Особые способы или устройства для бурения: .направленное бурение – E21B 7/04

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное вытеснение битума и увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием. Способ разработки изометрических залежей природного битума включает бурение теплонагнетательных скважин, закачку теплоносителя в пласт, бурение вертикальной дренажно-добычной скважины в центре залежи, обезвоживание и осушение пласта, отбор продукции из пласта. Причем бурят теплонагнетательные двухустьевые скважины горизонтально-кольцевого профиля радиусом, равным радиусу изометрической залежи. Бурение осуществляют методом колтюбинга (гибкой трубой) с оставлением гибкой трубы в скважине в качестве обсадной колонны. Гибкая труба не цементируется. Перфорацию гибкой трубы осуществляют к центру залежи и к вертикальной дренажно-добычной скважине. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти включает строительство двухустьевых с горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом. Фильтр горизонтального участка нагнетательной скважины разделяют на две зоны прогрева. Внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев нагнетательной скважины. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины. На поверхности обвязывают внутренние пространства технологических колонн труб нагнетательной скважины трубопроводом с вентилями между собой, а также обвязывают межколонные пространства нагнетательной скважины всасывающим и нагнетательным трубопроводами, оснащенными вентилями с парогенераторной установкой. Гидравлическими линиями с вентилями обвязывают насосный агрегат с межколонными пространствами нагнетательной скважины. При закрытых отверстиях фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины производят разогрев межскважинной зоны пласта, снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте замкнутой циркуляцией теплоносителя по межколонным и внутренним пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенераторной установки без закачки теплоносителя в пласт и производят отбор разогретой сверхвязкой нефти из добывающей скважины. В процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по нагнетательной скважине при повышении температуры в зоне отбора добывающей скважины до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, отключают парогенераторную установку и прекращают циркуляцию теплоносителя. Открывают отверстия фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем совмещения их с отверстиями хвостовиков. Насосным агрегатом производят закачку углеводородного растворителя через межколонные пространства и фильтр в пласт с образованием в пласте камеры растворителя, в которой происходит разжижение разогретой сверхвязкой нефти. При этом продолжают отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти из добывающей скважины. По мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, недостаточной для ее растворения углеводородным растворителем. После чего отключают насосный агрегат и закрывают отверстия фильтра верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем разобщения их с отверстиями хвостовиков. Включают парогенераторную установку и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине. В дальнейшем процесс повторяется. 5 ил.

Изобретение относится к способу проведения встречных выработок при их сбойке в рудных шахтах. Технический результат заявляемого изобретения заключается в снижении затрат на проведение встречных выработок при их сбойке посредством уменьшения величины отклонения от заданного направления при их сбойке. Способ включает определение направления проведения встречных выработок с применением инструментального метода, бурение встречных выработок, заряжание и взрывание шпуров, проветривание забоя и уборку взорванного массива горных пород. В одной из встречных выработок шпур бурят в центре забоя. Перед бурением в противоположной ей встречной выработке дополнительно определяют направление проведения встречной выработки по наибольшей степени воздействия вибрации поверхности массива горных пород на ладонь руки путем прикладывания ладони руки к поверхности массива горной породы в центре и в других точках забоя.3 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных нагнетательных скважин и добывающей скважины, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины. Добывающую скважину располагают на равномерном расстоянии от забоев нагнетательных скважин, исключающим прорыв теплоносителя, но позволяющим создать гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами. Нагнетательные скважины снабжают двумя параллельными каналами с чередующимися по расстоянию фильтрами в продуктивном пласте. Каналы используют для нагнетания теплоносителя, а после прогрева пласта один из каналов - для внутрискважинного перетока продукции в сторону добывающей скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием. Способ разработки битумных месторождений изометрической формы включает бурение теплонагнетательных скважин, закачку теплоносителя в пласт, бурение дренажной скважины, обезвоживание пласта и отбор продукции из пласта, причем при разработке месторождений изометрической формы бурят теплонагнетательные скважины кольцевого профиля, при этом тепломассоперенос осуществляется за счет вынужденной конвекции из теплонагнетательной скважины, а отбор продукции из пласта осуществляют через вертикальные дренажно-добычные скважины путем поршневого вытеснения битума и высоковязкой нефти перегретым паром высокого давления от периферии залежи к вертикальной дренажно-добычной скважине, а плотность потока определяют по формуле: Р=h(T _f-T_s), где Р - поток тепла через единицу площади или объема раздела фаз; h - коэффициент теплоотдачи; T_f - температура течения жидкости; T_s - температура твердой фазы, при этом радиус прогрева определяют по формуле: , где Q_п - объемный расход нагнетаемого в пласт пара, м³/ч; С_п - скрытая удельная теплота парообразования при давлении нагнетания, кДж/кг; - время, ч; h - толщина продуктивного пласта, м; i - удельное теплосодержание пласта в зоне пара при расчетном давлении, кДж/кг. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. При строительстве горизонтальной нефтедобывающей скважины ведут бурение вертикального ствола через горные породы, в том числе через неустойчивые глинистые породы с входом в продуктивный пласт, спуск эксплуатационной колонны до продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства и бурение горизонтального ствола из эксплуатационной колонны. Проводят спуск хвостовика длиной от забоя до глубины выше неустойчивых глинистых пород не менее 50 м, цементирование пространства за хвостовиком, перфорацию горизонтального ствола и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе с размещением компоновки гидроразрыва в эксплуатационной колонне и установкой пакера гидроразрыва и башмака колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационной колонне над хвостовиком. Обеспечивается повышение дебита скважины. 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве многозабойной скважины. При строительстве многозабойной скважины выполняют бурение стволов в продуктивные пласты и освоение скважины. Сначала бурят первый ствол в пласт с меньшей продуктивностью. Пробуренный ствол, не осваивая, заполняют жидкостью на углеводородной основе, образующей фильтрационную корку толщиной не более 0,5 мм. Затем бурят второй ствол в пласт с большей продуктивностью с использованием бурового раствора. Осваивают скважину воздействием на оба пласта одновременно. При этом жидкость на углеводородной основе используют с плотностью, не меньшей плотности бурового раствора, используемого при бурении второго ствола. Обеспечивается снижение кольматации стволов скважины и увеличение ее производительности. 1 пр.

Предложенное изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к методам управления направлением бурения скважин. Техническим результатом является повышение точности управления траекторией бурения и выравнивания одной скважины относительно другой скважины. Предложен способ управления траекторией бурения второй скважины с ее прохождением в непосредственной близости к первой скважине, включающий прохождение первого электрода, соединенного с первым токопроводящим проводом через обсадную колонну; размещение в поверхностном слое земли обратного заземленного электрода; создание изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе и первом электроде и во втором токопроводящем проводе, проходящем к обратному заземленному электроду; образование электромагнитного поля вокруг обсадной колонны первой скважины, вызванное протеканием изменяющегося во времени электрического тока в первом токопроводящем проводе; бурение второй скважины по траектории бурения параллельно первой скважине; измерение электромагнитного поля, образованного вокруг обсадной колонны первой скважины, выполняемое из буровой установки, находящейся во второй скважине; и управление траекторией бурения второй скважины с использованием измеренного электромагнитного поля. При этом первый электрод проходит в необсаженную часть ствола скважины за дальний конец обсадной колонны, так что указанный первый токопроводящий провод проходит по всей длине обсадной колонны первой скважины. Кроме того, расстояние между первым электродом и концом обсадной колонны должно быть достаточным для обеспечения предотвращения прохождения тока от первого электрода вверх через обсадную колонну первой скважины к обратному заземленному электроду. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием за счет равномерного распространения зоны прогрева пласта. В способе разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии, включающем бурение горизонтальных нагнетательных скважин и вертикальных добывающих скважин, расположенных между нагнетательными, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа близлежащей горизонтальной скважины в пласт, далее осуществляют бурение вертикальных скважин так, чтобы первая вертикальная скважина располагалась ближе к забою первой горизонтальной скважины, вторая вертикальная скважина - ближе к забою второй горизонтальной скважины, при этом соотношение расстояний от первой вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины и от второй вертикальной скважины до второй горизонтальной скважины равно 2:1, в середине между двумя вертикальными скважинами размещают третью вертикальную скважину. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежей вязкой нефти или битума массивного или структурно-литологического типов. Способ разработки залежи вязкой нефти или битума включает бурение и обустройство не менее одной пары горизонтальных скважин для парогравитационного воздействия с расположением ствола нагнетательной скважины параллельно в вертикальной плоскости над стволом добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую. Конфигурацию скважин выполняют по форме залежи: восходящими в начале пласта, горизонтальными в центральной части и спадающими в конце пласта. Угол восхождения и спада добывающей скважины равен углу падения пласта, а угол восхождения и спада нагнетательной скважины в 1-2,2 раза больше угла падения пласта. Минимальное расстояние от перфорационных отверстий добывающей скважины до водонефтяного контакта ВНК принимают 2 м, минимальное расстояние между стволами добывающей и горизонтальной скважины в месте перфорационных отверстий - 3 м, максимальное расстояние между горизонтальными участками стволов добывающей и нагнетательной скважин -10 м. Распределение плотности перфорации на восходящем и нисходящем участках определяют по формуле: n_x=n₀+L _x/A, где n_x - число перфорационных отверстий на восходящем или нисходящем участке на расстоянии X от начала ствола с перфорацией; n₀ - минимальная плотность перфорации на участке с наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами в перфорированных частях стволов; L_x - длина восходящей или нисходящей части перфорированного ствола на расстоянии X от его начала с перфорацией; A=30-60 м. После бурения и освоения скважин на протяжении 1-6 месяцев прогревают призабойную зону закачкой пара в добывающую и нагнетательную скважины под давлением 1-2 МПа, либо скважинными нагревателями, после чего пускают нагнетательную скважину с постоянной приемистостью пара 75-95 м³/сут, а добывающую скважину под добычу с забойным давлением 0,25-0,35 МПа. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к разработке месторождений преимущественно с низким пластовым давлением и высоковязкой нефтью. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения и эффективности его эксплуатации за счет увеличения охвата пласта воздействием и притока из него в скважину. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает бурение пересекающихся и сообщающихся вертикальной и основной горизонтальной скважин. К вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины подключают еще одну основную горизонтальную скважину. Поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам подключают несколько дополнительных горизонтальных скважин. Затем создают аналогичные элементы по месторождению, при этом дополнительные горизонтальные скважины одного элемента располагают между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента. Вначале указанные элементы эксплуатируют как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или без раздренирования сразу чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов включает бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в более низкотемпературном участке горизонтального ствола. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. Пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов включает бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. Горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью. Пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу строительства и эксплуатации многоствольных скважин. Включает бурение основного ствола и дополнительных боковых стволов, вскрывающих другие пласты или разные участки одного и того же пласта. Перед строительством определяют забойные давления при эксплуатации вскрываемых пластов или участков одного пласта. Вход в каждый боковой ствол из основного располагают выше динамических уровней жидкости, соответствующих этим давлениям. После вскрытия и оборудования боковых стволов на устье скважины возможно создание повышенного давления для регулирования динамических уровней жидкости стволов. Позволяет одновременно-раздельно эксплуатировать пласты со своими забойными давлениями, не смешивая их продукций и осуществляя их раздельный подъем, без дополнительного оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - отсутствие прорывов вытесняющего агента по трещинам, выполнение разветвленных стволов из горизонтальной скважины оптимальной длины, равномерное вытеснение добываемой продукции, повышение нефтеотдачи залежи. Способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных и разветвленных горизонтальных добывающих скважин с горизонтальными стволами, закачку вытесняющей жидкости через вертикальные нагнетательные скважины и отбор продукции через разветвленные горизонтальные добывающие скважины. Вертикальные нагнетательные скважины бурят в приконтурной зоне залежи. Разветвления из горизонтальных стволов добывающих скважин пробуривают в нефтеносной зоне залежи со ступенчатым профилем. Количество разветвлений соответствует количеству пропластков, отличающихся между собой проницаемостями в 1,5 и более раза. Длину каждого разветвления определяют расчетным путем в зависимости от проницаемости пласта и длины основного горизонтального ствола. Разработку залежи ведут при пластовом давлении выше давления насыщения нефти газом и ниже давления раскрытия трещин в залежи закачкой в нагнетательные скважины вытесняющего агента, в качестве которого используют газ. Призабойные зоны добывающих скважин периодически подвергают обработке паром, когда температура добываемой продукции снизится до температуры, ниже которой вязкость нефти начинает резко расти. 2 ил.

Группа изобретений относится к определению параметров флюида по данным акустического каротажа. Устройство для управления параметрами бурения во время бурения подземной формации включает буровой элемент; по меньшей мере, один датчик для передачи и приема акустических сигналов в буровой скважине; скважинное устройство управления и скважинное электронное устройство. Электронное устройство имеет процессор и память. Осуществляют передачу и прием акустических сигналов в буровой скважине. Обрабатывают принимаемые акустические сигналы для получения, по меньшей мере, одного признака, содержащего подвижность формации. Определяют параметры флюида на основе изменения, по меньшей мере, одного признака. Осуществляют выдачу результатов определения параметров и принимают решение о размещении скважины на основе определенных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности разработки месторождений. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к области бурения боковых стволов скважин, в частности, для добычи нефти или газа. Система для бурения дренажной скважины вбок от ствола скважин содержит буровую головку, содержащую инструмент для бурения дренажных скважин и самоходное устройство, приспособленное для продвижения головки в дренажной скважине во время бурения, релейный блок, спущенный в ствол скважины, подготовленный для позиционирования буровой головки напротив боковой стенки ствола скважины, чтобы инициировать процесс бурения дренажной скважины, кабель для подачи электрического тока к буровой головке, разматывающийся из релейного блока, и механическую систему для удаления бурового шлама из дренажной скважины во время бурения. Опускают релейный блок в ствол скважины. Бурят, по меньшей мере, одну дренажную скважину вбок от ствола скважины буровой головкой, получающей электропитание через кабель для подачи электрического тока, разматывающийся из релейного блока. Удаляют буровой шлам из дренажной скважины во время бурения механической системой, при этом удаленные обломки породы падают в забой скважины. Извлекают нефть или газ из природного резервуара через дренажную скважину и ствол скважины. Обеспечивается увеличение поверхности обмена между природным резервуаром и скважиной. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин, преимущественно с отдалением забоя на десятки километров, в сложных климатических условиях в акватории шельфа. Технический результат - увеличение отклонения боковых забоев от забоя основного ствола. Способ сооружения многозабойной скважины, расположенной в акватории шельфа, включает строительство на берегу основной скважины с большим отклонением забоя от вертикали на кровле пласта. В верхней части основной скважины устанавливают технические колонны, внутри технической колонны меньшего диаметра размещают эксплуатационную колонну, оснащают ее хвостовиком, снабженным на нижнем торце фильтром. Затем с акватории строят группу вспомогательных скважин с небольшими отклонениями стволов от вертикали на кровле пласта и с длинными горизонтальными стволами по пласту, направленными в сторону забоя основной скважины. Стволы вспомогательных скважин снабжают техническими колоннами и хвостовиками, на верхних и нижних торцах которых устанавливают фильтры. Фильтр основной скважины и фильтры, размещенные на нижних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, располагают максимально близко друг к другу. Затем в месте расположения этих фильтров известными методами, например, проведением гидроразрыва, добиваются гидравлического сообщения между основной и вспомогательными скважинами. На фильтры, расположенные на верхних торцах хвостовиков вспомогательных скважин, устанавливают герметизирующие устройства, например пакер-пробки, после чего стволы вспомогательных скважин до дна акватории заполняют тампонажной смесью. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способу наклонно-направленного бурения скважин. Приводят во вращение долото при помощи двигателя, расположенного в кривом переводнике и бурильной колонны, независимо друг от друга. Производят периодическое изменение частоты вращения бурового долота на протяжении угла предпочтительного съема непропорционального количества породы внутри азимутального свода от первой частоты вращения до второй частоты вращения. При этом поддерживают вторую частоту вращения на протяжении этого угла, после чего возобновляют вращение долота с первой частотой. Частоту вращения долота изменяют путем изменения частоты вращения бурового двигателя или бурильной колонны. Позволяет поддерживать направление скважины с точной траекторией, а также обеспечивает гибкость управления траекторией скважины в процессе бурения на любой глубине и в любом направлении. 5 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к способу бурения двух или большего количества параллельных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности процесса бурения за счет уменьшения времени, в течение которого буровые установки не производят бурение, или за счет устранения необходимости в наличии дополнительного оборудования, которое используют исключительно для перемещения инструмента, спускаемого в скважину на тросе, в обсаженной скважине. Способ содержит следующие операции: измеряют направление и угол наклона, по меньшей мере, для одной из компоновок низа бурильной колонны (КНБК) в скважинах, осуществляют формирование магнитного поля, по меньшей мере, в одной из КНБК и измеряют магнитное поле в другой КНБК. Способ содержит операцию определения взаимного геометрического расположения одной КНБК относительно другой КНБК. Способ содержит следующую дополнительную операцию: определяют положение одной КНБК относительно геологической структуры Земли или геометрической формы Земли. Способ содержит следующую дополнительную операцию: осуществляют автоматическое позиционирование одной скважины относительно другой скважины таким образом, чтобы сохранить их предварительно заданное взаимное геометрическое расположение. 5 н. и 66 з.п. ф-лы, 14 ил.

Изобретение относится, в общем, к установкам подземного бурения и способам управления подземным бурением. Техническим результатом является автоматическое управление функциями осевого напора/отхода и вращения. Такие варианты осуществления могут включать в себя поддержание постоянной производительности при выполнении бурильной операции с использованием установки горизонтально-наклонного бурения, имеющей насос осевого напора, выполнение измерений давления рабочей жидкости гидросистемы по одному или нескольким насосам установки горизонтально-наклонного бурения, сравнение измерений давления рабочей жидкости гидросистемы с переменным пределом давления, расчет значения производной с использованием выполненных измерений давления рабочей жидкости гидросистемы, сравнение значения производной с порогом производной, уменьшение переменного предела давления, когда значение производной превышает порог производной, при этом величина уменьшения переменного предела давления основана на одном или нескольких измерениях давления рабочей жидкости гидросистемы, и уменьшение производительности насоса осевого напора, когда сравнение измерения давления рабочей жидкости гидросистемы с переменным пределом давления указывает, что одно или несколько измерений давления рабочей жидкости гидросистемы превышают переменный предел давления. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится, в общем, к системам подземного бурения и способам управления подземным бурением. Техническим результатом является регулирование органов управления для оптимизирования рабочего диапазона органов управления, обеспечение функции управления с низким значением на выходе, пропорциональной полномасштабному управлению вводом данных. Система включает бурильную трубу, выполненную с возможностью соединения с бурильным инструментом, орган управления пользователя, имеющий устройство ввода данных, перемещаемое в положение в диапазоне входного сигнала, и выполненный с возможностью подачи сигнала управления, пропорционального положению устройства ввода данных в диапазоне входного сигнала, насос, имеющий диапазон производительности, выполненный с возможностью перемещения бурильной трубы на различных уровнях производительности в диапазоне производительности на основании сигнала управления, и контроллер, соединенный с органом управления пользователя и насосом и выполненный с возможностью исполнения команд программы, сохраняемой в запоминающем устройстве, обеспечивающих выполнение операций бурения при первой настройке управления, в которой диапазон производительности насоса соответствует диапазону ввода данных органа управления пользователя, и изменения производительности насоса являются пропорциональными изменениям положения устройства ввода данных в диапазоне входного сигнала, и выполнение операций бурения при второй настройке управления, в которой диапазон производительности насоса ограничен пределом производительности, и изменения производительности насоса являются пропорциональными изменениям положения устройства ввода данных в диапазоне входного сигнала. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к области бурения, а именно к системам и способам освоения подземных ресурсов. Способ циркуляции текучей среды в системе скважин включает бурение первой скважины от поверхности к подземной зоне, бурение второй скважины от поверхности к подземной зоне, причем вторая скважина пересекает первую скважину в месте соединения вблизи от подземной зоны, бурение дренажной скважины от места соединения в подземную зону с использованием бурильных труб, проходящих через вторую скважину, закачивание бурового раствора через бурильные трубы при проходке дренажной скважины; причем буровой раствор выходит из бурильных труб вблизи бурового наконечника бурильной трубы, подачу гидравлической жидкости вниз по первой скважине через трубопровод, причем трубопровод имеет отверстие в месте соединения так, что жидкость выходит из трубопровода в месте соединения и в котором текучая смесь возвращается вверх по первой скважине снаружи трубопровода, причем текучая смесь включает буровой раствор после выхода бурового раствора из бурильных труб. Обеспечивает увеличение безопасности системы бурения. 8 н. и 48 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области разработки месторождений при помощи скважин, расположенных на значительном удалении от берега, под водоохраной и природоохранной зонами на суше, в условиях арктических морей, в том числе под мощным дрейфующим ледовым покрытием. Включает горизонтальный участок, выполняющий функцию транспортной трубы и состоящий из сваренных в плети труб. Горизонтальное направление заканчивается искривлением вниз и упирается в сваю-оболчку, внедряемую в донный грунт у устья скважины, оснащенную в верхней части стартово-рабочей инфраструктурой, а в нижней - оборудованным воздушными соплами ножом. Полость сваи-оболчки оснащена трубами, в которых размещены автономные подземные снаряды (АПС), предназначенные для проходки ствола скважины. АПС выполнен в виде автономной подземной ракеты многоразового применения и имеет системы: точного позиционирования ствола скважины, диагностики состояния пород, закрепления стенок скважины и подъема жидких углеводородов. Позволяет минимизировать затраты на освоение и эксплуатацию месторождений в труднодоступных районах. 20 ил.

Изобретение относится к области бурения направленных скважин с использованием забойных телеметрических систем. Техническим результатом является расширение области применения и повышение эффективности способа проводки стволов наклонных и горизонтальных скважин. Способ осуществляют с использованием забойной телеметрической системы, содержащей включенный в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) измерительный модуль, электрически присоединенный посредством проводного соединителя к акустическому излучателю, связанному через колонну бурильных труб с приемником-ретранслятором акустических сигналов, установленным на стволе вертлюга буровой установки. При забуривании участка ствола под кондуктор излучатель закрепляют в переводнике в составе КНБК на минимальном расстоянии от головной части измерительного модуля. При забуривании из-под башмака кондуктора участка интенсивного набора зенитного угла, с последующим вхождением ствола в продуктивный пласт, излучатель совместно с переводником передислоцируют в приустьевую часть бурильной колонны. При этом проводку участка ствола осуществляют до входа излучателя в башмак кондуктора. При бурении с дальнейшим прохождением ствола по продуктивному пласту в приустьевой зоне бурильной колонны устанавливают переводник со вторым, идентичным первому, излучателем, электромеханически связанным через дополнительный соединитель с гидрофоном. Гидрофон размещают на минимальном расстоянии от первого излучателя. При этом проводку ствола скважины завершают преимущественно до входа второго излучателя в башмак кондуктора. 2 ил.

Изобретение относится к способу разработки месторождений высоковязкой нефти с применением ее разогревания. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения тепловых потерь теплоносителем в скважине и прямого теплового воздействия на стенки скважины в процессе разработки месторождения. Сущность изобретения: по способу производят строительство основной скважины. Для этого бурят основной ствол, после чего спускают в него колонну обсадных труб и производят цементирование от забоя до устья с образованием цементного кольца. Затем нижнюю часть основной скважины бурят в виде горизонтального участка, размещенного в продуктивном пласте. Выше горизонтального участка основной скважины, в пределах данного продуктивного пласта, бурят боковой горизонтальный ствол. После чего в основной скважине ниже интервала зарезки бокового горизонтального ствола с помощью колонны труб устанавливают пакер. Пакер герметизирует пространство между насосно-компрессорной трубой и колонной обсадных труб основного ствола основной скважины. Приступают к монтажу колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом оснащают ее трубчатым фильтром и расположенными выше ниппелем с отклонителем, снабженным окном, выполненным в стенке насосно-компрессорных труб выше ниппеля, и обводным каналом, вход которого сообщен с надклиновым пространством колонны насосно-компрессорных труб, а выход - с подпакерным пространством колонны насосно-компрессорных труб. После чего колонну насосно-компрессорных труб спускают в основной ствол основной скважины до герметичного взаимодействия ниппеля с пакером с размещением трубчатого фильтра в горизонтальном участке и расположением окна напротив интервала зарезки бокового горизонтального ствола выше пакера. Затем перфорированную колонну на технологической трубе с дополнительным пакером спускают через колонну насосно-компрессорных труб, отклонитель и окно в боковой горизонтальный ствол до размещения перфорированной колонны труб в ее горизонтальном участке. Затем дополнительный пакер устанавливают между насосно-компрессорными трубами и технологической колонной труб выше окна, но ниже входа обводного канала. В технологическую колонну на колонне насосных штанг спускают насос, который размещают над перфорированной колонной. Затем запускают скважину в эксплуатацию, при этом закачку теплоносителя, например, водяного пара, в основной ствол основной скважины осуществляют по межтрубному пространству насосно-компрессорных труб и колонны технологических труб, обводному каналу, подпакерному пространству колонны насосно-компрессорных труб и фильтру. В боковом горизонтальном стволе теплоноситель попадает в продуктивный пласт и, поднимаясь наверх, прогревает продуктивный пласт, разжижая высоковязкую нефть. Разогретая высоковязкая нефть через перфорированную колонну поступает на прием насоса, которым перекачивают высоковязкую нефть по технологической колонне труб на поверхность. Так как закачку теплоносителя производят по межтрубному пространству между технологической колонной труб и колонной насосно-компрессорных труб то исключается прямой контакт теплоносителя со стенками колонны обсадных труб и, соответственно, с цементным кольцом, а это, в свою очередь, снижает тепловые потери при закачке теплоносителя в продуктивный пласт. 1 ил.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважинах, бурящихся на нефть и газ. Технический результат: повышение эффективности геонавигации горизонтальных скважин в пластах коллекторов малой мощности, а также в непосредственной близости от кровли нефтяного или нефтегазового коллектора. Сущность: способ основан на возбуждении импульсного электромагнитного поля и измерении магнитных полей вихревых токов в породах. Возбуждение электромагнитного поля осуществляется с помощью электрического диполя, питаемого импульсным разнополярным током. Измерения магнитных полей вихревых токов проводят в период паузы между импульсами тока малогабаритными индуктивными датчиками, ориентированными в трех ортогональных направлениях. По анализу кривых спада магнитных полей вихревых токов формируют команды на управление положением отклонителя бурильного инструмента. Устройство содержит долото, забойный двигатель с ориентатором и отклонителем, измерительный модуль. Измерительный модуль выполнен в виде немагнитной высокопрочной трубы с расположенными на концах питающими электродами, жестко соединенной с бурильными трубами и представляющей собой электрический диполь, питаемый импульсным разнополярным током. Измерительный модуль содержит малогабаритные индуктивные датчики, расположенные в теле трубы. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности, а именно к технологии и технике строительства скважин с боковыми стволами. Устройство включает разъединительный узел, состоящий из переводника, на нижний конец которого навернут патрубок. Внутри патрубка установлена втулка с продавочной пробкой и внутренним каналом под сбрасываемую малую продавочную пробку. Оставляемая часть разъединительного узла включает в себя воронку захода, к нижней части которой присоединена обсадная колонна бокового ствола с закрепленным на нижнем ее конце клапанным цементировочным узлом. При осуществлении способа в боковом стволе проводят подготовительные работы, спускают в него компоновку оборудования, промывают и закачивают цементный раствор, сбрасывают в колонну бурильных труб малую продавочную пробку, продавливают цементный раствор в заколонное пространство бокового ствола и вымывают излишки цементного раствора из зоны ствола над воронкой захода. Производят отворот колонны бурильных труб от зацементированной обсадной колонны бокового ствола и подъем ее на дневную поверхность. Компоновка оборудования повышает качество крепления и надежность разобщения пластов, обеспечивает низкую стоимость, простоту сборки и использования, не требует подгонки хвостовика к заданной глубине, не требует специального транспорта для перевозки элементов компоновки, снижает степень риска и аварийность при производстве работ. 2 н. и 2 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу в многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины. Проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания. Обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки. Проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90° к подошве. Проводят исследования, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами и толщиной. Последующим набором угла входят в выбранный пласт. Выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально по наиболее проницаемому прослою в пласте, не выходя из него, ведут контроль по геолого-технологическим исследованиям. При наличии глинистых перемычек и/или водоносных прослоев скважину от кровли продуктивной пачки до выделенного пласта с остаточными запасами после проведения исследований на нефтенасыщенность обсаживают хвостовиком. Вскрывают только нефтенасыщенные пласты, причем каждый в двух пласто-пересечениях. Эксплуатацию субгоризонтальной и/или горизонтальной части ствола в выделенном пласте ведут через открытый ствол или фильтр со спуском хвостовика насосно-компрессорных труб до нижней точки ствола скважины. 3 ил.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Устройство и способ для усовершенствованной горизонтально-наклонной буровой компоновки для бурения скважины через подземные пласты горных пород с помощью бурильной трубы, предусматривающее опускание бурильной трубы или бурильной колонны в скважину и подъем их из нее. Буровая компоновка включает силовой агрегат для подачи электроэнергии на буровую компоновку, упорную раму, способную перемещаться между положением, в основном параллельным подземным пластам горных пород, и положением, в основном перпендикулярным подземным пластам горных пород, и устройство для перемещения упорной рамы. Блок ротора и каретки предназначен для передачи бурильной трубе вращательного, осевого и обратного тягового (подъемного) усилий. Буровая компоновка предназначена для бурения скважины с использованием бурильной трубы через подземные пласты горных пород под любым углом относительно подземных пластов горных пород между положением, в основном параллельным подземным пластам горных пород, и положением, в основном перпендикулярным подземным пластам горных пород. Способ включает шаги размещения бурильной трубы на буровой компоновке, перемещение упорной рамы для установки под требуемым углом бурения, перемещение блока ротора и каретки до прямого контакта с бурильной трубой, передачу бурильной трубе вращательного, осевого и обратного тягового усилий и бурение подземных пластов горных пород с помощью бурильной трубы. Обеспечивает повышение мощности для передачи вращения и более легкую транспортировку. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 16 ил.