Компоновка для бурения скважины

Компоновка для бурения скважины

Реферат

 

Изобретение относится к буровому инструменту, предназначенному для бурения свкажин с опробованием перспективных пластов. Сущность изобретения: компоновка для бурения скважины включает долото, опробователь, состоящий из соединенного с долотом пакерного узла, корпуса, внутренняя полость которого образует пробоотборную камеру, размещенных внутри корпуса полого штока, жестко связанного с бурильной колонной с возможностью перемещения внутри корпуса, при этом полый шток выполнен с наружной проточкой, которая занимает положение напротив в местах расположения радиальных отверстий в пакерном узле при занятии компоновкой рабочего положения. 1 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к инструменту, применяемому для бурения с опробованием перспективных пластов.

Известна компоновка для бурения скважины, включающая долото, опробователь, состоящий из соединенного с долотом корпуса, на наружной поверхности которого установлен пакер, а внутри размещена пробоотборная камера с клапанами, и установленные над опробователем элементы его соединения с бурильной колонкой [1].

Недостатком указанной компоновки для бурения скважины связан с невозможностью опробования перспективного пласта непосредственно в процессе его разбуривания, так как имеют место спуск и извлечение опробователя, что создает разрыв по времени между разбуриванием перспективного пласта и его опробованием и влечет ухудшение коллекторских свойств пород перспективного пласта из-за длительного воздействия на пласт промывочной жидкостью.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является компоновка для бурения скважины, включающая долото, опробователь, состоящий из соединенного с долотом пакерного узла, корпуса, внутренняя полость которого образует пробоотборную камеру, размещенных внутри корпуса полого штока, клапанной системы и бурильных труб [2].

Недостаток указанной компоновки для бурения скважины связан с ненадежностью работы пакерного узла и невозможностью многоразового использования компоновки во время одного рейса.

Расположение пакерного узла на значительном расстоянии от долота в основном стволе скважины, где наиболее вероятно кавернообразование, снижает надежность работы устройства ввиду некачественной пакеровки затрубного пространства. Кроме того, во время подъема компоновки при возникновении затяжек элементов компоновки ниже опробователя (например, корпуса турбобура) и последующего срыва в результате вертикальных колебаний компоновки возможно открытие пробоотборной камеры и попадание в нее раствора.

Выполнение пакерного узла из резины снижает возможность применения компоновки в глубоких скважинах ввиду ограниченной термостойкости материала. В результате снижается получение достоверной информации о наличии углеводородов в разбуриваемых породах, увеличивается вероятность пропуска потенциально продуктивных пластов.

Недостатком указанной компоновки для бурения скважины также связан с возможностью только одноразового опробования пласта во время одного рейса, что снижает эффективность применения устройства при условиях проходки продуктивных пластов большой протяженности или их частой перемежаемости.

Задачей изобретения является повышение надежности работы и возможность многоразового использования компоновки во время одного рейса.

Техническим результатом является улучшение контакта пакерного узла с горной породой и возможность перемещения полого штока, что обеспечивает многоразовое опробование пласта во время одного рейса, в результате повышается информативность о наличии углеводородов в разбуриваемых породах.

Для достижения результата в известной компоновке для бурения скважины, включающей долото, опробователь, состоящий из соединенного с долотом пакерного узла, корпуса, внутренняя полость которого образует пробоотборную камеру, размещенных внутри корпуса полого штока, клапанной системы и бурильных труб, пакерный узел жестко связан с корпусом и выполнен в виде наружного армированного прилива с радиальными отверстиями по обеим сторонам прилива, полый шток жестко соединен с бурильной колонной с возможностью перемещения внутри корпуса и связью с ним в крайних положениях, при этом шток выполнен с наружной проточкой, которая занимает положение напротив места расположения отверстий в пакерном узле при занятии компоновкой рабочего положения, а над пакерным узлом расположен жестко связанный с ним расширитель, причем наружный диаметр пакерного узла больше диаметра долота, но меньше диаметра расширителя.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Благодаря жесткому соединению полого штока с бурильной колонной и возможностью перемещения внутри корпуса создается уплотнение затрубного пространства и осуществляется депрессия на пласт за счет передвижения штока при подъеме бурильных труб, вызывая приток пластового флюида с большей вероятностью получения притока. Объем всасываемого флюида зависит от хода штока в корпусе. Связь штока с корпусом в крайних положениях обеспечивает передачу крутящего момента на долото.

Выполнение пакерного узла с жесткой связью с корпусом и в виде наружного армированного прилива с радиальными отверстиями по обеим сторонам прилива, а штока с наружной проточкой, которая занимает положение напротив места расположения отверстий в пакерном узле при занятии компоновкой рабочего положения, с наружным диаметром пакерного узла больше диаметра долота позволит создать уплотнение затрубного пространства за счет улучшения контакта наружной поверхности пакерного узла с горной породой пилотного ствола и закрытия затрубного пространства выше пакерного узла одновременное с внутритрубным пространством при подъеме бурильной колонны, обеспечивая циркуляцию промывочной жидкости во время бурения.

Наличие жестко связанного с пакерным узлом расширителя обеспечит одновременно с бурением пилотного ствола расширку скважины до номинального диаметрального размера.

На фиг. 1 представлен продольный разрез компоновки для бурения скважины в положении бурового процесса; на фиг. 2 - сочетание А-А на фиг. 1; на фиг. 3 - сочетание Б-Б фиг. 1; на фиг. 4 - продольный разрез компоновки (опробователя) в положении создания депрессии на пласт; на фиг. 5 - сечение В-В на фиг. 4.

Компоновка для бурения скважины состоит из пилотного долота 1, наддолотного переводника 2, корпуса 3, внутренняя полость которого образует пробоотборную камеру, жестко связанного с корпусом пакерного узла 4 с радиальными отверстиями 5, расположенными по обе стороны наружного армированного прилива, образующего пакерный узел. Наружная поверхность прилива армирована твердосплавными штырями 6. Над пакерным узлом расположен жестко связанный с ним расширитель 7, внутренняя полость которого в верхней части выполнена в виде шестигранника 8. Перечисленные узлы образуют наружную систему устройства.

Внутри корпуса размещен полый шток 9 с проточкой 10, в нижней части которого расположен переводник 11 с седлом 12 и шаром 13. Верхняя часть штока представлена ведущим переводником 14, часть наружной поверхности которого имеет форму шестигранника. Переводник 14 верхней резьбой присоединяется к бурильным трубам (не показаны).

Наддолотный переводник 2 снабжен шайбой 15, в центре которой расположен штырь 16. Элементы 12, 13, 15, 16 составляют клапанную систему. В верхней части штока 9 имеется отверстие 17. В переводнике 11 выполнены выступы 18, а в ниппеле нижней резьбы пакерного узла 4 - соответственно впадины 19.

Компоновка для бурения скважины работает следующим образом.

Перед спуском компоновки для бурения скважины ведущий переводник 14 верхней резьбой присоединяют к колонне бурильных труб (забойному двигателю). При спуске компоновки обеспечивается проток жидкости как в затрубном пространстве между пакерным узлом 4 и стенками скважины, а также через отверстия 5, так и внутри колонны бурильных труб, что достигается благодаря подпору жидкости с нижнего торца, отодвигающему шарик 13 от седла 12.

При подходе к забою (пилотному стволу) включают циркуляцию промывочной жидкости. Благодаря силе трения между расширителем и стенкой скважины компоновка будет стремиться занять рабочее положение. Окончательное занятие компоновкой рабочего положения будет осуществлено посредством вращения бурильной колонны, когда переводник 14 своей наружной шестигранной поверхностью войдет в соответствующую поверхность 8 расширителя 7, а проточка 10 штока 9 займет положение напротив радиальных отверстий 5 пакерного узла 4. В рабочем положении штырь 16 в переводнике 3 упирается в шар 13, открывая проток жидкости во внутреннем канале через долото, а затем в затрубное пространство через радиальные отверстия 5 пакерного узла и проточку 10 штока.

Ввиду того, что диаметр пакерного узла больше диаметра долота, пакерный узел вырабатывает свое сечение, отличающееся от сечения пилотного ствола скважины из-под долота. Жестко связанный с пакерным узлом расширитель доводит диаметр ствола скважины до номинального размера. Крутящий момент на долото, а также на пакерный узел и расширитель передается посредством взаимодействия шестигранника переводника 14 на ответную внутреннюю поверхность корпуса расширителя. Осевая нагрузка передается посредством упора торцевой поверхности переводника 11 в верхнюю часть наддолотного переводника.

Для создания депрессии на пласт необходимо прекратить циркуляцию промывочной жидкости и начать приподнимать инструмент.

При подъеме бурильной колонны благодаря наличию телескопической связи между корпусом 3 (с пакерным узлом 4 и расширителем 7) и штоком 9 с переводниками 14 и 22 наружная система будет оставаться неподвижно в скважине, а внутренняя перемещаться вверх. При этом перемещении в клапанной системе шар 13 сядет в седло 12 переводника 11, перекрывая внутренний канал, а отверстия 5 пакерного узла 4 при смещении вверх проточки 10 будут закрыты наружной цилиндрической поверхностью штока 9, изолируя затрубное пространство сверху и снизу пакерного узла. При дальнейшем перемещении штока вверх будет происходить засасывание пластового флюида в пробоотборную камеру. Необходимая величина депрессии будет создаваться скоростью подъема инструмента и наблюдаться по росту дополнительного усилия на крюке. Объем засасываемого пластового флюида находится в зависимости от величины хода штока.

Операция по депрессии пласт производится непосредственно после его вскрытия, что исключает фактор продолжительного влияния промывочной жидкости на пласт, ухудшающий его коллекторские свойства.

После проведения операции до депрессии пласта продолжают бурение. При включении циркуляции и открытии клапанной системы порция поступившего из пласта флюида выносится на поверхность промывочной жидкостью, где анализируется. Операция по созданию депрессии возможно производить неоднократно в процессе бурения.

Выявление на поверхности в выходящем буровом растворе повышенного по сравнению с фоновым пикового содержания углеводородов с частотой, соответствующей частоте создания импульсов депрессии, будет свидетельствовать о наличии углеводородных флюидов в только что вскрытом пласте.

Во время подъема компоновки шар 13 перекрывает внутренний канал. Во избежание возникающего во время подъема сифона предусмотрено отверстие 17 на штоке 9, которое сообщается с затрубным пространством при выдвинутом положении полого штока и закрывается при вдвинутом положении штока во время бурения.

Благодаря тому, что диаметр пакерного узла меньше диаметра расширителя, осуществляется свободный переток жидкости в затрубном пространстве при подъеме инструмента.

Предложенное техническое решение обеспечит надежность изоляции внутреннего и наружного каналов ствола скважины при проведении испытаний пластов.

Использование предложенной компоновки для бурения скважины позволит снизить большие затраты времени от окончания бурения скважины до получения результатов опробования последнего пласта. Решается проблема сохранения естественной проницаемости при забойной зоны, так как осуществляется депрессия на пласт с целью вызова притока непосредственно в процессе его разбуривания.

Формула изобретения

1. Компоновка для бурения скважины, включающая долото, опробователь, состоящий из соединенного с долотом пакерного узла, корпуса, внутренняя полость которого образует пробоотборную камеру, размещенных внутри корпуса полого штока, клапанной системы и бурильных труб, отличающаяся тем, что пакерный узел жестко связан с корпусом и выполнен в виде наружного армированного прилива с радиальными отверстиями по обеим сторонам прилива, полый шток жестко соединен с бурильной трубой с возможностью перемещения внутри корпуса и связью с ним в крайних положениях, при этом полый шток выполнен с наружной проточкой, которая занимает положение напротив места расположения отверстий в пакерном узле при занятии компоновкой рабочего положения.

2. Компоновка для бурения скважины по п.1, отличающаяся тем, что над пакерным узлом расположен жестко связанный с ним расширитель, при этом наружный диаметр пакерного узла больше диаметра долота, но меньше диаметра расширителя.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5