Способ бурения

Способ бурения

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение относится к способу бурения отверстия от выбранного места в существующей скважине, проходящей через подземный несущий углеводородные текучие среды пласт, путем использования бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом, при котором бурильное устройство вводят в существующую скважину по трубе для добычи углеводородных текучих сред и добываемую текучую среду, например добываемый жидкий углеводород и/или добываемую воду, нагнетают над режущими поверхностями бурильного устройства путем использования нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом для охлаждения режущих поверхностей и перемещения бурового шлама от бурильного устройства.

При обычных способах бурения скважины бурильную колонну, включающую буровое долото на ее нижнем конце, вращают в скважине, в то время как буровой раствор закачивают по продольному каналу в бурильной колонне, причем указанный буровой раствор возвращается к поверхности через кольцевое пространство между бурильной колонной и стенкой скважины. При бурении через слой земли, не содержащий текучую среду, плотность и скорость нагнетания бурового раствора выбирают так, чтобы поддерживать давление у стенки скважины между нижним уровнем, при котором ствол скважины становится неустойчивым, и верхним уровнем, при котором в стенке ствола скважины образуются трещины. Когда скважину бурят через зону, содержащую углеводородную текучую среду, давление бурового раствора должно, кроме того, превышать давление, при котором углеводородная текучая среда начинает поступать в ствол скважины, и должно быть меньше давления, при котором происходит нежелательное вторжение бурового раствора в пласт. Эти требования накладывают определенные ограничения на процесс бурения и, в частности, на длину интервалов скважины, в которых обсадная колонна должна быть установлена в стволе скважины. Например, если давление бурового раствора на забое скважины будет чуть ниже верхнего предела, при котором происходит нежелательное вторжение бурового раствора в пласт, давление бурового раствора в верхней части необсаженного интервала скважины может быть близким к нижнему пределу, при котором происходит приток углеводородной текучей среды в скважину. Максимальная допустимая длина необсаженного интервала зависит от плотности бурового раствора, давления углеводородной текучей среды в пласте и высоты столба бурового раствора.

Кроме того, на практике применяли бурение через зону, несущую углеводородную текучую среду, при давлениях в стволе скважины, которые меньше давления пластовой текучей среды, то есть методом, который обычно называют бурением с отрицательным дифференциальным давлением в системе скважина-пласт. Во время бурения с отрицательным дифференциальным давлением углеводородная текучая среда поступает в ствол скважины, и поэтому буровое оборудование на поверхности должно быть выполнено с возможностью обработки такого притока. Кроме того, специальные меры должны быть приняты для регулирования гидростатического давления в стволе скважины во время процесса бурения.

Патент США 6305469 относится к способу создания скважины в пласте земли, при этом скважина включает первый интервал скважины и второй интервал скважины, проходящий в несущую углеводородную текучую среду зону пласта земли, причем способ включает бурение первого интервала скважины, размещение бурильного устройства с дистанционным управлением в том выбранном месте в первом интервале скважины, от которого второй интервал скважины должен быть пробурен, размещение насосно-компрессорной колонны для добычи углеводородной текучей среды в первом интервале скважины и ее уплотнение относительно стенки скважины, причем колонна снабжена средством для регулирования потока текучей среды и отверстием для впуска текучей среды, сообщающимся по текучей среде с указанным выбранным местом; приведение в действие бурильного устройства для бурения нового интервала скважины, при этом во время бурения, выполняемого бурильным устройством, сквозь несущую углеводородную текучую среду зону поток углеводородной текучей среды из второго интервала скважины в насосно-компрессорную колонну регулируют с помощью средства для регулирования потока текучей среды. За счет бурения сквозь несущую углеводородную текучую среду зону с использованием бурильного устройства с дистанционным управлением и выпуска любой углеводородной текучей среды, поступающей в скважину, по насосно-компрессорной колонне достигается то, что давление в скважине больше не должно превышать давление пластовой текучей среды. Давление в скважине регулируют путем управления средством для регулирования потока текучей среды. Кроме того, отсутствует необходимость в каких-либо особых мерах, принимаемых для того, чтобы буровое оборудование могло выполнять операции с добываемой углеводородной текучей средой во время бурения. В том случае, когда второй интервал скважины должен быть пробурен через один или несколько слоев, из которых никакая углеводородная текучая среда не поступает в скважину, предпочтительно, чтобы бурильное устройство содержало насосную систему, имеющую впускное отверстие, выполненное с возможностью обеспечить проход бурового шлама, возникающего в результате бурения, выполняемого бурильным устройством, во впускное отверстие, и выпускное отверстие, выполненное с возможностью выпуска указанного бурового шлама в ствол скважины за бурильным устройством. Соответственно, указанное выпускное отверстие расположено на выбранном расстоянии за бурильным устройством и в том месте в скважине, в которой происходит циркуляция бурового раствора через скважину, причем указанный буровой раствор захватывает буровой шлам и переносит буровой шлам к поверхности. Второй интервал скважины может представлять собой продолжение существующей скважины или может представлять собой обходную или боковую скважину (то есть ответвление) существующей скважины. Бурильное устройство присоединено с возможностью разъединения к нижнему концу насосно-компрессорной колонны для добычи углеводородной текучей среды с помощью соответствующего соединительного устройства. В этом случае насосно-компрессорную колонну для добычи углеводородной текучей среды спускают в обсадную колонну до тех пор, пока бурильное устройство не окажется рядом с нижней частью первого интервала скважины, после чего насосно-компрессорную колонну фиксируют относительно обсадной колонны путем надувания пакера, который герметично перекрывает кольцевое пространство, образованное между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной. Соответственно, сохраняется потребность в бурильном устройстве с дистанционным управлением, в котором текучая среда, добываемая из пласта, используется для уноса бурового шлама от режущих поверхностей устройства, причем устройство должно быть выполнено с возможностью перемещения его от поверхности до выбранного места в существующем стволе скважины без необходимости извлечения насосно-компрессорной колонны для добычи углеводородной текучей среды из скважины.

Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением разработан способ бурения выбуриваемого отверстия от выбранного места в существующей скважине, проходящей через подземный пласт земли, имеющий, по меньшей мере, одну несущую углеводородную текучую среду зону, причем существующая скважина снабжена обсадной колонной, и труба для добычи углеводородной текучей среды расположена в стволе скважины и уплотнена относительно стенки обсадной колонны, причем способ включает следующие операции:

перемещение бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды к выбранному месту в существующей скважине;

приведение в действие бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности на бурильном устройстве бурили отверстие от выбранного места в существующей скважине, тем самым создавая буровой шлам, при этом во время работы бурильного устройства первый поток добываемой текучей среды проходит прямо к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды, и второй поток добываемой текучей среды нагнетается над режущими поверхностями бурильного устройства посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, и буровой шлам переносится от бурильного устройства, будучи захваченным вторым потоком добываемой текучей среды.

Под "добываемой текучей средой" понимаются добываемые жидкие углеводороды и/или добываемая вода, предпочтительно добываемые жидкие углеводороды.

Преимущество способа по настоящему изобретению заключается в том, что углеводородная текучая среда может быть добыта из существующей скважины во время бурения выбуриваемого отверстия от выбранного места. Дополнительное преимущество способа по настоящему изобретению заключается в том, что второй поток добываемой текучей среды охлаждает режущие поверхности бурильного устройства в дополнение к переносу бурового шлама от режущих поверхностей.

Еще одно дополнительное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что способ может быть использован для бурения нового интервала скважины без необходимости извлечения трубы для добычи из существующей скважины. Предусмотрено, что текучая среда может добываться из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта перед перемещением бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом по трубе для добычи к выбранному месту в стволе скважины. Тем не менее, способ по настоящему изобретению также может быть использован в том случае, когда существующая скважина была пробурена до выбранного места непосредственно над несущей углеводородную текучую среду зоной пласта, и новое выбуренное отверстие обеспечивает удлинение существующего ствола скважины в указанную несущую углеводородную текучую среду зону. Таким образом, новый интервал скважины может представлять собой следующее:

скважину, проходящую в несущую углеводородную текучую среду зону пласта от выбранного места, находящегося непосредственно над указанной зоной;

продолжение существующей скважины, которая проходит сквозь несущую углеводородную текучую среду зону пласта;

обходную скважину от выбранного места в насосно-компрессорной колонне или от выбранного места в существующей скважине под насосно-компрессорной колонной;

боковую скважину, проходящую от выбранного места в насосно-компрессорной колонне и/или от выбранного места в существующей скважине под насосно-компрессорной колонной;

боковую разведочную скважину, проходящую от выбранного места в насосно-компрессорной колонне и/или от выбранного места в существующей скважине под насосно-компрессорной колонной.

Под "обходной скважиной" понимается ответвление существующей скважины там, где существующая скважина больше не обеспечивает добычу углеводородной текучей среды. Таким образом, существующую скважину изолируют ниже выбранного места, от которого обходная скважина должна быть пробурена, например, посредством цемента. Под "боковой скважиной" понимается ответвление существующей скважины там, где существующая скважина продолжает обеспечивать добычу углеводородной текучей среды. Соответственно, множество боковых скважин может быть пробурено от существующей скважины. Боковые скважины могут быть пробурены от одного и того же места в существующей скважине, то есть в разных радиальных направлениях, и/или от разных мест в существующей скважине, то есть на разных глубинах. Под "боковой разведочной скважиной" понимается скважина, которую бурят для исследования материнской породы пласта и пластовых текучих сред на расстоянии от существующей скважины, как описано ниже более подробно.

Соответственно, обсадная колонна может быть спущена от поверхности до забоя существующей скважины. В альтернативном варианте обсадная колонна может быть спущена от поверхности в верхний интервал существующей скважины, при этом нижний интервал существующей скважины представляет собой законченную бурением скважину с открытым или необсаженным забоем. В том случае, если выбранное место в обсаженной скважине находится под трубой для добычи, выбуриваемое отверстие, образуемое бурильным устройством, может представлять собой окно в обсадной колонне. Также предусмотрено, что выбранное место в обсаженной скважине может находиться в пределах трубы для добычи, при этом выбуриваемое отверстие, образуемое бурильным устройством, может представлять собой окно, проходящее сквозь трубу для добычи и сквозь обсадную колонну скважины. Обсадная колонна существующей скважины в выбранном месте может быть образована из металла, и в этом случае режущие поверхности на бурильном устройстве должны быть выполнены с возможностью прорезания окна в обсадной колонне путем дробления или резания металла. Таким образом, термин "бурильное устройство" в используемом здесь смысле охватывает фрезерные устройства, и термин "бурение" охватывает "фрезерование". В альтернативном варианте обсадная колонна в выбранном месте в существующей скважине может быть образована из хрупкого сплава или композиционного материала, так что окно может быть прорезано путем использования бурильного устройства, оснащенного обычным буровым долотом.

Предпочтительно способ по настоящему изобретению также может быть использован для бурения по минеральному отложению, которое образовало налет на стенке существующей скважины, и, возможно, по подобному минеральному отложению, которое образовало налет на стенке трубы для добычи углеводородной текучей среды, в результате чего увеличивается полезное выбуренное отверстие в существующей скважине и, возможно, полезное выбуренное отверстие в трубе для добычи.

Кроме того, способ по настоящему изобретению может быть использован для образования перфорационного канала в обсадной колонне и цементе существующей скважины для удаления обломков породы, закупоривающих перфорационный канал, или для расширения перфорационного канала в существующей скважине. Соответственно, бурильное устройство, используемое для образования нового перфорационного канала или для очистки или расширения существующего перфорационного канала, представляет собой устройство для микробурения, имеющее режущие поверхности, выполненные с размерами для образования выбуренного отверстия, имеющего диаметр от 0,2 до 3 дюймов.

Предпочтительно выбуренное отверстие, образованное бурильным устройством в существующей скважине, представляет собой новый интервал скважины.

Таким образом, в соответствии с особо предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения разработан способ бурения интервала скважины от выбранного места в существующей скважине, проходящей сквозь подземный пласт земли, имеющий, по меньшей мере, одну несущую углеводородную текучую среду зону, причем существующая скважина снабжена обсадной колонной, и труба для добычи углеводородной текучей среды расположена в скважине и уплотнена относительно стенки обсадной колонны, причем способ включает следующие операции:

перемещение бурильного устройства с дистанционным управлением и электроприводом от поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды к тому выбранному месту в существующей скважине, от которого интервал скважины должен быть пробурен;

приведение в действие бурильного устройства так, чтобы режущие поверхности на бурильном устройстве бурили интервал скважины от выбранного места в существующей скважине, тем самым создавая буровой шлам, при этом во время работы бурильного устройства первый поток добываемой текучей среды проходит прямо к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды, и второй поток добываемой текучей среды нагнетается над режущими поверхностями бурильного устройства посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, и буровой шлам переносится от бурильного устройства, будучи захваченным вторым потоком добываемой текучей среды.

Преимущество данного предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения заключается в том, что углеводородная текучая среда может быть добыта из несущей углеводородную текучую среду зоны в существующей скважине во время бурения нового интервала скважины. Дополнительное преимущество данного предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения заключается в том, что углеводородная текучая среда может поступать из несущей углеводородную текучую среду зоны в новый интервал скважины во время операции бурения.

Предпочтительно первый поток добываемой текучей среды содержит большую часть текучей среды, добываемой из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта. Как рассмотрено выше, добываемая текучая среда может содержать добываемые жидкие углеводороды и/или добываемую воду, предпочтительно добываемые жидкие углеводороды.

Давление в несущей углеводород зоне подземного пласта может быть достаточно высоким, так что первый поток добываемой текучей среды будет проходить к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды за счет собственной энергии. Тем не менее, способ по настоящему изобретению также пригоден для использования в скважинах с насосно-компрессорной добычей. Как правило, поток захваченного бурового шлама может быть разжижен путем введения его в первый поток добываемой текучей среды, при этом буровой шлам переносится к поверхности вместе с добываемой текучей средой. Буровой шлам может быть отделен от добытой текучей среды в установке для обработки углеводородной текучей среды путем использования обычных способов отделения бурового шлама, например путем использования гидроциклона или другого средства для отделения твердых частиц от потока жидкости или газа. Тем не менее, также предусмотрено, что, по меньшей мере, часть бурового шлама может выпадать в виде осадка из добываемой текучей среды и может осаждаться в опережающей части существующей скважины, имеющей малый диаметр. К параметрам, влияющим на выпадение бурового шлама в виде осадка, относятся скорость первого потока добываемой текучей среды, вязкость добываемой текучей среды, плотность бурового шлама и размер и форма частиц бурового шлама.

Соответственно, бурильное устройство спускают от поверхности до выбранного места в существующем стволе скважины подвешенным к кабелю. Предпочтительно кабель выполнен из упрочненной стали. Кабель может быть присоединен к бурильному устройству посредством соединителя, предпочтительно разъемного соединителя. Предпочтительно кабель включает один или несколько проводов или сегментированных проводов для передачи электрической энергии или электрических сигналов (далее "обычный кабель"). Кабель также может представлять собой модифицированный "обычный кабель", содержащий сердцевину из изоляционного материала, имеющую, по меньшей мере, один электрический соединительный провод или сегментированный провод, заделанный в нее, промежуточный слой, образующий барьер для текучих сред, и наружную гибкую защитную оболочку. Соответственно, промежуточный слой, образующий барьер для текучих сред, состоит из стали. Соответственно, наружная защитная оболочка представляет собой стальную оплетку. Предпочтительно электрический соединительный провод или провода или сегментированный провод или провода, заделанные в сердцевину из изоляционного материала, покрыты электроизоляционным материалом.

Предпочтительно бурильное устройство выполнено со средством с электроприводом, которое предназначено для регулирования направленности, например с управляемым соединением, которое используется для регулирования траектории нового интервала скважины в процессе его бурения. Это средство для регулирования направленности электрически соединено с оборудованием на поверхности посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заделанного в кабеле.

Предпочтительно существующая скважина имеет внутренний диаметр, составляющий от 5 до 10 дюймов. Предпочтительно труба для добычи имеет внутренний диаметр, составляющий от 2,5 до 8 дюймов, более предпочтительно от 3,5 до 6 дюймов. Соответственно, бурильное устройство имеет максимальный наружный диаметр, который меньше внутреннего диаметра трубы для добычи, в результате чего обеспечивается возможность перемещения бурильного устройства внутри трубы для добычи и наружу в существующую скважину. Предпочтительно максимальный наружный диаметр бурильного устройства, по меньшей мере, на 0,5 дюйма, более предпочтительно, по меньшей мере, на 1 дюйм, меньше внутреннего диаметра трубы для добычи. Режущие поверхности на бурильном устройстве могут быть выполнены с размерами, позволяющими образовать новый интервал скважины, имеющий диаметр, который меньше внутреннего диаметра трубы для добычи, например диаметр, составляющий от 3 до 5 дюймов. Тем не менее, бурильное устройство предпочтительно выполнено с раздвижными режущими поверхностями, например с раздвижным буровым долотом, в результате чего создается возможность того, что скважина, которую бурят от выбранного места, будет иметь больший диаметр по сравнению с внутренним диаметром трубы для добычи.

Предпочтительно бурильное устройство имеет первое буровое долото, расположенное на его нижнем конце, и второе буровое долото, расположенное на его верхнем конце. Это предпочтительно вследствие того, что второе буровое долото может быть использовано для удаления обломков при извлечении бурильного устройства из ствола скважины.

Соответственно, бурильное устройство может быть оснащено датчиками для оценки параметров продуктивного пласта, которые электрически соединены с регистрирующей аппаратурой на поверхности посредством электрического соединительного провода или проводов или сегментированного провода или проводов в кабеле. Соответственно, датчики расположены вблизи режущих поверхностей на бурильном устройстве.

Возможно, обычный кабель или модифицированный кабель, на котором подвешено бурильное устройство, может быть снабжен множеством датчиков, расположенных вдоль его длины. Предпочтительно датчики расположены на расстоянии от 5 до 20 футов друг от друга вдоль длины кабеля. Это предпочтительно, когда бурильное устройство используется для бурения боковой "разведочной" скважины, поскольку датчики могут быть использованы для приема и передачи данных, относящихся к характеру материнской породы пласта и к свойствам пластовых текучих сред на расстоянии от существующего ствола скважины. Данные могут непрерывно или периодически передаваться на поверхность посредством электрического соединительного провода или проводов и/или сегментированного провода или проводов, заделанных в обычный кабель или в модифицированный обычный кабель. Боковая "разведочная" скважина может быть пробурена на расстояние от 10 до 10000 футов, как правило, составляющее до 2000 футов, от существующего ствола скважины. Бурильное устройство и соединенный с ним кабель могут быть оставлены на месте в боковой "разведочной скважине", по меньшей мере, на один день, предпочтительно, по меньшей мере, на неделю или могут быть постоянно установлены в боковой "разведочной" скважине. Соответственно, множество расширяющихся пакеров может быть использовано для изоляции одного или нескольких интервалов боковой "разведочной" скважины, в результате чего обеспечивается возможность передачи к поверхности по кабелю данных, относящихся к пластовым условиям в изолированном интервале или интервалах боковой "разведочной" скважины. Как только достаточное количество информации будет получено из изолированного интервала боковой "разведочной" скважины, расширяющиеся пакеры могут быть втянуты, и, по меньшей мере, один новый интервал боковой "разведочной" скважины может быть заизолирован, и дополнительные данные могут быть переданы на поверхность.

Когда выбуриваемое отверстие, образуемое бурильным устройством, представляет собой новый интервал скважины, предпочтительно, чтобы кабель, к которому подвешено бурильное устройство, находился в пределах длины колонны труб. Соответственно, внутреннее пространство колонны труб сообщается по текучей среде с каналом для прохода текучей среды в бурильном устройстве. Термин "канал для прохода" в используемом здесь смысле означает ход или канал для перемещения текучей среды через бурильное устройство. Соответственно, бурильное устройство присоединено или непосредственно, или непрямым образом к колонне труб. Колонна труб проходит от бурильного устройства вдоль, по меньшей мере, нижнего участка кабеля. Предпочтительно, колонна труб проходит в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Соответственно, длина колонны труб, по меньшей мере, такая же, как заданная длина нового интервала скважины. Датчики могут быть расположены вдоль участка кабеля, который находится внутри колонны труб и/или вдоль наружной стороны колонны труб. В том случае, когда датчики расположены на наружной стороне колонны труб, датчики могут быть связаны с электрическим соединительным проводом или проводами и/или сегментированным проводом или проводами кабеля посредством электромагнитных средств.

Колонна труб имеет наружный диаметр, который меньше внутреннего диаметра трубы для добычи, в результате чего обеспечивается возможность пропускания колонны труб по трубе для добычи. Как было рассмотрено выше, труба для добычи предпочтительно имеет внутренний диаметр от 2,5 до 8 дюймов, более предпочтительно от 3,5 до 6 дюймов. Предпочтительно колонна труб имеет наружный диаметр, который, по меньшей мере, на 0,5 дюйма, более предпочтительно, по меньшей мере, на 1 дюйм, меньше внутреннего диаметра трубы для добычи. Как правило, колонна труб имеет наружный диаметр в диапазоне от 2 до 5 дюймов.

Предпочтительно второй поток добываемой текучей среды может проходить к бурильному устройству через кольцевое пространство, образованное между колонной труб и стенкой нового интервала скважины, и буровой шлам, захваченный вторым потоком добываемой текучей среды (далее "поток с захваченным буровым шламом"), может быть перемещен от бурильного устройства через внутреннее пространство колонны труб (режим "обратной промывки"). Соответственно, колонна труб может проходить до поверхности, так что поток с захваченным буровым шламом за счет обратной промывки может выходить из ствола скважины.

Как правило, колонна труб может представлять собой колонну стальных труб или колонну пластмассовых труб.

В том случае, когда колонна представляет собой колонну стальных труб, возможно, кожух, предпочтительно цилиндрический кожух, может быть присоединен или прямо, или косвенно к концу колонны стальных труб, удаленному от бурильного устройства, например, посредством разъемного соединителя. Таким образом, бурильное устройство может быть присоединено к первому концу колонны стальных труб, а кожух может быть присоединен ко второму концу колонны стальных труб. Для избежания неопределенности кабель пропускают через кожух и по колонне стальных труб к бурильному устройству. Электродвигатель может быть размещен в кожухе, и электрическая энергия может передаваться электродвигателю посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Электродвигатель может быть использован для приведения в действие средства, предназначенного для приведения во вращение колонны стальных труб и, следовательно, бурильного устройства, присоединенного к ней. Предпочтительно кожух снабжен тяговым средством с электроприводом, которое может быть использовано для продвижения колонны стальных труб и, следовательно, бурильного устройства вперед по новому интервалу скважины в процессе его бурения. Электрическая энергия передается к тяговому средству посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Соответственно, тяговое средство содержит колеса или накладки, которые взаимодействуют со стенкой трубы для добычи углеводородной текучей среды и перемещаются по стенке трубы для добычи углеводородной текучей среды.

В качестве альтернативы или в добавление к вращению колонны стальных труб бурильное устройство может быть снабжено электродвигателем для приведения в действие средства, предназначенного для приведения в действие бурового долота. Как правило, средство для приведения в действие бурового долота может представлять собой ротор. Как было рассмотрено выше, буровое долото может быть расположено на нижнем конце бурильного устройства и, возможно, на его верхнем конце. Верхнее и нижнее буровые долота могут быть снабжены специально предназначенными для них электродвигателями. Альтернативно, один электродвигатель может приводить в действие оба буровых долота. Соответственно, электродвигатель или электродвигатели расположены в корпусе бурильного устройства, предпочтительно в цилиндрическом корпусе. Электрическая энергия передается к электродвигателю или электродвигателям посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Корпус бурильного устройства также может быть предусмотрен с тяговым средством с электроприводом, которое используется для продвижения бурильного устройства и колонны стальных труб вперед по новому интервалу скважины в процессе его бурения, а также для восприятия реактивного крутящего момента, создаваемого средством, предназначенным для приведения в действие бурового долота. Электрическая энергия передается к тяговому средству посредством электрического соединительного провода или сегментированного провода, заключенного в кабеле. Соответственно, тяговое средство содержит колеса или накладки, которые взаимодействуют со стенкой нового интервала скважины и перемещаются по стенке нового интервала скважины. Предусмотрено, что продвижение бурильного устройства вперед по новому интервалу скважины может быть осуществлено путем использования как тягового средства, расположенного на возможном кожухе, присоединенном ко второму концу колонны стальных труб, так и тягового средства, расположенного на корпусе бурильного устройства.

Как было рассмотрено выше, второй поток добываемой текучей среды может быть "всосан" в бурильное устройство через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины, и поток с захваченным буровым шламом может быть перемещен из бурильного устройства через внутреннее пространство колонны стальных труб (режим "обратной промывки"). Соответственно, корпус бурильного устройство предпочтительно выполнен с, по меньшей мере, одним входом в первый канал в корпусе. Этот первый канал сообщается по текучей среде со вторым каналом и третьим каналом в корпусе бурильного устройства. Второй канал имеет выход, который сообщается по текучей среде с внутренним пространством колонны стальных труб, в то время как третий канал имеет выход, расположенный в непосредственной близости от режущих поверхностей бурильного устройства. Как правило, второй поток добываемой текучей среды всасывается через вход (входы) первого канала посредством нагнетательного средства, например всасывающего насоса, расположенного в корпусе. Затем второй поток добываемой текучей среды разделяется на первый отделенный поток текучей среды и второй отделенный поток текучей среды. Первый отделенный поток текучей среды проходит по второму каналу в корпусе бурильного устройства и во внутреннее пространство колонны стальных труб, в то время как второй отделенный поток текучей среды проходит по третьему каналу в корпусе бурильного устройства и наружу над режущими поверхностями так, что буровой шлам захватывается им. Образующийся в результате поток с захваченным буровым шламом затем проходит над наружной стороной бурильного устройства перед рециркуляцией через вход (входы) первого канала в корпусе бурильного устройства. Большая часть бурового шлама проходит во внутреннее пространство колонны стальных труб, будучи захваченной первым отделенным потоком текучей среды. Первый отделенный поток текучей среды, содержащий захваченный буровой шлам, выпускается из второго конца колонны стальных труб, который удален от бурильного устройства, предпочтительно в трубу для добычи углеводородной текучей среды, при этом буровой шлам разжижается в первом потоке добываемой текучей среды, который проходит непосредственно к поверхности по трубе для добычи углеводородной текучей среды.

Альтернативно, второй поток добываемой текучей среды может нагнетаться в бурильное устройство через внутреннее пространство колонны стальных труб, в то время как поток с захваченным буровым шламом может перемещаться из бурильного устройства через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины (режим "обычной промывки"). Предпочтительно второй поток добываемой текучей среды проходит из колонны стальных труб по каналу в бурильном устройстве и наружу над режущими поверхностями, при этом добываемая текучая среда охлаждает режущие поверхности и буровой шлам оказывается захваченным в добываемой текучей среде. Образующийся в результате поток с захваченным буровым шламом затем перемещается от режущих поверхностей над наружной стороной бурильного устройства и через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины. Предполагается, что добываемая текучая среда, проходящая из несущей углеводородную текучую среду зоны пласта в кольцевое пространство, может способствовать переносу бурового шлама через кольцевое пространство. Второй поток добываемой текучей среды может нагнетаться в бурильное устройство по колонне стальных труб посредством скважинного нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, например, всасывающего насоса, расположенного в корпусе бурильного устройства, и/или посредством нагнетательного средства с дистанционным управлением и электроприводом, расположенного в возможном кожухе, присоединенном ко второму концу колонны стальных труб, который удален от бурильного устройства. Предпочтительно вход во второй конец колонны стальных труб предусмотрен с фильтром для предотвращения возврата какого-либо бурового шлама в бурильное устройство.

Колонна стальных труб может быть снабжена, по меньшей мере, одним радиально расширяющимся пакером, например, 2 или 3 радиально расширяющимися пакерами, в результате чего создается возможность того, что колонна стальных труб будет образовывать внутреннее покрытие для нового интервала скважины. Когда пакер или пакеры находятся в своем нерасширенном состоянии, должна быть обеспечена возможность перемещения колонны стальных труб вместе с пакером или пакерами по трубе для добычи углеводородной текучей среды до выбранного места в стволе скважины, от которого должен быть пробурен новый интервал скважины. Кроме того, радиально расширяющийся пакер или пакеры не должны создавать препятствий во время операции бурения для потока текучей среды через кольцевое пространство, образованное между колонной стальных труб и стенкой нового интервала скважины. После завершения операции бурения колонна стальных труб может быть зафиксирована на месте в новом интервале скважины путем расширения радиального пакера или пакеров. Соответственно, колонна стальных труб проходит в трубу для добычи углеводородной текучей среды. Предпочтительно верхняя секция колонны стальных труб, которая проходит в трубу для добычи, снабжена, по меньшей мере, одним радиально расширяющимся пакером или пакерами, так что расширение пакера или пакеров обеспечивает изоляцию кольцевого пространства, образованного между колонной стальных труб и трубой для добычи углевод