Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга). Технический результат - контроль внутрискважинных параметров и определение положения компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в режиме реального времени, регулирование интенсивности искривления ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины, увеличение скорости проходки долота при бурении бокового ствола, что сокращает время проведения работ и снижает затраты. Компоновка низа бурильной колонны − КНБК для бурения боковых стволов включает последовательно размещённые снизу вверх долото, винтовой забойный двигатель – ВЗД, длинномерные гибкие трубы – ДГТ, после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены узел изменения перекоса долота на заданный диапазон углов α от 0 до 3°, телесистема с соединительным узлом. Узел изменения перекоса долота состоит из верхнего и нижнего переводников, сердечника и зубчатой муфты, которая армирована твердосплавными зубками. Телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу вверх размещены узлы: отклонитель, модуль нагрузки, инклинометр, блок питания и связи. При этом между узлами в корпусе телесистемы установлены три гибких центратора, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали. Корпус телесистемы снаружи с обоих концов оснащён жёсткими центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости. Телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник с наземным оборудованием. При этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы. Соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчётной нагрузке. 3 ил.

 

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга).

Известна компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем (патент RU №2280748, МПК Е21В 7/04, опубл. 27.07.2006 г., в бюл. №21), состоящая из бурильной колонны, долота, винтового забойного двигателя и установленной между нижней трубой бурильной колонны и винтовым забойным двигателем телескопической системы, включающей цилиндр, выполненный в нижней части с отверстиями и соединенный с бурильной колонной, и расположенный внутри него полый поршень, соединенный с корпусом двигателя, при этом компоновка снабжена неподвижным золотником, выполненным в виде втулки с эластичным хвостовиком и установленным в цилиндре выше его отверстий, причем эластичный хвостовик для входа в него поршня выполнен с конической поверхностью и с кольцевыми канавками, в которых размещены кольцевые уплотнения из эластомерного материала.

Недостатками компоновки являются:

- во-первых, невозможность управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины из-за отсутствия в составе устройства геофизической навигации с контролем траектории бурения бокового ствола в режиме реального времени;

- во-вторых, не обеспечивается контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени, что приводит к отклонению бокового ствола от заданной траектории и высокой вероятности вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола;

- в-третьих, низкая скорость бурения бокового ствола скважины, обусловленная увеличением нагрузки на долото вследствие роста глубины скважины и твердости пород;

- в-четвертых, низкая надежность работы КНБК, связанная с высокой вероятностью прихвата КНБК из-за образования шламовых подушек в процессе бурения из бокового ствола горизонтальной части необсаженной скважины, чему способствуют жесткие центраторы без переточных каналов и утяжеленная бурильная труба;

- в-пятых, невозможность отсоединения КНБК от колонны труб при образовании прихвата КНБК и, как следствие, возникновение аварийной ситуации.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является компоновка низа бурильной колонны (патент RU №2236538, МПК Е21В 7/06; Е21В 17/00, опубл. 20.09.2004 г., в бюл. №26), включающая последовательно размещенные снизу-вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, длинномерные гибкие трубы (ДГТ). Дополнительно КНБК оснащена центраторами, размещенными после долота, утяжеленной бурильной трубой, размещенной после забойного двигателя. При этом КНБК снабжена двигательной эксцентричной рабочей парой, состоящей из корпуса, в котором установлен винтовой элемент, жестко соединенный с ДГТ, причем на обоих концах корпуса установлены переводники с сальниковыми уплотнениями, а на наружной поверхности корпуса и переводников размещены ребра, установленные под углом к оси компоновки.

Недостатками компоновки являются:

- во-первых, невозможность управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины из-за отсутствия в составе устройства геофизической навигации с контролем траектории бурения бокового ствола в режиме реального времени;

- во-вторых, не обеспечивается контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени, что приводит к отклонению бокового ствола от заданной траектории и высокой вероятности вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола;

- в-третьих, невозможно отрегулировать интенсивность искривления бокового ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины ввиду отсутствия в составе забойного двигателя узла изменения перекоса долота;

- в-четвертых, низкая скорость бурения бокового ствола скважины, обусловленная увеличением нагрузки на долото вследствие роста глубины скважины и твердости пород;

- в-пятых, низкая надежность работы КНБК, связанная с высокой вероятностью прихвата КНБК из-за образования шламовых подушек в процессе бурения из бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины, чему способствуют жесткие центраторы без переточных каналов и утяжеленная бурильная труба;

- в-шестых, невозможность отсоединения КНБК от колонны ДГТ при образовании прихвата КНБК и, как следствие, возникновение аварийной ситуации.

Техническими задачами изобретения являются разработка конструкции КНБК, позволяющей управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины и обеспечивать контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени с возможностью регулирования интенсивности искривления бокового ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины, а также увеличение скорости бурения (проводки) бокового ствола, снижение возникновения аварийных ситуаций в скважине вследствие возможности отсоединения КНБК от колонны ДГТ при образовании прихвата КНБК.

Технические задачи решаются компоновкой низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, включающей последовательно размещенные снизу-вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, длинномерные гибкие трубы - ДГТ.

Новым является то, что дополнительно после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены узел изменения перекоса долота на заданный диапазон углов а от 0 до 3°, телесистема с соединительным узлом, узел изменения перекоса долота состоит из верхнего и нижнего переводников, сердечника и зубчатой муфты, которая армирована твердосплавными зубками, телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу-вверх размещены узлы: отклонитель, модуль нагрузки, инклинометр, блоком питания и связи, при этом между узлами в корпусе телесистемы установлены три гибких центратора, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали, корпус телесистемы снаружи с обоих концов оснащен жесткими центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости, причем наружный диаметр жестких центраторов равен диаметру долота, телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник с наземным оборудованием, при этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы, соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчетной нагрузке.

На фиг. 1 схематично изображена предлагаемая КНБК.

На фиг. 2 схематично изображена предлагаемая КНБК с углом перекоса.

На фиг. 3 в увеличенном виде схематично изображены кольцевые насечки, выполненные внутри в верхней части корпуса телесистемы противоположного направления насечкам ловильного инструмента с внутренним захватом.

КНБК для бурения бокового ствола 1 (фиг. 1-3) из горизонтальной части необсаженной скважины состоит из колонны ДГТ 2, например диаметром 44,55 мм, которая последовательно снизу-вверх оснащена долотом 3, например диаметром 68 мм, осциллятором-турбулизатором 4, ВЗД 5 с узлом изменения перекоса 6 долота 3 и телесистемой 7. Например, применяют ВЗД 5 диаметром 54 мм с узлом изменения перекоса 6 на величину угла а от 0 до 3° марки Д-54РС производства ОАО «Радиус-Сервис» (Российская Федерация, г. Пермь), работы с которым осуществляют согласно руководства по эксплуатации.

Осциллятор-турбулизатор 4 соединен с долотом 3 и ВЗД 5 с помощью резьбового соединения. Осциллятор-турбулизатор 4 любой известной конструкции, например производства «РосПромБур».

Конструктивно узел изменения перекоса 6 долота 3 состоит из верхнего и нижнего переводников (на фиг. 1-3 не показано), сердечника и зубчатой муфты, которая в целях повышения износоустойчивости армирована твердосплавными зубками. Узел изменения перекоса 6 представляет собой механизм искривления (изменения) оси перекоса ВЗД 5 относительно оси КНБК в пробуриваемом боковом стволе 1 на заданный диапазон углов а от 0 до 3° (фиг. 2). Благодаря наличию в конструкции КНБК узла изменения перекоса 6 обеспечивается стабильность искривления и отсутствие резких перегибов бокового ствола 1.

Телесистема 7 состоит из корпуса 8, выполненного в виде легкосплавной бурильной трубы по ГОСТ 23786-79 из алюминиевого сплава ДТ 16 с химическим составом по ГОСТ 4748-74. В корпусе 8 последовательно размещены снизу-вверх узлы: модуль нагрузки 10, инклинометр 11, блок питания и связи 12.

Все узлы телесистемы 7 выполнены цилиндрической формы.

Отклонитель 9 регулирует направление бурения бокового ствола с изменением параметров азимутального и зенитного углов положения КНБК. Используют отклонитель 9 любого известного производителя, например гидравлический отклонитель марки «ОГГТ», конструкции института «ТатНИПИнефть» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма).

Модуль осевой нагрузки и затрубного давления 10 обеспечивает измерения осевой нагрузки на долото 3 и давления в затрубном пространстве, например, осевую нагрузку в диапазоне от 0 до 100 кН и давление в диапазоне от 0 до 40 МПа. Используют модуль осевой нагрузки и затрубного давления 11. Используют модуль осевой нагрузки и затрубного давления 11 любого известного производителя, например марки "МОИ" производства ОАО НПФ "Геофизика" (РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа).

Инклинометр 11 обеспечивает измерение инклинометрических параметров: азимутального и зенитного углов положения КНБК. Используют инклинометр 11 любого известного производителя, например марки "ИММН 36-100/40" производства ОАО НПФ "Геофизика" (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Уфа).

Блок питания и связи 12 обеспечивает электрическим питанием отклонитель 9, модуль нагрузки 10, инклинометр 11, а также обеспечивает связь телесистемы 7 с наземным оборудованием через геофизический кабель 13, например трехжильный марки КГ 3×1,5-70-150 производства ЗАО «Кател» (Российская Федерация, г. Тверь).

Все узлы телесистемы 7 соединены между собой патрубками с резьбовыми соединениями на концах, а на патрубках жестко установлены гибкие центраторы 13, например с помощью резьбового соединения.

Все узлы в корпусе 8 телесистемы 7 разделены между собой соответственно тремя гибкими центраторами 13 (на фиг. 1 и 2 показаны условно), обеспечивающими соосность отклонителя 9, модуля нагрузки 10, инклинометра 11 относительно оси корпуса 8 телесистемы 7. Гибкие центраторы 13 (на фиг.1 показаны условно), выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали. Гибкие центраторы 13 жестко закреплены, например, с помощью сварного соединения на наружной поверхности патрубков (на фиг. 1 показаны условно).

Гибкие центраторы 13 являются гасителями радиальных и осевых нагрузок, возникающих в телесистеме 7 в процессе бурения бокового ствола 1.

Компоновка оснащена соединительным узлом 14 (фиг. 1), выполненным в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчетной нагрузке, например 60 кН.

Телесистема 7 соединена с геофизическим кабелем 15, запассованным внутрь колонны ДГТ 2 через телескопический наконечник 16. Управление телесистемой 7 осуществляется с наземного оборудования (на фиг. 1-3 не показано) через геофизический кабель 15 (фиг. 1, 2). Корпус 8 телесистемы 7 с обоих концов снаружи оснащен жесткими центраторами 17' и 17''. Жесткие центраторы 17' и 17'' изготовлены в виде колец, на наружной поверхности которых выполнены соответствующие переточные каналы 18' и 18''. Переточные каналы 18' и 18'' представляют собой продольные цилиндрические проточки с возможностью перетока рабочей жидкости в процессе работы устройства. Жесткие центраторы 17' и 17'' жестко закреплены на корпусе 8 телесистемы 7, например с помощью сварного соединения.

Наружные диаметры центраторов 17' и 17'' - dц (фиг. 1) равны диаметру долота 3 - Dд, т.е. (dц=Dд). Как указано выше, применяют долото 3 диаметром: Dд=68 мм. Тогда диаметр центраторов 17' и 17'' : dц=Dд=68 мм.

Внутри в верхней части корпуса 8 телесистемы 7 выполнены кольцевые насечки 19 (фиг. 2 и 3) противоположного направления насечкам 20 ловильного инструмента 21 (на фиг. 3 показано условно) с внутренним захватом.

Уплотнительное кольцо 22 обеспечивает герметичность при работе механического разъединителя 14.

КНБК для бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины работает следующим образом.

Перед спуском предлагаемой компоновки в горизонтальную часть необсаженной скважины спускают в требуемый интервал клин-отклонитель (на фиг. 1-3 не показано) любой известной конструкции, позволяющий сориентировать и отклонить предлагаемую КНБК для бурения бокового ствола в требуемом направлении.

На устье скважины собирают предлагаемую КНБК так, как показано на фиг. 1, при этом на узле изменения перекоса 6 долота 3 угол α равен нулю (на фиг. 1-3 не показано), т.е. ось узла изменения перекоса 6 (фиг. 1, 2) совпадает с осью ВЗД 5.

В процессе спуска КНБК в интервал забуривания для выполнения бокового ствола 1 из горизонтальной части необсаженной скважины КНБК проходит через клин отклонитель (на фиг. 1-3 не показано) и отклоняется от оси горизонтальной части необсаженной скважины, например на угол 4,0°. С помощью насосного агрегата в колонну ДГТ 2 (фиг. 1) производят закачку рабочей жидкости, например сточную воду плотностью 1050 кг/м3. Под действием рабочей жидкости начинает работать ВЗД 5. ВЗД 5 через осциллятор-турбулизатор 4 передает вращение на долото 3, которое забуривается в породу и начинается процесс бурения бокового ствола 1 из горизонтальной части необсаженной скважины. Например, производят зарезку бокового ствола 1 через клин - отклонитель, установленный на 976 м (нагрузка на долото 3 составляет 0,8 т, давление рабочей жидкости 12 МПа, расход рабочей жидкости 3,5 л/с, скорость проходки долота 3 в процессе бурения составляет 2,5 м3/час, затрубное давление 8 МПа). В процессе бурения бокового ствола 1 КНБК углубляется в породу, и бурят боковой ствол 1. Сначала зарезки и в процессе бурения бокового ствола 1 с телесистемы 7 по геофизическому кабелю 15 на наземное оборудование с комплектом программного обеспечения (на фиг. 1-3 не показано) передаются такие данные, как зенитный и азимутальный углы положения КНБК, затрубное давление и осевая нагрузки на долото в режиме реального времени.

Наземное оборудование состоит из блоков: приема-передачи, питания, измерения глубины, компьютера (на фиг. 1-3 не показано) и позволяет производить сбор данных, хранение и визуализацию, построение проектной и фактической траектории в процессе бурения бокового ствола 1 (фиг. 1), а также управление траекторией бурения.

В процессе бурения бокового ствола, например на глубине 998 м, возникает необходимость согласно проектной траектории бурения бокового ствола 1 искривить интенсивнее боковой ствол 1 и изменить траекторию бурения бокового ствола 1 (нисходящий, горизонтальный или восходящий с отклонением относительно азимута). Для этого изменяют угол узла изменения перекоса 6 долота 3, а также азимутальный и зенитный углы положения КНБК.

Для этого в режиме реального времени с помощью насосного агрегата (на фиг. 1-3 не показано), расположенного на устье скважины изменяют параметры расхода и давления закачки рабочей жидкости до требуемой величины. При достижении требуемых параметров происходит также изменение угла α узла изменения перекоса 6 долота 3 например, с величины α=0° на α=2° с целью увеличения интенсивности искривления ствола и диаметра бокового ствола 1. Поэтому чем больше угол α в диапазоне от 0° до 3°, тем интенсивнее происходит искривление бокового ствола 1 в процессе его бурения.

С помощью отклонителя 9 в телесистеме 7 регулируют направление бурения бокового ствола с изменением параметров азимутального и зенитного углов положения КНБК. Например, при увеличении с помощью насосного агрегата внутри ДГТ 2, и соответственно, внутри КНБК расхода рабочей жидкости с 3,5 л/с на 4,0 л/с и давления рабочей жидкости с 12 МПа на 15 МПа изменяют значение азимутального угла, например, со 110° до 130° (на фиг. 1-3 не показано), и зенитного угла с 80° до 70°. Таким образом меняют траекторию бурения бокового ствола 1 (фиг. 1 и 2) направо и вниз. В режиме реального времени контролируют траекторию бурения бокового ствола 1 и по мере необходимости вводят корректировки в значения азимутального и зенитного углов положения КНБК в зависимости от того, какую траекторию необходимо получить.

Также в режиме реального времени в процессе бурения бокового ствола 1 с помощью модуля нагрузки 10 проводят измерение затрубного давления (в боковом стволе за КНБК) и измерение осевой нагрузки на долото 3. В случае превышения допустимого затрубного давления в затрубном пространстве 23 и/или модуля нагрузки от проектных бурение бокового ствола прекращают до восстановления прежних значений (см. выше). Для чего приподнимают КНБК с помощью ДГТ 2 на 10-20 м и производят промывку пробуренного бокового ствола 1, после чего бурение бокового ствола 1 продолжают с соблюдением проектной и фактической траектории бокового ствола 1, что визуально контролируется с помощью наземного оборудования.

По окончанию бурения бокового ствола 1 КНБК извлекают из бокового ствола 1, клина-отклонителя и скважины. Для бурения бокового ствола в другом интервале перемещают клин-отклонитель в горизонтальной части необсаженной скважины и производят бурение следующего бокового ствола с применением вышеописанной компоновки.

В процессе бурения бокового ствола 1 осциллятор-турбулизатор 4 приводит к осцилляции низкочастотных колебаний закачиваемой по колонне ДГТ 2 рабочей жидкости и создает малоамплитудные продольные колебания, способствующие созданию динамической нагрузки на долото 3, приводящей к более эффективному разрушению горной породы. Опытным путем установлено, что применение осциллятора-турбулизатора увеличивает механическую скорость бурения (проводки) бокового ствола на 40-50% в твердых породах независимо от нагрузки на долото 3, связанной с ростом глубины скважины.

Благодаря наличию телесистемы 7 в конструкции КНБК соблюдают точность бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины по заранее запланированной траектории, реализуют непрерывный дистанционный контроль и изменение направления траектории на всем интервале бурения бокового ствола 1, контролируют внутрискважинные параметры и определяют положение КНБК в режиме реального времени.

В предлагаемой КНБК предложена система отклонения направления бурения бокового ствола 1 отклонителем 9, позволяющим изменять угол перекоса а долота 3. Данная система позволяет автоматически поддерживать угол перекоса а долота 3 в пространстве в процессе бурения бокового ствола. Это регулирует интенсивность искривления бокового ствола скважины до 0,1-0,3 град/м в зависимости от угла перекоса ВЗД 5 и диаметра скважины.

Контроль внутрискважинных параметров достигается использованием в конструкции КНБК модуля нагрузки 10. Контролируют измерение затрубного давления в пространстве пробуриваемого бокового ствола 1 и осевой нагрузки на долото 3 в процессе бурения бокового ствола 1.

А благодаря наличию инклинометра 11 определяют параметры зенитного и азимутального положения КНБК.

Для исключения аварийных ситуаций, а именно прихвата КНБК, например, в результате осыпания слабосцементированных разбуриваемых пород, в конструкции КНБК присутствует соединительный узел 14. С целью исключения повреждения (обрыва, растяжения) колонны ДГТ 2 и обрыва геофизического кабеля 15 при прихвате КНБК приводят в действие соединительный узел 14. Натяжением вверх создают в колонне ДГТ 2 нагрузку, достаточную для разрушения штифтов. Например, натягивают колонну ДГТ вверх с усилием 7,0 кН, при котором происходит разрушение штифтов и обрыв геофизического кабеля 15 в заделке телескопического наконечника 16. Затем колонну ДГТ 2 с геофизическим кабелем 15 извлекают из скважины, после чего на аварийном инструменте (на фиг. 1-3 не показано) спускают в скважину ловильный инструмент (на фиг. 3 не показано) с внутренним захватом, имеющим насечки 22 (на фиг. 2 показано условно) противоположного направления кольцевым насечкам 19 (фиг. 2 и 3) корпуса 8 телесистемы 7. Производят захват КНБК ловильным инструментом 21 за кольцевые насечки 19 (фиг. 2 и 3) корпуса 8 телесистемы 7, после чего извлекают прихваченную КНБК из бокового ствола 1 и скважины.

В 1,5-2 раза снижается вероятность прихвата КНБК в боковом стволе 1 из-за отсутствия образования шламовых подушек в боковом стволе 1 в процессе его бурения благодаря наличию переточных каналов 18', 18'' у жестких центраторов 17' и 17'' на наружной поверхности корпуса 8 телесистемы 7.

Предлагаемая компоновка КНБК позволяет:

- управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины;

- обеспечить контроль внутрискважинных параметров и определение положения компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в режиме реального времени;

- регулировать интенсивности искривления ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины;

- увеличивать скорость проходки долота при бурении бокового ствола, что позволяет сократить время проведения работ и снизить затраты;

- снижать вероятность прихвата КНБК;

- отсоединять колонну ДГТ от КНБК при возникновении прихвата КНБК в боковом стволе, а затем извлекать КНБК из бокового ствола.

Компоновка низа бурильной колонны - КНБК для бурения боковых стволов, включающая последовательно размещённые снизу вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, длинномерные гибкие трубы - ДГТ, отличающаяся тем, что дополнительно после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены узел изменения перекоса долота на заданный диапазон углов α от 0 до 3°, телесистема с соединительным узлом, узел изменения перекоса долота состоит из верхнего и нижнего переводников, сердечника и зубчатой муфты, которая армирована твердосплавными зубками, телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу вверх размещены узлы: отклонитель, модуль нагрузки, инклинометр, блок питания и связи, при этом между узлами в корпусе телесистемы установлены три гибких центратора, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали, корпус телесистемы снаружи с обоих концов оснащён жёсткими центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости, причем наружный диаметр жестких центраторов равен диаметру долота, телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник с наземным оборудованием, при этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы, соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчётной нагрузке.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области бурения многоствольных скважин. Способ бурения многоствольной скважины включает соединение с возможностью разъединения компонента фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины, обсаженного по меньшей мере частично обсадной колонной, отклонение компонента бурового долота и компонента скважинного отклонителя для фрезерования окна в обсадной колонне, бурение бокового ствола скважины через окно с использованием бурового долота, причем боковой ствол скважины выходит из родительского ствола скважины, посадка компонента многоствольного узла сопряжения с боковой ветвью в боковой ствол скважины и основной ветвью в родительский ствол скважины, и приведение в действие по меньшей мере одного компонента фильтра.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей.

Изобретение относится к бурению горизонтальных скважин. Техническим результатом является обеспечение точности проводки скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного участка залежи сверхвязкой нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумной залежи, предотвращение попадания песка в ствол добывающей скважины, увеличение межремонтного периода работы скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин. Техническим результатом является упрощение строительства скважин.

Изобретение относится к бурению горизонтальных скважин. Техническим результатом является обеспечение точности проводки скважины.

Изобретение относится к устройствам измерения наклона и направления буровых скважин, в частности к скважинным инклинометрам. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей устройства.

Изобретение относится к средствам ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины. Предложенное устройство для ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины содержит забойную телеметрическую систему − ЗТС − с беспроводным электромагнитным каналом связи, спущенную в скважину на колонне труб, включающую в себя модуль управления в виде датчиков, передающий модуль, а также приёмное устройство и персональный компьютер, расположенные на устье скважины.

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения пространственного положения взрывных шпуров. Тренажер глазомерного определения пространственного положения забуриваемых шпуров содержит имитатор буровой машины, включающий буровой молоток с буровой штангой.

Изобретение относится к системе определения местоположения буровой скважины. Указанная система содержит: источник тока; вывод заземления, при этом вывод заземления электрически соединен с источником тока, вывод заземления заземлен на земной поверхности; проводник опорного сигнала, при этом проводник опорного сигнала электрически соединен с источником тока, проводник опорного сигнала введен в опорную скважину.

Изобретение относится к контролю искривления ствола скважины при бурении. Техническим результатом является оптимизация производительности и эффективности бурения за счет прогнозирования кривизны скважины и оптимизации нагрузки на буровое долото для учета сил сопротивления движению или трения, обусловленного кривизной.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к устройствам для измерения зенитного угла искривления скважины. Технический результат - повышение точности измерения при малых значениях зенитных углов искривления скважины непосредственно в процессе бурения и передачи сигнала по беспроводному каналу забоя с устьем скважины путем усовершенствования конструкции.

Изобретение относится к направленному бурению нефтяных и газовых скважин. Способ роторного бурения скважин модульной управляемой системой малого диаметра включает бурение скважины или бокового ствола с наклонным пространственно-ориентированным профилем в продуктивном пласте с применением модульной системы роторного бурения, включающей модуль телеметрии и модуль каротажа.

Изобретение относится к направленному бурению нефтяных и газовых скважин. Способ роторного бурения скважин модульной управляемой системой малого диаметра включает бурение скважины или бокового ствола с наклонным пространственно-ориентированным профилем в продуктивном пласте с применением модульной системы роторного бурения, включающей модуль телеметрии и модуль каротажа.

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб. Технический результат - контроль внутрискважинных параметров и определение положения компоновки низа бурильной колонны в режиме реального времени, регулирование интенсивности искривления ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины, увеличение скорости проходки долота при бурении бокового ствола, что сокращает время проведения работ и снижает затраты. Компоновка низа бурильной колонны − КНБК для бурения боковых стволов включает последовательно размещённые снизу вверх долото, винтовой забойный двигатель – ВЗД, длинномерные гибкие трубы – ДГТ, после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены узел изменения перекоса долота на заданный диапазон углов α от 0 до 3°, телесистема с соединительным узлом. Узел изменения перекоса долота состоит из верхнего и нижнего переводников, сердечника и зубчатой муфты, которая армирована твердосплавными зубками. Телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу вверх размещены узлы: отклонитель, модуль нагрузки, инклинометр, блок питания и связи. При этом между узлами в корпусе телесистемы установлены три гибких центратора, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали. Корпус телесистемы снаружи с обоих концов оснащён жёсткими центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости. Телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник с наземным оборудованием. При этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы. Соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчётной нагрузке. 3 ил.

Наверх