Способ разбуривания скважинного оборудования с применением гибкой трубы



Способ разбуривания скважинного оборудования с применением гибкой трубы
Способ разбуривания скважинного оборудования с применением гибкой трубы

Владельцы патента RU 2638672:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области ремонта скважин, в частности к способу для разбуривания скважинного оборудования. Способ включает сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем - ВЗД и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины. В качестве колонны труб применяют гибкую трубу - ГТ, на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото. Спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию. Приподнимают колонну ГТ на 15 м. Запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции. Спускают в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине. Разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений. Прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляцию промывочной жидкости. Поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования. Останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама. Во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин. Шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине. Извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом. Обеспечивается повышение эффективности и надежности реализации способа, расширение функциональных возможностей, увеличение механической скорости проходки разбуриваемого скважинного оборудования. 1 ил.

 

Изобретение относится к ремонту скважин, в частности к способам для разбуривания скважинного оборудования: пробок, пакеров, муфт ступенчатого цементирования, клапанов-отсекателей, башмаков эксплуатационных колонн скважин.

Известен способ углубления забоя скважины с использованием эффекта «БИТ» с компоновкой низа бурильной колонны (заявка на изобретение №2010102350, МПК Е21В 4/02, опубл. в бюл. №21 от 27.07. 2011 г.), включающий долото, винтовой забойный двигатель (ВЗД), утяжеленные бурильные трубы (УБТ), бурильные трубы с промывкой жидкостью. Для увеличения механической скорости проходки максимально увеличивают гидравлическую силу на долото от перепада давления на нижнем конце колонны бурильных труб в долоте и в гидравлическом забойном двигателе путем использования равнопроходных бурильных труб с наружной высадкой с приваренными замками с максимальным внутренним диаметром, близким внутреннему диаметру тела труб с соотношением диаметра долота Дд к наружному диаметру бурильных труб Дб.т. наружн. Дд:Дб.т. наружн. = 1,5:1,7, УБТ используют с внутренним диаметром не меньше внутреннего диаметра бурильных труб и в соотношении: Дд:Ду.б.т. наружн. = 1,2:1,3, при этом долотные насадки подбирают из расчета создания максимального допустимого давления в системе нагнетания буровых насосов, а нагрузку на долото создают весом растянутой гидравлической силы от перепада давления на нижней части колонны бурильных труб и сжатой их частью. Нагрузку на долото создают весом растянутой гидравлической силы от перепада давления на нижней части колонны бурильных труб и сжатой их частью, а в качестве дополнительного волнового разделителя между УБТ и бурильной трубой устанавливают 25 м легкосплавных бурильных труб из сплава Д16Т с протекторным утолщением и с внутренним проходным отверстием не меньше проходного отверстия бурильных труб.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность разбуривания цементного моста ввиду отсутствия динамических нагрузок на долото и высокого коэффициента трения колонны труб о внутренние стенки скважины;

- во-вторых, низкая надежность, так как при наращивании бурильных труб ВЗД забивается шламом и грязью вследствие их оседания, что приводит к отказу ВЗД в работе с последующим подъемом и ревизией ВЗД;

- в-третьих, высокие нагрузки, создаваемые на колонну труб, вследствие увеличения гидравлической силы на долото от перепада давления на нижнем конце колонны бурильных труб в долоте и в гидравлическом забойном двигателе путем использования равнопроходных бурильных труб с наружной высадкой с приваренными замками с максимальным внутренним диаметром;

- в-четвертых, низкая механическая скорость проходки при разбуривании, обусловленная потерей времени на наращивание колонны труб и остановку циркуляции;

- в-пятых, ограниченные функциональные возможности ввиду невозможности проработки и шаблонирования ствола скважины после углубления забоя;

- в-шестых, сложная технология реализации, связанная с применением УБТ, волнового разделителя и легкосплавных бурильных труб из сплава Д16Т с протекторным утолщением.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разбуривания цементного моста в скважине с помощью гидродинамического устройства (патент RU №2007535, МПК Е21В 4/02, опубл. 15.02.1994 г.). Согласно данному способу колонну бурильных труб с ВЗД и долотом спускают в скважину до касания долотом верхней поверхности цементного моста или разбуриваемого скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию, приподнимают колонну бурильных труб с долотом над цементной пробкой, затем создают циркуляцию закачкой промывочной жидкости по колонне бурильных труб через гидродинамическое устройство, долото и межколонное пространство скважины в желобную емкость, производят разбуривание цементного моста в скважине, извлекают колонну бурильных труб с гидродинамическим устройством и долотом из скважины.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность разбуривания скважинного оборудования ввиду отсутствия динамических нагрузок на долото и высокого коэффициента трения колонны труб о внутренние стенки скважины;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с высокой вероятностью прихвата колонны труб в скважине разбуренным шламом. Кроме того, при наращивании колонны труб вследствие остановки ВЗД он забивается оседающим шламом и грязью;

- в-третьих, ограниченные функциональные возможности, так как при реализации способа невозможны проработка и шаблонирование скважины в интервале разбуренного цементного моста в скважине. Для этого необходимы дополнительные спускоподьемные операции;

- в-четвертых, низкая механическая скорость проходки при разбуривании, обусловленная потерей времени на наращивание колонны труб и остановку циркуляции.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и надежности реализации способа, расширение функциональных возможностей способа при разбуривании скважинного оборудования, а также увеличение механической скорости проходки.

Поставленные технические задачи решаются способом разбуривания скважинного оборудования с применением гибкой трубы, включающим сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем - ВЗД и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины.

Новым является то, что в качестве колонны труб применяют гибкую трубу - ГТ, на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото, спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию, затем приподнимают колонну ГТ на 15 м, запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции, далее начинают спуск в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине, после чего разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений, в случае превышения одного из двух показателей поднимают ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом на устье скважины на ревизию, при необходимости меняют ВЗД или фрезу-долото, вновь спускают в скважину колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом и продолжают разбуривание, по окончании разбуривания скважинного оборудования прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляции промывочной жидкости, поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования, останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама, при этом во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин, затем шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине, после чего извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом.

На чертеже изображен предлагаемый способ разбуривания скважинного оборудования с применением ГТ.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

В качестве колонны труб применяют ГТ 1, например, диаметром 44,45 мм. На устье скважины на нижний конец колонны ГТ 1 сверху вниз собирают ВЗД 2, например, марки Д-106.7/8.33, осциллятор 3, фрезу-долото 4, например, диаметром 144 мм.

Спускают колонну ГТ 1 в скважину 5, закрепленную эксплуатационной колонной диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм, т.е. с внутренним диаметром скважины 168 мм - (9 мм ⋅ 2)=150 мм, со скоростью 15 м/мин и разгрузкой не более 10000 Н = 1 т с расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения верхнего интервала 6 скважинного оборудования 7, подлежащего разбуриванию.

В скважине 5 в интервале L=1150-1175 м сверху вниз находится скважинное оборудование 7, подлежащее разбуриванию: муфта ступенчатого цементирования, клапан-отсекатель низа колонны и башмак эксплуатационной колонны.

Расхаживание колонны ГТ 1 производят в процессе спуска через каждые 50 м трехкратным подъемом колонны ГТ 1 вверх на 2 м от интервала нахождения фрезы-долота 4 в скважине 5 и спуском в данный интервал. Таким образом, в интервалах 50, 100, 150, 200 м и т.д. до достижения верхнего интервала 6 (на глубине 1150 м) скважинного оборудования 7 в скважине 5 через каждые 50 м производят подъем три раза (до интервала 48, 98, 148, 198 м) и спуск (в интервалы 50, 100, 150, 200 м) колонны ГТ 1 соответственно.

После достижения верхнего интервала 6 разбуривамого скважинного оборудования 7 приподнимают колонну ГТ 1 на высоту 11=15 м выше верхнего интервала 6.

Запускают ВЗД 2 закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ 1, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, при давлении на насосном агрегате 8, равном Р=15,0 МПа, и с расходом для работы ВЗД 2, создают циркуляцию промывочной жидкости по колонне ГТ 1 через ВЗД 2, осциллятор 3, фрезу-долото 4 и межколонное пространство 9 в желобную емкость 10 скважины 5.

Для каждого типа ВЗД расход подбирают согласно инструкции по эксплуатации или паспорту на ВЗД. Согласно инструкции по эксплуатации для ВЗД марки Д-106.7/8.33 расход составляет 6-12 л/с.

Далее начинают спуск в скважину 5 колонны ГТ 1 со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала 6 (на глубине 1150 м) скважинного оборудования 7.

Затем разбуривают скважинное оборудование 7 фрезой-долотом 4 в интервале 1150-1175 м с расходом 6-12 л/с, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений. Оба этих показателя указаны в инструкции по эксплуатации или паспорте на ВЗД.

В процессе разбуривания скважинного оборудования 7 осциллятор 3 создает динамическую нагрузку на фрезу-долото 4 путем осцилляции низкочастотных продольных колебаний, снижающих коэффициент трения колонны ГТ 1 о внутренние стенки скважины 5.

Согласно инструкции по эксплуатации для ВЗД марки Д-106.7/8.33 максимально допустимая нагрузка на фрезу-долото составляет 100000 Н=10 т, а максимально допустимый дифференциальный перепад давлений Рд=4,6 МПа.

Дифференциальный перепад давлений - это разница между рабочим давлением Рр и давлением холостого хода (Рх) ВЗД:

Рд=Рр-Рх,

где Рх - давление холостого хода ВЗД (при запуске ВЗД), например, 15 МПа;

Рр - давление рабочего хода ВЗД (при разбуривании).

Подставляя в формулу:

4,6 МПа=Рp-15,0 МПа;

Рр=15,0 МПа + 4,6 МПа=19,6 МПа.

В случае превышения одного из этих показателей, так при разбуривании скважинного оборудования 7 давление на насосном агрегате 8 повысилось на Рд1=5,5 МПа, а так как при запуске ВЗД 2 давление на насосном агрегате составляло 15,0 МПа, то Рр1=15,0 МПа + 5,5 МПа = 20,5 МПа.

Происходит превышение максимально допустимого дифференциального перепада давления Рд1 больше Рд, т.е. 5,5 МПа больше чем 4,6 МПа.

Превышение нагрузки на фрезу-долото 4 (свыше 10 т) так же, как и превышение дифференциального перепада давления (4,6 МПа) для данной марки ВЗД 2, приводит к заклиниванию фрезы-долота 4, увеличению износа ВЗД 2 и в конечном итоге к отсутствию механической проходки разбуриванием фрезой-долотом 4 скважинного оборудования 7.

В этом случае извлекают колонну ГТ 1 с ВЗД 2 осциллятором 3 и фрезой-долотом 4 на устье скважины на ревизию. При необходимости меняют ВЗД 2 или фрезу-долото 4, например в результате ревизии выявлен износ фрезы-долота, и заменяют его.

Далее вновь спускают в скважину колонну ГТ 1 с ВЗД 2, осциллятором 3 и фрезой-долотом 4 и продолжают разбуривание скважинного оборудования 7 в интервале 1150-1175 м.

По окончании разбуривания скважинного оборудования 7, о чем свидетельствует снижение давления на манометре насосного агрегата 8 до давления холостого хода ВЗД 2, т.е. как указано выше 15,0 МПа, трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ 1 со скоростью 2 м/мин прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования 7 (1150-1175 м), не прекращая циркуляции промывочной жидкости.

Поднимают колонну ГТ 1 со скоростью 5 м/мин на глубину 400 м выше верхнего интервала 6 (1150 м) разбуренного скважинного оборудования 7 в скважине 5, т.е. до глубины 1150 м - 400 м=750 м.

Глубина 400 м получена опытным путем и исключает прихват колонны ГТ 1 в скважине 5 при разубуривании скважинного оборудования 7.

Останавливают закачку промывочной жидкости насосным агрегатом 8, т.е. прекращают циркуляцию.

Производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама (частиц разбуренного скважинного оборудования 7). Во время технологической паузы расхаживают ГТ 1 через каждые 20 мин.

Расхаживание производят трехкратным подъемом колонны ГТ 1 вверх на 5 м от глубины (750 м) нахождения фрезы-долота 4, т.е. 750 м - 5 м = 745 м с последующим спуском на данную глубину (750 м).

Повышается надежность реализации способа, так как гарантированно исключается прихват колонны ГТ 1 в скважине разбуренным шламом вследствие подъема на безопасную глубину колонны ГТ с ее последующим расхаживанием через каждые 20 мин в течение технологической паузы.

Затем шаблонируют скважину 5 спуском колонны ГТ 1 с ВЗД 2, осциллятором 3 и фрезой-долотом 4 (144 мм) без закачки технологической жидкости на глубину l2=20 м ниже нижнего интервала 11 разбуренного скважинного оборудования 7, т.е. до глубины 1175 м + 20 м = 1195 м.

При реализации предлагаемого способа расширяются функциональные возможности, так как за один спуск ГТ 1 после разбуривания скважинного оборудования производят проработку (с циркуляцией промывочной жидкости), что позволяет очистить внутренние стенки скважины от осевшего на них шлама и произвести шаблонирование (без циркуляции промывочной жидкости) скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования. Это исключает дополнительные спускоподъемные операции.

После чего извлекают колонну ГТ 1 с ВЗД 2, осциллятором 3 и фрезой-долотом 4.

Повышается эффективность разбуривания скважинного оборудования 7, так как осциллятор 3 создает динамическую нагрузку на фрезу-долото 4 путем осцилляции низкочастотных продольных колебаний, снижающих коэффициент трения колонны ГТ 1 о внутренние стенки скважины 5, благодаря чему увеличивается нагрузка непосредственно на фрезу-долото 4 и снижается усилие на колонну ГТ 1, создаваемое с устья скважины.

В предлагаемом способе благодаря применению ГТ 1 и осциллятора 3 механическая скорость проходки увеличивается в 2-3 раза по сравнению с работами с использованием бурильной колонны труб так, как описано в прототипе, в связи с чем исключаются потери времени на наращивание колонны труб и остановку циркуляции, снижаются финансовые затраты на разбуривание скважинного оборудования 7.

Предлагаемый способ разбуривания скважинного оборудования с применением гибкой трубы позволяет:

- повысить эффективность и надежность реализации способа;

- расширить функциональные возможности способа;

- увеличить механическую скорость проходки разбуриваемого скважинного оборудования.

Способ разбуривания скважинного оборудования с применением гибкой трубы, включающий сборку колонны труб с винтовым забойным двигателем - ВЗД и фрезой-долотом, спуск в скважину колонны труб с ВЗД и фрезой-долотом до достижения разбуриваемого скважинного оборудования, создание циркуляции закачкой промывочной жидкости по колонне труб через забойный двигатель, фрезу-долото и межколонное пространство в желобную емкость скважины, разбуривание скважинного оборудования, извлечение колонны труб с забойным двигателем и фрезой-долотом из скважины, отличающийся тем, что в качестве колонны труб применяют гибкую трубу - ГТ, на устье скважины на нижний конец колонны ГТ сверху вниз монтируют ВЗД, осциллятор, фрезу-долото, спускают колонну ГТ в скважину со скоростью 15 м/мин с разгрузкой не более 10000 Н и расхаживанием через каждые 50 м без закачки промывочной жидкости до достижения скважинного оборудования, подлежащего разбуриванию, затем приподнимают колонну ГТ на 15 м, запускают ВЗД закачкой промывочной жидкости в колонну ГТ при давлении на насосном агрегате 15,0-20,0 МПа с расходом для работы ВЗД и созданием циркуляции, далее начинают спуск в скважину колонны ГТ со скоростью 2 м/мин до достижения верхнего интервала скважинного оборудования в скважине, после чего разбуривают скважинное оборудование фрезой-долотом, не превышая максимально допустимую нагрузку на фрезу-долото и не превышая максимально допустимый дифференциальный перепад давлений, в случае превышения одного из двух показателей поднимают ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом на устье скважины на ревизию, при необходимости меняют ВЗД или фрезу-долото, вновь спускают в скважину колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом и продолжают разбуривание, по окончании разбуривания скважинного оборудования прорабатывают внутренние стенки скважины в интервале разбуренного скважинного оборудования трехкратным спуском и подъемом колонны ГТ со скоростью 2 м/мин, не прекращая циркуляции промывочной жидкости, поднимают колонну ГТ со скоростью 5 м/мин на 400 м выше верхнего интервала разбуриваемого скважинного оборудования, останавливают закачку промывочной жидкости и производят технологическую паузу в течение 2 ч для отстоя шлама, при этом во время технологической паузы расхаживают ГТ через каждые 20 мин, затем шаблонируют эксплуатационную колонну скважины спуском колонны ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом без закачки технологической жидкости до глубины на 20 м ниже нижнего интервала разбуренного скважинного оборудования в скважине, после чего извлекают колонну ГТ с ВЗД, осциллятором и фрезой-долотом.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к оборудованию, применяемому в области бурения. Узел бурового двигателя содержит корпус, шпиндель, содержащий выемку, собачку, выполненную с возможностью выборочного вхождения в зацепление с выемкой, причем собачка имеет ось вращения и, в целом, плоскую контактную поверхность, которая выполнена с возможностью входить в зацепление с, в целом, плоской контактной поверхностью выемки, и при этом входящие в зацепление контактные поверхности собачки и выемки расположены под углом к радиусу, проходящему от оси вращения до входящих в зацепление контактных поверхностей собачки и выемки.

Группа изобретений относится к области бурения гидравлическими приводами. Скважинный буровой двигатель содержит корпус, расположенный в бурильной колонне, силовую муфту, расположенную внутри корпуса и функционально связанную с буровым долотом, причем силовая муфта имеет спирально-лопастную, покрытую эластомером внутреннюю поверхность, и выполнена с возможностью вращения по отношению к наружному корпусу, лопастной вал, расположенный внутри силовой муфты, причем вал имеет спирально-лопастную наружную поверхность, и анкерный узел, выполненный с возможностью введения в зацепление между лопастным валом и корпусом для ограничения вращения лопастного вала по отношению к корпусу таким образом, чтобы поток текучей среды через скважинный буровой двигатель приводил к вращению силовой муфты по отношению к корпусу и лопастному валу.

Группа изобретений относится к области бурения скважин, а именно вариантам забойного двигателя с перемещающейся полостью и вариантам способа его эксплуатации. Забойный двигатель содержит трубчатый корпус, имеющий первый торец и второй торец; статор, размещенный в указанном трубчатом корпусе, причем указанный статор имеет центральную продольную ось и множество винтовых зубьев статора; ротор, имеющий центральную продольную ось и первый цилиндрический торец, причем указанный ротор содержит множество винтовых зубьев ротора, причем указанные зубья статора и зубья ротора образуют множество полостей между ротором и статором, и указанный ротор размещен внутри статора, при этом центральная продольная ось ротора совершает орбитальное движение вокруг центральной продольной оси статора, и первый подшипниковый узел, соединенный с первым торцом трубчатого корпуса и размещенный на первом цилиндрическом торце ротора.

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.

Группа изобретений относится к области бурения. Роторный привод для текучей среды имеет первый и второй корпусы, причем второй корпус выполнен с возможностью вращения относительно и внутри первого корпуса с образованием между ними промежутка для рабочей текучей среды.

Изобретение относится к области геологии, а именно к технике бурения скважин. Объемный забойный двигатель содержит корпус с подводящими каналами, установленный в полости корпуса с возможностью вращения вал, имеющий внешние полуцилиндрические лопасти, скользяще контактирующие с корпусом, и центральный канал, посредством боковых радиальных отверстии сообщающийся с полостью корпуса.

Группа изобретений относится к области бурения. Скважинный буровой двигатель содержит трубчатый корпус в бурильной колонне, первый эластомерный статор, сформированный на внутренней поверхности корпуса и имеющий первую полость винтообразной формы с образованным в ней первым количеством заходов, двухцелевой полый элемент винтообразной формы, расположенный внутри первого эластомерного статора и имеющий второе количество заходов, образованных на внешней поверхности с образованием первого ротора, причем второе количество заходов первого ротора на единицу меньше первого количества заходов первого статора, второй эластомерный статор, сформированный на внутренней поверхности двухцелевого полого элемента винтообразной формы и имеющий вторую полость винтообразной формы с третьим количеством заходов, второй ротор винтообразной формы, расположенный внутри второй винтовой полости и имеющий четвертое количество заходов, которое на единицу меньше, чем третье количество заходов, переключатель потока в верхнем конце корпуса, выполненный с возможностью направлять буровой раствор через одну из полостей из группы, включающей первую и вторую полость винтообразной формы, а также как через первую полость винтообразной формы, так и через вторую полость винтообразной формы, первый гибкий вал, функционально соединенный с нижним концом полого элемента винтообразной формы, и второй гибкий вал, функционально соединенный с нижним концом второго ротора винтообразной формы.

Группа изобретений относится к области бурения. Скважинный инструмент для использования при бурении подземной скважины содержит механизм передачи крутящего момента, включающий в себя наружный корпус и внутренний шпиндель с по меньшей мере одним продольно расположенным углублением, в каждом из которых размещена собачка и линейный подшипник, контактирующий с по существу параллельными противолежащими сторонами собачки и обеспечивающий возможность радиального перемещения собачки и за счет этого избирательное обеспечение возможности и предотвращения относительного вращения между внутренним шпинделем и наружным корпусом.

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.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Скважинный буровой снаряд содержит бурильную колонну, снабженную внутренним проходом для текучей среды, гидравлический двигатель, расположенный внутри бурильной колонны и имеющий статор и ротор, выполненный с возможностью вращения относительно статора в качестве реакции на поступление бурового раствора через внутренний проход для текучей среды, приводной вал, функционально связанный с ротором и выполненный с возможностью вращения в качестве реакции на вращение ротора, буровое долото, функционально связанное с приводным валом и выполненное с возможностью вращения в качестве реакции на вращение приводного вала, и гидромуфту, расположенную в бурильной колонне и имеющую первый блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с бурильной колонной, и второй блок сцепления, выполненный с возможностью вращения с приводным валом.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазобывающих скважин и, в частности, к области восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в залежи битума. Способ удаления заглушек из перфорированных отверстий хвостовика при заканчивании горизонтальной скважины в залежи битума включает бурение, обсаживание и крепление вертикальной части ствола скважины до продуктивного горизонта, бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном горизонте, размещение в горизонтальном стволе хвостовика, перфорированного отверстиями с вставленными в них заглушками.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, преимущественно к восстановлению бездействующих скважин. Способ включает спуск вырезающего устройства, вырезание участка обсадной колонны в зоне зарезки.

Группа изобретений относится к области фрезерования. Компоновка для работы инструмента на устройстве в подземном местоположении на несущей колонне содержит инструмент, закрепленный на колонне; башмачную трубу, которую несет колонна, установленную с возможностью перемещения относительно инструмента; смещающий узел, приводимый в действие с помощью относительного перемещения между инструментом и башмачной трубой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для отворота и разрушения башмака при установке в скважинах расширяемых колонн. Устройство включает корпус с промывочным каналом, установленную жестко на нем режущую оправку с сообщенными с промывочным каналом центральным и технологическими отверстиями, оснащенную снизу режущими элементами, размещенными радиально и равномерно относительно оси вращения, и каналами для удаления стружки в виде радиальных расширяющихся к периферии торцевых каналов, размещенных у режущих элементов и сообщенных с промывочным каналом технологическими отверстиями, располагаемыми ближе к центру вращения оправки, и с продольными выборками-пазами на цилиндрической поверхности оправки.

Группа изобретений относится к скважинному труборезному инструменту, предназначенному для отделения верхней части обсадной колонны от нижней части путем разрезания обсадной колонны изнутри.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных фонтанным лифтом, электроцентробежными или иными насосами.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к ремонтно-изоляционным работам и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции (13) из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя (5) в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой (9).

Группа изобретений относится к внутрискважинной трубной сборке, предназначенной для уплотнения отверстия в трубной конструкции скважины в стволе скважины, системе и вариантам способов уплотнения отверстия в трубной конструкции при помощи трубной сборки, а также к способу изготовления трубной сборки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство. Через отклонитель в контакт с горной породой производят проводку плановой протяженности радиального ствола с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории. После проходки по пласту рабочих гибких НКТ с насадкой извлекают из пласта и проводят промывку скважины до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводят в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование отдельного окна для каждого бокового ствола проводят непосредственно перед проведением основной операции по проходке боковых стволов через отклонитель. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочих гибких НКТ узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. Для проводки радиальных стволов на последующих уровнях извлекают подающие и рабочие гибкие НКТ из скважины, срывают НКТ с механического якоря, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочие гибкие НКТ с навигационной системой, узлом управления траекторией ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов повторяют. Обеспечивается повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов, возможность адресного воздействия на пласт, возможность проведения интенсификации без воздействия на цементную крепь колонны значительным перепадом давления и химическим разрушением, возможность проведения интенсификации с воздействием на пласт значительным перепадом давления или химическим разрушением, очистка ствола скважины при ее проводке. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-11-08 2017-12-28T15:16:16
Наверх