Способ первичного вскрытия сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта горизонтальным стволом большой протяженности

Авторы патента:

E21B21/08 - контроль или управление давлением или током бурового раствора, например автоматическое заполнение буровых скважин, автоматическое управление забойным давлением (клапанные устройства для этой цели E21B 21/10)

Владельцы патента RU 2598268:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (RU)

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам первичного вскрытия горизонтальными скважинами продуктивных пластов с углеводородным насыщением. При осуществлении способа определяют границы допустимых величин диапазонов «депрессии» и «репрессии» на основе горно-геологических данных, полученных при бурении и освоении предыдущих скважин, в процессе бурения горизонтального ствола с замкнутым контуром забойное давление в скважине поочередно сначала поддерживают ниже пластового давления в рамках заданного диапазона депрессии, затем забойное давление увеличивают выше пластового в рамках заданного диапазона «репрессии». Объединенный допустимый диапазон комбинированного динамического забойного давления описывается математическим выражением. Регулирование забойного давления осуществляют дросселированием на устье скважины. Поддерживают забойные давления в скважине в рамках заранее определенных диапазонов «депрессии» и «репрессии» по алгоритму поочередного перевода скважины в режим проявления и поглощения, позволяющего вести проводку, углубление скважины по сложному нефтегазонасыщенному пласту в осложненных условиях. Повышается эффективность разработки залежей нефти и газа в сложном кавернозно-трещинном карбонатном нефтегазонасыщенном пласте. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, в частности к способам первичного вскрытия скважинами продуктивных пластов с углеводородным насыщением.

Проблемой первичного вскрытия горизонтальным бурением карбонатных пластов с кавернозно-трещинным типом коллектора является крайне высокая проницаемость трещинной системы и крайне малый диапазон предельно допустимых давлений начала поглощения и начала проявления (или их градиентов). На практике это выражается резким переходом циркуляционной системы (пласт-скважина) из состояния поглощения бурового раствора в состояние газонефтеводопроявления.

Известен способ вскрытия продуктивного пласта на депрессии (Патент РФ 2540701, кл. Е21В 21/14, 2013), по сути являющийся адаптированным способом (Патент РФ 2199646, кл. Е21В 21/14, 2002). В данном способе подробно описываются технические аспекты применения технологии бурения на «депрессии», такие как изменение пластового давления в процессе проводки ствола в условиях длительно разрабатываемых залежей, компенсирование давления на забое работой дросселя на устье скважины при различных технологических операциях.

Данные способы имеют один существенный недостаток, а именно: в условиях сложного карбонатного кавернозно-трещинного нефтегазонасыщенного коллектора с аномально-низким пластовым давлением применение технологии бурения «на депрессии» в чистом виде ограничено в связи с геологическими особенностями объекта. Это связано с высоким давлением насыщения нефти, практически равным пластовому давлению (пластовое давление 21,4 МПа, давление насыщения 21,2 МПа), высоким газовым фактором (до 500 м³/сут), низким значением градиента поглощения, фактически равным значению коэффициента аномальности (0,091 МПа на 10 м), ограничению в допустимых значениях депрессии на пласт, зависящих от величины раскрытости трещин (от 0,3 МПа до 1,5 МПа), большие дебиты нефти (до 500-600 м³/сут). Совокупность данных факторов при использовании технологии бурения «на депрессии» в чистом виде приведет к неконтролируемому газонефтепроявлению в связи с тем, что однофазный поток нефти при создании даже минимальных депрессий (от 0,3 МПа) в призабойной зоне пласта будет переходить в двухфазный. При этом количество получаемого газа может достичь 300000 м³/сут и более, что сделает невозможным продолжение работ по бурению горизонтальной скважины без ликвидации газонефтепроявления, а значит и глушения скважины. Скважина также может перейти в режим фонтанирования газом в результате его прорыва через высокопроницаемые трещины (раскрытость трещин 1-10 мм и более) карбонатного коллектора. Управление величиной притока в условиях минимальных депрессий, создаваемых на пласт, становится также невыполнимой задачей, так как на практике из сложных карбонатных кавернозно-трещинных пластов получены притоки до 600 м³/сут нефти при депрессиях 0,15-0,2 МПа. Существует вероятность недоведения скважины до планового забоя и, следовательно, получение существенно меньших расчетных притоков нефти и газа на расчетный срок эксплуатации.

Наиболее близким является способ для бурения и заканчивания при программируемом давлении и программируемом градиенте давления (Патент РФ 2455453, кл. Е21В 21/08, 2008). Данный способ описывает возможность совмещения технологии бурения на репрессии и депрессии путем применения уплотнения, разобщающего две зоны давления в скважине. В зоне выше уплотнения - репрессия, ниже уплотнения - депрессия.

Данный способ имеет существенный недостаток, связанный с необходимостью упрочнения ствола скважины после бурения. В горно-геологических условиях сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта при бурении горизонтального ствола большой протяженности возможность упрочнения ствола не представляется возможной в связи со специфическими характеристиками самого пласта. Прежде всего это связано с величиной раскрытия трещин (более 1 мм) и низким значением коэффициента поглощения, практически равного коэффициенту аномальности. Эти характеристики не позволяют не только проведение упрочнения ствола, но и даже его изоляцию кольматацией различными системами вплоть до «сшивающихся» полимеров. Без упрочнения ствола управление скважиной в процессе спуско-подъемных операций и после бурения скважины становится невозможным, так как выведение всей скважины на режим репрессии будет сопровождаться поглощениями, а впоследствии и газонефтеводопроявлениями. Будет необходим комплект оборудования для технологии бурения на «депрессии». Таким образом, применение данного способа в сложном кавернозно-трещинном карбонатном нефтегазонасыщенном пласте горизонтального ствола большой протяженности может привести к необоснованным рискам в экономике предприятия и промышленной безопасности.

Задачей заявленного способа является разработка эффективного алгоритма первичного вскрытия горизонтальным стволом большой протяженности в сложных геологических условиях карбонатного кавернозно-трещинного нефтегазонасыщенного пласта с высокими значениями раскрытости трещин, когда пластовая углеводородная система характеризуется аномально-низким пластовым давлением, а давление насыщения практически равняется пластовому давлению.

Техническим результатом является технологическая и экономическая эффективность разработки залежи нефти и газа.

Задача решается тем, что заявлен способ первичного вскрытия сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта горизонтальным стволом большой протяженности, включающий использование базовых технологий бурения на «депрессии» и «репрессии», при этом определяют границы допустимых величин диапазонов «депрессии» (Δ_{депрессии}) и «репрессии» (Δ_{репрессии}) для кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта на основе горно-геологических данных, полученных при бурении и освоении предыдущих разведочных и эксплуатационных скважин; далее в процессе бурения горизонтального ствола с замкнутым контуром забойное давление (Р_{забойное}) в скважине поочередно сначала поддерживают ниже пластового давления (Р_{пластовое}) в рамках заданного диапазона «депрессии», затем забойное давление увеличивают выше пластового давления в рамках заданного диапазона «репрессии», объединенный допустимый диапазон комбинированого динамического забойного давления описывается неравенством:

Р_{пластовое} + Δ_{репрессии} ≥ Р_{забойное} ≥ Р_{пластовое} - Δ_{депрессии},

регулирование забойного давления осуществляется при помощи дросселирования на устье скважины, где величина давления дросселирования (Р_{дроссель}) в режиме «депрессии» определяется неравенством:

Р_{пластовое} - Р_{забойное} ≥ Р_{дроссель} ≥ (Р_{пластовое} - Δ_{депрессии}) - Р_{забойное},

а в режиме «репрессии»:

(Р_{пластовое} + Δ_{репрессии}) - Р_{забойное} ≥ Р_{дроссель} ≥ Р_{пластовое} - Р_{забойное}.

То есть процесс представляет собой поочередный перевод забойного давления на ось пластового давления, либо выше, либо ниже его значений в зависимости от ситуации в скважине, горизонтальное бурение в переходном (комбинированном) режиме.

Сущность изобретения: поддержание забойных давлений в скважине в рамках заранее определенных диапазонов «депрессии» и «репрессии» по алгоритму поочередного перевода скважины в режим проявления и поглощения, позволяющего вести проводку, углубление скважины по нефтегазонасыщенному пласту в осложненных условиях. Поочередный перевод скважины из проявления в поглощение предотвращает переход скважины в неконтролируемое газонефтеводопроявление, так как за этапом притока флюида из скважины следует этап задавки флюида в скважину (в пласт). Применение технологии бурения на комбинированном динамическом забойном давлении представляет собой регулируемый замкнутый цикл циркуляции.

Базовыми здесь являются технологии бурения "на депрессии", «на репрессии» и «на равновесии» (балансе). Бурение «на депрессии» представляет собой бурение с постоянным притоком пластового флюида в скважину (Р_{забойное} < Р_{пластовое}). Бурение «на репрессии» представляет собой бурение с постоянным поглощением (для сложного карбонатного кавернозно-трещинноватого пласта с АНПД) бурового раствора в скважину (Р_{забойное} >> Р_{пластовое}). Бурение «на равновесии» представляет собой бурение при давлениях, чуть больших или равных пластовому давлению (Р_{забойное} ≥ Р_{пластовое}), сопровождающееся в вышеописанном пласте частичными поглощениями. Однако в чистом виде ни одна из представленных технологий бурения в условиях сложного карбонатного кавернозно-трещинного нефтегазонасыщенного пласта не применима в чистом виде, либо очень ограничена в своем «узком» диапазоне динамических забойных давлений применения. Так, технология бурения «на депрессии» применима в крайне узком диапазоне допустимых текущих забойных давлений ниже пластового давления.

Для одного из месторождений Юрубчено-Тохомского ареала величина допустимой депрессии на пласт варьируется в зависимости от величины раскрытости трещин. При раскрытости трещин до 1 мм - допустимая величина депрессии (разница (дельта) между забойным и пластовым давлением - Δ_{депрессии}) составляет 1,6 МПа, при раскрытости 2-5 мм - 0,7 МПа, при раскрытости более 10 мм - 0,3 МПа. Для технологии бурения «на репрессии» и «на равновесии» для данного месторождения установлена максимальная разница (дельта) между забойным и пластовым давлением (Δ_{репрессии}). При репрессии более 0,3 МПа выше пластового давления интенсивность поглощения становится более 12 м³/час, что превышает технологический предел по возобновлению объемов бурового раствора путем его приготовления на буровой.

Таким образом, диапазон забойных давлений для описанных выше технологий можно представить неравенствами:

а) для технологий бурения «на репрессии и равновесии»

б) для технологии бурения «на депрессии»

Для повышения качества первичного вскрытия продуктивного пласта с углеводородным насыщением и обеспечения текущих показателей проходки в цикле бурения горизонтальных стволов в сложившихся геологических условиях применительно к сложному карбонатному типу коллектора и гидродинамическим условиям залежи (аномально низкие пластовые давления (АНПД), высокий газовый фактор) предлагается внедрение технологии на «комбинированном» динамическом забойном давлении с замкнутым контуром циркуляции. Заявляемый авторами способ регулируемого комбинированного динамического давления позволяет объединить в единой гидравлической программе рабочие диапазоны забойных давлений технологий «на репрессии и равновесии» и «на депрессии». Данный диапазон может быть представлен неравенством:

в) для технологии комбинированного динамического давления

Применение заявляемой технологии первичного вскрытия горизонтальным бурением с "комбинированным" регулируемым давлением с замкнутым контуром расширяет допустимый рабочий диапазон забойных давлений при первичном вскрытии сложного карбонатного кавернозно-трещинного коллектора с АНПД за счет суммирования допустимых диапазонов забойных давлений для технологий бурения «на репрессии» и «на депрессии».

Регулирование забойного давления в скважине осуществляется за счет компенсирования давления дросселирования на выкидной линии на устье скважины. Диапазон давления дросселирования (Р_{дроссель}) для вышеперечисленных и заявляемой технологии может быть представлен неравенствами:

а) для технологии бурения «на репрессии и равновесии»

б) для технологии бурения «на депрессии»

в) для технологии комбинированного динамического давления

Выражения в скобках характеризуют горно-геологические условия залегания нефтегазонасыщенного пласта (характеристика углеводородной системы).

Р_{забойное} находится в прямой зависимости от плотности бурового раствора в скважине. Р_{дроссель} имеет область значений выше ноля. В связи с этим при получении значений Р_{дроссель} ниже 0 (выход за область рабочих значений заданного диапазона) необходима корректировка забойного давления в сторону уменьшения путем снижения плотности бурового раствора (разбавление, азотирование и т.д.).

ПРИМЕР

(на основе геологических и технических данных по одному из месторождений Юрубчено-Тохомского ареала)

Рассмотрим горно-геологические условия и допустимые технологические диапазоны для выбранных условий (рифей, Юрубчено-Тохомское месторождение). Давление будет варьироваться в диапазоне от 203,34 (19,9 МПа) - 218,34 кгс/см² (21,4 МПа) (для технологии бурения «на депрессии») и 218,34 (21,4 МПа) - 221 кгс/см² (21,7 МПа) (для технологии бурения «на репрессии») (см. рис. 1). Верхняя граница обозначает максимальную приемлемую интенсивность поглощения (взята из фактических данных бурения скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении). Нижняя граница описывает максимально возможную депрессию на пласт и зависит от проницаемости трещинных систем карбонатного пласта.

Технология бурения на репрессии позволяет бурить горизонтальный ствол только в диапазоне от 218,34 кгс/см² (21,4 МПа) до 221 кгс/см² (21,7 МПа) (без учета требований правил безопасности нефтяной и газовой промышленности, с применением вращающегося превентора). А технология бурения на депрессии позволяет бурить, то есть вести углубление скважины с возвратом бурового раствора по циркуляции, только в диапазоне 203,34 (19,9 МПа) - 218,34 кгс/см² (21,4 МПа). При объединении этих технологий в одну диапазон допустимых забойных давлений при бурении расширяется более чем в два раза, тем самым расширяя технологические возможности предлагаемой технологии бурения с комбинированным динамическим забойным давлением.

Учитывая исследования (Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.К., Конторович А.А., Красильникова Н.Б. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин. / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, №4, 2011. C 104-107), определена максимально жесткая граница депрессии на пласт (нижняя граница для раскрытости трещин более 10 мм) - она составляет 3 кгс/см² (0,3 МПа) (то есть не ниже 215,34 кгс/см² (21,1 МПа)).

По фактическим данным, полученным при бурении, определена верхняя граница приемлемой интенсивности поглощения (12 м³/час), увязанной нами с технической и технологической возможностью приготовления бурового раствора и пополнения объема циркуляции - она составляет 3 кгс/см² (0,3 МПа) (то есть не выше 221 кгс/см² (21,7 МПа)).

Суть самой технологии первичного вскрытия горизонтальным бурением в условиях замкнутого закрытого контура "с комбинированным" регулируемым давлением можно также описать на графике совмещенных давлений (см. рис. 1). Из графика видно, что временные циклы, промежутки бурения на депрессии чередуются с промежутками бурения на репрессии. При этом промежутки бурения на депрессии будут короче в связи с тем, что расчетный дебит скважины при забойном давлении 215 кгс/см² (21,1 МПа) будет равняться 15-25 м³/час. При этом интенсивность поглощения при забойном давлении 221 кгс/см² (21,7 МПа) не превышает 12 м³/час.

Заявленный способ требует плавного включения насосов и одновременного снижения давления на дросселе. Также при остановках - плавно снижая расход промывочной жидкости на насосах, плавно поднимается давление на дросселе. При резком включении и отключении насосов возможно формирование газовых пузырей на забое скважины, негативное импульсное воздействие на трещины призабойной зоны пласта.

Все оборудование подбирается, исходя из фактических горно-геологических условий в скважине, и составляет стандартный комплект оборудования для технологии бурения «на депрессии».

В 2012-2013 гг. на месторождении испытана обоснованная авторами технология горизонтального бурения с комбинированной технологией, с контролем забойного давления при вскрытии продуктивного карбонатного коллектора. Заявляемые результаты при бурении с данной технологией были достигнуты. На рис. 2 показан анализ первичного вскрытия сложного трещиноватого карбонатного коллектора рифея с применением технологии комбинированного регулируемого давления, Юрубченская залежь. Также изображено сопоставление текущих результатов первичного вскрытия горизонтального участка 1000 м в нефтедобывающей скважине (полная циркуляция, проявление, поглощение бурового раствора) и участков активной трещиноватости по данным комплекса ГИС. Синий цвет - поглощение; красный - проявление. Подтвердился тот факт, что при бурении карбонатного кавернозно-трещинного коллектора равновесные условия в открытом горизонтальном стволе скважины создать невозможно. То есть бурение на «равновесии» также ограничено в силу специфических свойств сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта.

Способ первичного вскрытия сложного кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта горизонтальным стволом большой протяженности, включающий бурения на «депрессии» и «репрессии», отличающийся тем, что определяют границы допустимых величин диапазонов «депрессии» (Δ_{депрессии}) и «репрессии» (Δ_{репрессии}) для кавернозно-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта на основе горно-геологических данных, полученных при бурении и освоении предыдущих разведочных и эксплуатационных скважин; далее в процессе бурения горизонтального ствола с замкнутым контуром забойное давление (Р_{забойное}) в скважине поочередно сначала поддерживают ниже пластового давления (Р_{пластовое}) в рамках заданного диапазона «депрессии», затем забойное давление увеличивают выше пластового давления в рамках заданного диапазона «репрессии», а объединенный допустимый диапазон комбинированного динамического забойного давления описывается неравенством:
Р_{пластовое} + Δ_{репрессии} ≥ Р_{забойное} ≥ Р_{пластовое} - Δ_{депрессии}, где
регулирование забойного давления осуществляется при помощи дросселирования на устье скважины, где величина давления дросселирования (Р_{дроссель}) в режиме «депрессии» определяется неравенством:
Р_{пластовое} - Р_{забойное} ≥ Р_{дроссель} ≥ (Р_{пластовое} - Δ_{депрессии}) - Р_{забойное};
а в режиме «репрессии»:
(Р_{пластовое} + Δ_{репрессии}) - Р_{забойное} ≥ Р_{дроссель} ≥ Р_{пластовое} - Р_{забойное}.

Группа изобретений относится к средствам управления давлением и потоком при буровых работах. Техническим результатом является повышение точности управления давлением в стволе скважины.

Система и способ управления давлением в кольцевом пространстве ствола скважины с применением газлифта в линии возврата бурового раствора // 2586129

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию давления бурового раствора в кольцевом пространстве скважины. Система и способ включают в себя перекачку бурового раствора через бурильную колонну, спущенную в ствол скважины, проходящий под дном водоема, выпуск из низа бурильной колонны и в кольцевое пространство ствола скважины.

Способ и устройство определения расхода промывочной жидкости на выходе бурящейся скважины // 2584335

Изобретение относится к бурению скважины и может найти применение при контроле циркуляционной системы. Способ основан на измерении изменения сигнала датчика, учитывающего выходной поток промывочной жидкости, протекающий через желоб, который выполняют в виде двух шарнирно соединенных между собой частей - подвижной и неподвижной, измеряют силу, создаваемую весом промывочной жидкости, протекающей по подвижному концу желоба, установленным под его днищем датчиком силы, преобразующим силу в электрический сигнал по алгоритму.

Способ управления давлением в стволе скважины при бурении с оптимизацией давления // 2577345

Группа изобретений относится к нефдегазодобывающей отрасли и может быть использована в операциях, выполняемых в подземных скважинах при бурении. Система включает гидроаккумулятор, сообщающийся со стволом скважины, при этом гидроаккумулятор подает давление в ствол скважины, штуцер, который дросселирует с регулированием давления поток текучей среды из ствола скважины.

Способ управления давлением в стволе скважины на основе теории управления с прогнозирующими моделями и теории систем // 2570687

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время.

Система управления потоком флюида в скважине, содержащая флюидный модуль с мостовой сетью для флюида, и способ применения такой системы // 2568619

Группа изобретений относится к способам и системам управления потоком флюида в скважине. Система содержит флюидный модуль (150) с основным протоком (152), клапаном (162) и мостовой сетью.

Вычисление задержки с коррекцией осыпи в открытом стволе // 2567573

Изобретение относится к области бурения и, в частности, к технологическому оснащению для усовершенствованного вычисления задержки. Способ расчета количества осыпи в открытом стволе буровой скважины содержит вычисление фактической задержки для скважины посредством выявления заданного компонента атмосферного воздуха в буровой жидкости.

Способ контроля водоотдачи промывочной жидкости // 2566160

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при автоматическом непрерывном контроле параметров буровых растворов в процессе разбуривания горных пород.

Автоматическое управление давлением в напорной линии при бурении // 2553751

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к оборудованию и действиям, связанным с буровой скважиной. Способ включает сравнение измеренного значения давления в напорной линии с требуемым значением давления в напорной линии и автоматическое управление дросселем в зависимости от результатов этого сравнения, в результате чего уменьшается значение разности между указанным измеренным значением давления в напорной линии и указанным требуемым значением давления в напорной линии.

Буровая установка с силовым агрегатом, содержащим муфту (варианты) // 2547536

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к буровым установкам. Буровая установка, согласно одному из вариантов выполнения, содержит буровое долото; первичный привод; систему насосов, функционально связанную с первичным приводом; компрессор; гидравлическую муфту, связанную с первичным приводом и компрессором, причем в конструкции компрессора присутствует техническая возможность неограниченной и ограниченной подачи воздуха в ответ на соответствующее положение муфты во включенном и разъединенном положениях.

Регулирование давления при буровых работах с помощью поправки, применяемой при заданных условиях // 2598661

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к оборудованию и работам в процессе бурения скважин с регулированием давления. При осуществлении способа определяют требуемое установочное значение давления в скважине, прибавляют к установочному значению поправку, если фактическое давление в скважине отклоняется от установочной величины на заданную величину, и регулируют устройство управления расходом так, чтобы приблизить фактическое давление в скважине к установочному значению с учетом поправки. Скважинная система может содержать устройство управления расходом, которое регулируемо ограничивает расход потока из скважины, и систему управления, которая определяет требуемое установочное значение давления в скважине, сравнивает это установочное значение с фактическим давлением в скважине и, при заданном уровне отклонения фактического давления в скважине от установочного значения прибавляет поправку к установочному значению, благодаря чему система управления регулирует устройство управления расходом и тем самым приближает фактическое давление в скважине к установочному значению давления с поправкой. Повышается точность регулирования давления. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Уменьшение эффектов свабирования и поршневания в скважинах // 2612169

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к уменьшению поршневых эффектов в скважине. При осуществлении способа уменьшения нежелательных изменений давления в скважине из-за перемещения скважинной инструментальной колонны включает выборочное уменьшение и увеличение связи по текучей среде между секциями скважины на противоположных сторонах скважинного инструмента в скважинной инструментальной колонне. Связь по текучей среде увеличивается в ответ на обнаружение превышающего порог перемещения скважинной инструментальной колонны относительно скважины. Инструментальная колонна содержит скважинный инструмент, соединенный в скважинной инструментальной колонне и имеющий увеличенный наружный размер относительно смежных секций инструментальной колонны, проточный канал, проходящий между противоположными концами скважинного инструмента, датчик и по меньшей мере одно устройство для регулирования потока, которое выборочно разрешает и прекращает связь по текучей среде между противоположными концами сквозь проточный канал в ответ на выходной сигнал датчика, указывающий на перемещение инструментальной колонны. Повышается эффективность процесса уменьшения нежелательных изменений давления в скважине. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 9 ил.

Система управления на основе винтового забойного механизма // 2617759

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к системам управления в скважине с использованием винтовых забойных двигателей. Система содержит утяжеленную бурильную трубу, гильзу статора, установленную с возможностью вращения в утяжеленной бурильной трубе, ротор, установленный с возможностью вращения в гильзе статора, причем вращение ротора относительно гильзы статора имеет корреляцию с объемным расходом текучей среды, проходящей между ротором и гильзой статора, причем ротор закреплен для предотвращения планетарных перемещений так, что его ось является фиксированной относительно утяжеленной бурильной трубы во время его вращения относительно утяжеленной бурильной трубы. 5 н. и 18 з.п. ф-лы, 21 ил.

Способ раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов в условиях сильнотрещиноватого кавернозного карбонатного коллектора // 2620690

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам раннего обнаружения газопроявлений при бурении горизонтальных стволов. При осуществлении способа устанавливают в межтрубном пространстве скважины датчик забойного давления, производят наблюдение за забойным давлением в условиях полного поглощения бурового раствора. При увеличении забойного давления более чем на 0,5 МПа устанавливают событие начала выхода газа из пласта в горизонтальный ствол. Сокращаются временные затраты при ликвидации газопроявлений, повышается техника безопасности. 2 ил.

Скважинный прибор и способ увеличения давления и скорости потока текучей среды в кольцевом пространстве // 2622417

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к циркуляции буровой текучей среды при вскрытии пласта или заканчивании скважин. Прибор содержит корпус, выполненный с возможностью его присоединения к бурильной колонне и определяющий канал потока текучей среды, рукав, расположенный с возможностью поворота вокруг корпуса прибора и содержащий один или большее количество захватных элементов на наружном участке рукава, которые выполнены с возможностью захвата стенки ствола скважины, приводной вал, проходящий через корпус прибора и содержащий центральную шестерню, по меньшей мере одну приводную шестерню, прикрепленную с возможностью поворота к рукаву и выполненную с возможностью нахождения в зацеплении с внутренним участком рукава и с центральной шестерней, насосный механизм, прикрепленный к приводному валу для приема энергии, передаваемой вращением приводного вала. Насос выполнен с возможностью увеличения давления текучей среды в пределах канала потока. Обеспечивается удовлетворительная очистка ствола скважины. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 7 ил.

Механизм управления скоростью двойного типа для турбины // 2627332

Группа изобретений относится к бурению скважин, в частности к управлению скоростью скважинной турбины. Система содержит корпус, изменяемый канал протекания текучей среды, расположенный внутри корпуса, электромагнит, соединенный с корпусом, приводной механизм, управляемый текучей средой, соединенный по текучей среде с изменяемым каналом протекания текучей среды, узел создания нагрузки, соединенный с приводным механизмом, управляемым текучей средой. Узел создания нагрузки содержит смешивающую лопасть и вал, соединенный со смешивающей лопастью. Вал расположен в одной из электрореологической текучей среды и магнитореологической текучей среды. Вязкость упомянутых сред может быть изменена с помощью электромагнита. Повышается надежность системы управления, повышается точность и скорость управления частотой вращения турбины. 3 н. и 15 з.п.ф-лы, 7 ил.

Способ строительства скважины в осложненных условиях // 2630519

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной. Технический результат – повышение эффективности строительства скважин и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа. По способу осуществляют бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса. После вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа. Осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола. Используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в заданном объеме. Его закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта. После закачки скважину оставляют на этом противодавлении. При необходимости операцию повторяют. После снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Производят цементирование упомянутой колонны тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту. 1 пр., 3 ил.

Устройство динамического управления вибрацией, системы и способы // 2634751

Группа изобретений относится к управлению вибрацией забойных двигателей при бурении скважин. Устройство содержит объемный двигатель, пару выходных отверстий, прикрепленных к выходному каналу для текучей среды двигателя и включающих выполненное с возможностью выборочного перемещения наружное выходное отверстие, расположенное рядом с неподвижным внутренним выходным отверстием, пружину, предназначенную для возвращения наружного выходного отверстия в нерабочее положение, когда поток буровой текучей среды уменьшен ниже выбранного нижнего предела. Амплитуда импульса давления текучей среды, вытекающей из наружного выходного отверстия, является управляемой посредством вращения наружного выходного отверстия вокруг продольной оси двигателя, когда буровая текучая среда протекает через указанную пару отверстий. Повышается эффективность управления вибрацией, повышается качество телеметрических операций. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Способ создания депрессии на пласт при роторном бурении скважины // 2637254

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам создания депрессии на пласт, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств разреза. Способ включает 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. 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 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. Пакер снабжают механическим замком. 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. Повышается эффективность способа за счет уменьшения загрязнения пласта и обеспечения бурения одной компоновкой на депрессии и репрессии. 4 ил.

Регулирование давления бурового флюида в системе циркуляции бурового флюида // 2637533

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к регулированию давления в скважине при циркуляции бурового раствора. Система содержит устройство сброса давления, подсоединенное к трубопроводу между выходным отверстием насоса бурового флюида и входным отверстием буровой колонны, процессор, подсоединенный к устройству сброса давления, выполненный с возможностью принимать сигналы измерений давления, представляющие давление бурового флюида в трубопроводе, принимать сигналы параметров потока бурового флюида через трубопровод, определять, из сигналов измерений давления и сигналов параметров потока, что параметр целевого давления бурового флюида в трубопроводе не является удовлетворенным, и в ответ на определение того, что параметр целевого давления не является удовлетворенным, снижать давление бурового флюида в трубопроводе до тех пор, пока он не станет удовлетворенным, с помощью, по меньшей мере частично, открытия устройства сброса давления. Параметр целевого давления является скоростью увеличения давления бурового флюида в трубопроводе. Определение того, что скорость увеличения давления бурового флюида является не удовлетворенной, содержит определение действующей скорости увеличения давления бурового флюида в трубопроводе из давления, представленного сигналами измерений давления, и давления потока, представленного сигналами параметров потока, и определение того, что действующая скорость увеличения давления превышает скорость увеличения давления. Предотвращается повреждение внутрискважинного оборудования, снижается аварийность. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 ил.