием типового для прямой промывки скважинного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства глубоких скважин, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств вскрываемых продуктивных пластов. Способ бурения скважин заключается в спуске в скважину на колонне бурильных труб расположенного снизу породоразрушающего инструмента и основного пакера, оснащенного основной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из затрубья бурильных труб скважины выше основного пакера в скважинное устройство, установленное ниже основного пакера, а снаружи скважинного устройства - в колонну бурильных труб выше основного пакера, осуществлении обратной промывки буровым раствором ствола скважины выше основного пакера по затрубью - снаружи бурильных труб. Перед спуском бурильные трубы сверху ниже устья скважины оснащают дополнительным пакером с дополнительной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб выше дополнительного пакера в затрубье колонны бурильных труб ниже этого пакера, а из колонны бурильных труб ниже дополнительного пакера - в затрубье колонны бурильных труб выше дополнительного пакера. В качестве скважинного устройства используют забойный двигатель для вращения породоразрушающего инструмента. Предлагаемый способ бурения скважин позволяет расширить функциональные возможности за счет использования забойного двигателя ниже пакера, позволяющего производить проходку также глубоких скважин и скважин со сложным профилем (с наклонными и/или горизонтальными участками) без кольматации первично вскрываемых пластов за счет обратной промывки с использованием типового для прямой промывки скважинного оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ бурения скважин, включающий спуск в скважину на колонне бурильных труб расположенного снизу породоразрушающего инструмента и основного пакера, оснащенного основной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из затрубья бурильных труб скважины выше основного пакера в скважинное устройство, установленное ниже основного пакера, а снаружи скважинного устройства – в колонну бурильных труб выше основного пакера, осуществление обратной промывки буровым раствором ствола скважины выше основного пакера по затрубью – снаружи бурильных труб, отличающийся тем, что перед спуском бурильные трубы сверху ниже устья скважины оснащают дополнительным пакером с дополнительной перекрестной муфтой, направляющей поток бурового раствора из колонны бурильных труб выше дополнительного пакера в затрубье колонны бурильных труб ниже этого пакера, а из колонны бурильных труб ниже дополнительного пакера – в затрубье колонны бурильных труб выше дополнительного пакера, при этом в качестве скважинного устройства используют забойный двигатель для вращения породоразрушающего инструмента.

2. Способ бурения скважин по п. 1, отличающийся тем, что забойный двигатель сверху оснащен полым штоком, герметично вставленным в основную перекрестную муфту с возможностью ограниченного продольного перемещения.