нагнетание текучей среды в ствол скважины в зону перед буровым долотом

Формула изобретения

1. Способ введения текучей среды в ствол скважины, который образован в подземном пласте и в котором расположена трубчатая бурильная колонна, на нижнем конце которой имеется буровое долото, выполненное с каналом, проходящим между внутренним пространством бурильной колонны над буровым долотом и пространством ствола скважины, которое является наружным по отношению к буровому долоту, и со смещаемым закрывающим элементом, предназначенным для избирательного закрытия канала в положении закрытия, и при этом дополнительно предусмотрен инструмент для нагнетания текучей среды, имеющий впускную часть инструмента и выпускную часть инструмента, сообщающуюся по текучей среде с впускной частью инструмента, при этом указанный способ включает следующие операции:

перемещение инструмента для нагнетания текучей среды из положения, при котором он находится внутри бурильной колонны, к закрывающему элементу и использование инструмента для нагнетания текучей среды для смещения закрывающего элемента из положения закрытия,

перемещение инструмента для нагнетания текучей среды в положение установки, при котором выпускная часть инструмента уже прошла через канал и при котором впускная часть инструмента находится внутри бурильной колонны и сообщается по текучей среде с внутренним пространством бурильной колонны,

введение текучей среды из внутреннего пространства бурильной колонны в ствол скважины, при этом текучая среда поступает во впускную часть инструмента и вводится в ствол скважины через выпускную часть инструмента.

2. Способ по п.1, в котором инструмент для нагнетания текучей среды снабжен соединительным средством, предназначенным для избирательного присоединения к закрывающему элементу, и операция смещения закрывающего элемента из положения закрытия включает присоединение инструмента для нагнетания текучей среды к закрывающему элементу.

3. Способ по п.1 или 2, в котором текучая среда представляет собой цемент.

4. Способ по п.1 или 2, в котором текучая среда представляет собой первый образующий цемент компонент и осуществляется пропускание второго образующего цемент компонента вниз вдоль кольцевого пространства между бурильной колонной и стенкой ствола скважины для образования цемента после контактирования первого и второго образующих цемент компонентов друг с другом в стволе скважины.

5. Способ по п.1 или 2, в котором текучая среда представляет собой материал, препятствующий поглощению.

6. Способ по п.1 или 2, в котором текучая среда представляет собой очищающую текучую среду.

7. Способ по п.1 или 2, причем способ дополнительно включает следующие операции:

прекращение нагнетания текучей среды в ствол скважины;

подъем инструмента для нагнетания текучей среды по каналу до полного размещения инструмента для нагнетания текучей среды в бурильной колонне; перемещение закрывающего элемента в положение закрытия; и бурение путем использования бурового долота.

8. Способ по п.3, причем способ дополнительно включает следующие операции:

прекращение закачивания цемента в ствол скважины;

затвердение цемента,

подъем инструмента для нагнетания текучей среды по каналу для полного размещения инструмента для нагнетания текучей среды в бурильной колонне,

перемещение закрывающего элемента в положение закрытия,

бурение путем использования бурового долота.

9. Способ по п.4, причем способ дополнительно включает следующие операции:

прекращение закачивания цемента в ствол скважины,

затвердение цемента,

подъем инструмента для нагнетания текучей среды по каналу для полного размещения инструмента для нагнетания текучей среды в бурильной колонне,

перемещение закрывающего элемента в положение закрытия,

бурение путем использования бурового долота.

10. Система для бурения и введения текучей среды в ствол скважины в подземном пласте, содержащая трубчатую бурильную колонну, на нижнем конце которой имеется буровое долото, выполненное с каналом, проходящим между внутренним пространством бурильной колонны над буровым долотом и пространством ствола скважины, которое является наружным по отношению к буровому долоту, и со смещаемым закрывающим элементом, предназначенным для избирательного закрытия канала в положении закрытия, и инструмент для нагнетания текучей среды, имеющий впускную часть инструмента и выпускную часть инструмента, сообщающуюся по текучей среде с впускной частью инструмента, и выполненный с возможностью перемещения из положения, при котором он расположен внутри бурильной колонны, в положение посадки, при котором выпускная часть инструмента уже прошла через канал и при котором впускная часть инструмента находится внутри бурильной колонны и сообщается по текучей среде с внутренним пространством бурильной колонны, причем инструмент для нагнетания текучей среды снабжен средством, предназначенным для смещения закрывающего элемента из положения закрытия.

11. Система по п.10, в которой средство для смещения закрывающего элемента из положения закрытия включает соединительное средство, предназначенное для избирательного присоединения инструмента для нагнетания текучей среды с внутренней стороны бурильной колонны к закрывающему элементу в положении закрытия.

12. Система по п.10 или 11, в которой буровое долото дополнительно содержит промывочное сопло долота и инструмент для нагнетания текучей среды содержит посадочный элемент, выполненный с возможностью перекрытия прохода текучей среды через промывочное сопло долота, когда инструмент для нагнетания текучей среды находится в положении посадки.

13. Система по п.10 или 11, в которой инструмент для нагнетания текучей среды представляет собой цементировочный хвостовик из бурильных труб.

14. Система по п.13, в которой цементировочный хвостовик содержит средство для обработки цемента перед введением его в ствол скважины для воздействия на процесс затвердевания цемента.

15. Система по п.10 или 11, в которой инструмент для нагнетания текучей среды представляет собой инструмент для струйной очистки.

16. Система по любому из пп.10, 11, 14, в котором инструмент для нагнетания текучей среды содержит телескопическую трубу, расположенную между впускной частью инструмента и выпускной частью инструмента.

17. Система по любому из пп.10, 11, 14, в которой канал имеет минимальную площадь поперечного сечения, составляющую по меньшей мере 5 см².

18. Система по любому из пп.10, 11, 14, в которой закрывающий элемент выполнен с режущими элементами, образующими общую торцевую поверхность долота с другими режущими элементами на торцевой поверхности долота, когда закрывающий элемент находится в положении закрытия.

19. Система по любому из пп.10, 11, 14, в которой буровое долото с закрывающим элементом, находящимся в положении закрытия, по существу имеет форму обычного бурового долота с поликристаллическими алмазными режущими элементами или обычного шарошечного бурового долота.

20. Система по любому из п.п.10, 11, 14, в которой соединительное средство инструмента для нагнетания текучей среды выполнено с возможностью отсоединения от закрывающего элемента, когда закрывающий элемент вновь оказывается в положении закрытия после отвода инструмента для нагнетания текучей среды из ствола скважины назад в бурильную колонну.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к способу и системе для введения текучей среды в ствол скважины, образованный в подземном пласте. Термин "текучая среда" используется в описании и в формуле изобретения для обозначения любого материала, который может быть закачан через трубчатую бурильную колонну, например цемента, материала, препятствующего поглощению, или очищающей текучей среды. Текучая среда также может включать твердые частицы.

Материал, препятствующий поглощению, представляет собой любой материал, который может быть использован для закупоривания трещин в подземных пластах, и, как правило, является более грубодисперсным.

Изобретение относится, в частности, к введению такой текучей среды в ствол скважины впереди бурового долота у нижнего конца бурильной колонны.

В процессе выполнения операции бурения, в частности при бурении нефтяной или газовой скважины, при определенных обстоятельствах желательно закачать текучую среду в ствол скважины. Например, при бурении трещиноватой или пористой зоны желательно устранить поглощение и обеспечить поддержание прочности пласта путем использования цемента и/или материала для устранения поглощения. Другим примером является создание цементной пробки для ликвидации (оставления) скважины или участка скважины с возможным последующим бурением участка разветвленной скважины.

Считаются крайне нежелательными попытки закачивания текучей среды, имеющей высокую плотность или вязкость и/или содержащей крупнозернистый материал, через бурильную колонну с прикрепленным буровым долотом. Обычные буровые долота, такие как долота с поликристаллическими алмазными режущими элементами или шарошечные долота, выполнены с промывочными соплами долота. Тем не менее, возникает необходимость нагнетания текучей среды через промывочные сопла долота, и существует большой риск того, что сопла окажутся закупоренными вследствие большого сдвига, быстрого падения давления и наличия небольшого отверстия. Сопла обычно имеют выполненный в них канал с сопловой вставкой, и отверстие в принципе можно увеличить путем удаления сопловых вставок из долота. Тем не менее, возможность выполнения данной операции серьезно на практике не рассматривают, поскольку такая операция привела бы к существенному ухудшению эксплуатационных характеристик долота при его продвижении в пласт.

Следовательно, на практике буровое долото снимают с бурильной колонны и заменяют инструментом с достаточно большим отверстием для обеспечения возможности введения текучей среды. С этой целью бурильную колонну необходимо поднять из ствола скважины. Для обеспечения возможности подъема бурильной колонны часто требуется сначала временно стабилизировать ствол скважины путем введения наполнителя для борьбы с поглощением. Это может быть выполнено посредством каналов (отверстий) в нижней части бурильной колонны над буровым долотом, которые могут быть открыты или снова закрыты, например, эти каналы могут быть расположены в так называемом промывочном переводнике. Введение наполнителя для борьбы с поглощением по данной траектории над долотом может привести к закупориванию кольцевого пространства между стенкой ствола скважины и нижней частью бурильной колонны, включающей буровое долото, в результате чего потребуется удаление бурильной колонны и дополнительные усложняющие процесс операции. Нагнетание цемента по тем же каналам нельзя рассматривать как выполнимую на практике операцию, поскольку существует значительный риск того, что нижняя часть бурильной колонны, включающая буровое долото, будет зацементирована на месте.

Когда бурильная колонна будет полностью поднята вверх, буровое долото заменяют, например цементировочным хвостовиком из бурильных труб, и бурильную колонну снова спускают в ствол скважины на заданную глубину, после чего текучая среда может быть введена в ствол скважины. Если в этом случае желательно возобновить бурение, бурильную колонну необходимо будет поднять из ствола скважины во второй раз с тем, чтобы можно было снова установить буровое долото.

Данная процедура является трудоемкой и, следовательно, неэкономичной. Кроме того, введение текучей среды, такой как цемент, часто требуется в ситуации, когда ствол скважины является нестабильным, и в такой ситуации, возможно, будет нежелательно поднимать бурильную колонну из ствола скважины.

Целью настоящего изобретения является разработка способа введения текучей среды в ствол скважины, обеспечивающего надежное и безопасное введение текучей среды через бурильную колонну с буровым долотом, закрепленным на ее нижнем конце.

Дополнительная цель заключается в создании системы для введения текучей среды в ствол скважины, обеспечивающей возможность бурения и введения текучей среды в ствол скважины при отсутствии необходимости замены бурового долота.

С этой целью разработан способ введения текучей среды в ствол скважины, который образован в подземном пласте и в котором расположена трубчатая бурильная колонна, на нижнем конце которой имеется буровое долото, выполненное с каналом, проходящим между внутренним пространством бурильной колонны над буровым долотом и пространством ствола скважины, которое является наружным по отношению к буровому долоту, и со смещаемым закрывающим элементом, предназначенным для избирательного закрытия канала в положении закрытия, и при этом дополнительно предусмотрен инструмент для нагнетания текучей среды, имеющий впускную часть инструмента и выпускную часть инструмента, сообщающуюся по текучей среде с впускной частью инструмента, при этом указанный способ включает следующие операции:

перемещение инструмента для нагнетания текучей среды из положения, при котором он находится внутри бурильной колонны, к закрывающему элементу и использование инструмента для нагнетания текучей среды для смещения закрывающего элемента из положения закрытия;

перемещение инструмента для нагнетания текучей среды в положение установки, при котором выпускная часть инструмента уже прошла через канал и при котором впускная часть инструмента находится внутри бурильной колонны и сообщается по текучей среде с внутренним пространством бурильной колонны;

введение текучей среды из внутреннего пространства бурильной колонны в ствол скважины, при этом текучая среда поступает во впускную часть инструмента и вводится в ствол скважины через выпускную часть инструмента.

Изобретение базируется на понимании того, что буровое долото, имеющее достаточно большой канал может быть, кроме бурения, также использовано для спуска инструмента для нагнетания текучей среды в ствол скважины в зону перед буровым долотом с целью введения текучей среды в ствол скважины. Для обеспечения возможности эффективного использования бурового долота для обеих операций канал выполнен с закрывающим элементом, который может быть избирательно смещен из положения закрытия путем использования инструмента для нагнетания текучей среды со стороны внутреннего пространства бурильной колонны.

Во время нормальной операции бурения буровой раствор обычно подается из внутреннего пространства бурильной колонны через сопла, выполненные в буровом долоте. При открытом канале будет невозможно создать высокоскоростные струи бурового раствора, проходящего через сопла, которые необходимы для уноса бурового шлама от бурового долота и облегчения проникновения в пласт. Следовательно, при нормальной операции бурения закрывающий элемент находится в положении закрытия, и предпочтительно закрывающий элемент предусмотрен с режущими элементами, которые во время операции бурения образуют общую торцевую поверхность долота вместе с режущими элементами на буровом долоте.

Для введения текучей среды в ствол скважины инструмент для нагнетания текучей среды спускают через бурильную колонну в буровое долото к закрывающему элементу с целью смещения закрывающего элемента из положения закрытия. Это предпочтительно выполняют путем соединения инструмента для нагнетания текучей среды с закрывающим элементом. После этого выпускная часть инструмента для нагнетания текучей среды может быть перемещена по каналу в ствол скважины в зону, находящуюся впереди бурового долота, при этом впускная часть инструмента остается во внутреннем пространстве бурильной колонны и сообщается по текучей среде с внутренним пространством бурильной колонны. В данном положении, которое называют положением установки, сообщение по текучей среде обеспечивается между внутренним пространством бурильной колонны и пространством ствола скважины, которое является наружным по отношению к буровому долоту, посредством канала. Длина инструмента для нагнетания текучей среды и форма выпускной части инструмента могут быть заданы в соответствии с конкретным случаем применения, таким как введение цемента, наполнителя для борьбы с поглощением или очищающей текучей среды.

Очевидно, что сопло бурового долота не считают каналом. Предпочтительно, если наименьшая площадь поперечного сечения канала вдоль его длины будет по меньшей мере 5 см², более предпочтительно, если канал будет расположен так, чтобы обеспечить возможность пропускания через него трубчатого элемента, например инструмента для нагнетания текучей среды, с диаметром приблизительно 2,5 см (1 дюйм).

В патенте США №2169223 раскрыто проверочное долото типа двухлопастного долота ("рыбьего хвоста"), выполненное с центральным продольным каналом. Во время обычной эксплуатации проверочное долото используют для увеличения диаметра существующего ствола скважины, так называемой опережающей скважины малого диаметра. Для выполнения операции разбуривания (расширения скважины) канал закрывают с внутренней стороны бурильной колонны посредством пробки, которая может быть поднята из скважины на поверхность с помощью талевого стального каната. После этого промывочное устройство может быть спущено для промывки опережающей скважины малого диаметра.

В публикации заявки на патент Германии №19813087 А1 раскрыта система для ударно-вращательного бурения и для бурения с промывкой. Известная система включает концентричные и разъединенные наружную и внутреннюю бурильные колонны, которые образуют буровое долото на конце. Внутренняя бурильная колонна выполнена с инжекторными соплами, предусмотренными вдоль ее длины, и может быть выдвинута из наружной бурильной колонны для бурения с промывкой под высоким давлением, за которым, в конце концов, следует цементирование.

Буровое долото, имеющее канал и смещаемый закрывающий элемент, раскрыто в публикации международной заявки WO 00/17488.

Кроме того, предложена система для бурения и для введения текучей среды в ствол скважины в подземном пласте, содержащая трубчатую бурильную колонну, на нижнем конце которой имеется буровое долото, выполненное с каналом, проходящим между внутренним пространством бурильной колонны над буровым долотом и пространством ствола скважины, которое является наружным по отношению к буровому долоту, и со смещаемым закрывающим элементом, предназначенным для избирательного закрытия канала в положении закрытия, и инструмент для нагнетания текучей среды, имеющий впускную часть инструмента и выпускную часть инструмента, сообщающуюся по текучей среде с впускной частью инструмента, и выполненный с возможностью перемещения из положения, при котором он расположен внутри бурильной колонны, в положение посадки, при котором выпускная часть инструмента уже прошла через канал и при котором впускная часть инструмента находится внутри бурильной колонны и сообщается по текучей среде с внутренним пространством бурильной колонны, причем инструмент для нагнетания текучей среды снабжен средством, предназначенным для смещения закрывающего элемента из положения закрытия.

Средство для смещения закрывающего элемента из положения закрытия включает соединительное средство, предназначенное для избирательного присоединения инструмента для нагнетания текучей среды с внутренней стороны бурильной колонны к закрывающему элементу в положении закрытия.

Инструмент для нагнетания текучей среды служит для направления текучей среды из канала в место в стволе скважины, в которое текучая среда должна быть введена. Инструмент для нагнетания текучей среды и в особенности выпускная часть инструмента могут быть соответствующим образом спроектированы в зависимости от вида текучей среды, подлежащей введению. Если текучая среда представляет собой цемент или материал, препятствующий поглощению, инструмент для нагнетания текучей среды имеет форму цементировочного хвостовика из бурильных труб, который может, например, иметь длину до 100 м или более. Если текучая среда представляет собой материал, препятствующий поглощению, инструмент может быть значительно короче, например иметь длину 10-20 м. К материалам, препятствующим поглощению, относятся целлофановые чешуйки, скорлупа ореха, измельченный карбонат кальция. В том случае, если в стволе скважины имеется насыщенный солью буровой раствор, может быть использована даже соль.

Инструмент для нагнетания текучей среды может, в частности, иметь телескопическую форму, обеспечивающую возможность увеличения длины во время работы. Телескопическая конструкция может быть менее прочной и жесткой по сравнению с обычным хвостовиком из бурильных труб, однако такая конструкция возможна, поскольку инструмент предназначен для "развертывания" внутри бурильной колонны, при этом он защищен лучше по сравнению с обычным хвостовиком из бурильных труб при спускании его в ствол скважины.

Текучая среда также может представлять собой очищающую текучую среду. Очищающая текучая среда может представлять собой, например, воду или соляной раствор, но также может содержать кислоту (например, 5% соляной кислоты или уксусной кислоты), диспергированные в высокой степени суспендированные частицы (например, частицы карбоната кальция, гематита), полимеры или другие реагенты, смешанные с водой и/или маслом. Очищающая текучая среда может быть, например, использована для удаления глинистой корки (корки бурового раствора) со стенки ствола скважины или для очистки торцевой поверхности бурового долота. В этом случае выпускная часть инструмента имеет форму промывочных сопел, которые ориентированы в заданном направлении или, возможно, выполнены с возможностью вращения.

Соответственно, инструмент для нагнетания текучей среды дополнительно снабжен установочным элементом, который расположен таким образом, что он перекрывает промывочный канал, проходящий через промывочные сопла, когда инструмент для нагнетания текучей среды находится в положении установки. Следовательно, установочный элемент предотвращает засорение промывочных сопел, когда текучую среду вводят из бурильной колонны по каналу и через инструмент для нагнетания текучей среды в ствол скважины.

Далее изобретение будет описано более подробно и со ссылкой на чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 схематично показывает буровое долото, предназначенное для использования вместе с системой согласно настоящему изобретению;

фиг.2 схематично показывает вариант осуществления изобретения;

фиг.3 схематично показывает дополнительный вариант осуществления изобретения.

Далее со ссылкой на фиг.1 будут рассмотрены основные признаки настоящего изобретения. На фиг.1 схематично показано продольное сечение бурового долота 1 для вращательного бурения, которое представляет собой конструкцию по варианту осуществления, пригодному для использования вместе с системой согласно настоящему изобретению. Буровое долото 1 показано в стволе 2 скважины и прикреплено к нижнему концу бурильной колонны 3 верхним концом корпуса 6 долота. Корпус 6 бурового долота 1 имеет центральный продольный канал 8, обеспечивающий сообщение по текучей среде и, в частности, образующий канал для прохода инструмента между внутренним пространством 3а бурильной колонны 3 и пространством ствола 2 скважины, наружным по отношению к буровому долоту 1, как ниже будет показано более подробно. Промывочные сопла долота расположены в корпусе 6 долота. Для ясности показано только одно сопло 9 со вставкой. Сопло 9 соединено с каналом 8 посредством соплового канала 9а.

Буровое долото 1 дополнительно снабжено смещаемым закрывающим элементом 10, который показан на фиг.1 в его положении закрытия по отношению к каналу 8. Закрывающий элемент 10 в данном варианте включает центральную вставную часть 12 и фиксирующую часть 14. Вставная часть 12 выполнена с режущими элементами 16 на ее переднем конце, при этом режущие элементы расположены таким образом, чтобы в положении закрытия образовать общую торцевую поверхность долота вместе с режущими элементами 18 на переднем конце корпуса 6 долота. Вставная часть также может быть выполнена с соплами (не показаны). Кроме того, вставная часть и взаимодействующая поверхность корпуса 6 долота имеют соответствующую форму для обеспечения возможности передачи крутящего момента при бурении от бурильной колонны 3 и корпуса 6 долота к вставной части 12.

Фиксирующая часть 14, неподвижно прикрепленная к заднему концу вставной части 12, имеет по существу цилиндрическую форму и проходит в центральное продольное отверстие 20 в корпусе 6 долота с небольшим зазором. Отверстие 20 образует часть канала 8, при этом оно также обеспечивает сообщение по текучей среде с соплами во вставной части 12.

Посредством фиксирующей части 14 закрывающий элемент 10 прикреплен к корпусу 6 долота с возможностью отсоединения. Фиксирующая часть 14 закрывающего элемента 10 содержит по существу цилиндрическую наружную втулку 23, которая проходит с небольшим зазором вдоль отверстия 20. Уплотнительное кольцо 24 расположено в канавке, проходящей вокруг окружной периферии наружной втулки 23, для предотвращения сообщения по текучей среде вдоль наружной поверхности фиксирующей части 14. Вставная часть 12 присоединена к нижнему концу втулки 23. Фиксирующая часть 14 дополнительно содержит внутреннюю втулку 25, которая установлена в наружную втулку 23 по скользящей посадке. Верхний конец 26 внутренней втулки 25 поджат к внутреннему буртику 28, образованному на внутреннем ободе 29 рядом с верхним концом втулки 23. Усилие поджима действует со стороны частично сжатой цилиндрической винтовой пружины 30, которая поджимает внутреннюю втулку 25 в направлении от вставной части 12. На нижнем конце внутренней втулки 25 образован кольцевой уступ 32, который выполнен с возможностью приема верхней части пружины 30.

Наружная втулка 23 выполнена с прорезями 34, в которых расположены фиксирующие шарики 35. Фиксирующий шарик 35 имеет диаметр, превышающий толщину стенки втулки 23, и каждая прорезь 34 выполнена с возможностью удерживания соответствующего шарика 35 без фиксации его, так что он может перемещаться на ограниченное расстояние в радиальном направлении внутрь втулки 23 и наружу из втулки 23. На чертеже показаны два фиксирующих шарика 35, однако очевидно, что может быть установлено большее число фиксирующих шариков.

В положении закрытия, показанном на фиг.1, фиксирующие шарики 35 поджаты в направлении радиально наружу внутренней втулкой 25 и выставлены относительно кольцевой выемки 36 (совмещены с кольцевой выемкой 36), выполненной в корпусе 6 долота вокруг отверстия 20. Таким образом, закрывающий элемент 10 будет зафиксирован относительно бурового долота 1. Кроме того, внутренняя втулка 25 выполнена с кольцевой выемкой 37, которая в положении закрытия смещена в продольном направлении относительно выемки 36 в сторону бурильной колонны 3.

Внутренний обод 29 выполнен с возможностью взаимодействия с соединительным средством 39, расположенным на нижнем конце инструмента 40 для нагнетания текучей среды, при этом указанное соединительное средство 39 служит в качестве средства для смещения закрывающего элемента из положения закрытия. Показана только нижняя часть инструмента 40 для нагнетания текучей среды. Соединительное средство 39 выполнено с рядом лапок 50, проходящих в продольном направлении вниз от окружной периферии инструмента 40 для нагнетания текучей среды. Для ясности показаны только две лапки 50, однако очевидно, что может быть предусмотрено большее число лапок. На нижнем конце каждой лапки 50 образована выступающая часть (собачка) 51, так что наружный диаметр, определяемый выступающими частями 51 в зоне 52, превышает наружный диаметр, определяемый лапками 50 в зоне 54, а также превышает внутренний диаметр обода 29. Кроме того, внутренний диаметр обода 29 предпочтительно превышает наружный диаметр, определяемый лапками 50 в зоне 54, или приблизительно равен этому наружному диаметру, а внутренний диаметр наружной втулки 23 меньше наружного диаметра, определяемого выступающими частями 51 в зоне 52, или приблизительно равен наружному диаметру, определяемому выступающими частями 51 в зоне 52. Кроме того, лапки 50 выполнены таким образом, что они могут упруго деформироваться со смещением внутрь, как показано стрелками. Наружные нижние края 56 выступающих частей 51 и верхняя внутренняя окружная периферия 57 обода 29 выполнены с фаской. Очевидно, что нижний конец инструмента 40 для нагнетания текучей среды, включающий соединительное средство 39, может образовывать отдельный вспомогательный инструмент для смещения закрывающего элемента. Вспомогательный инструмент может быть выполнен таким образом, что его можно будет устанавливать на инструменте для нагнетания текучей среды с возможностью снятия.

Буровое долото 1 с закрывающим элементом 10, находящимся в положении закрытия, как показано на фиг.1, имеет форму обычного бурового долота с поликристаллическими алмазными режущими элементами и обладает всеми функциональными свойствами такого долота, и поэтому может быть использовано для выполнения обычной операции бурения таким способом, какой хорошо известен в данной области техники.

В том случае, когда желательно ввести текучую среду в ствол 2 скважины в зону ниже бурового долота 1, буровое долото сначала размещают на некотором расстоянии над забоем ствола скважины. После этого закрывающий элемент 10 может быть смещен наружу из положения закрытия в буровом долоте 1.

С этой целью инструмент 40 для нагнетания текучей среды опускают из положения, при котором он находится внутри бурильной колонны 3, вдоль канала 8 в корпусе 6 долота до контактирования соединительного средства 39 с верхним концом фиксирующей части 14 закрывающего элемента 10. Выступающие части 51 смещаются внутрь зоны верхнего обода 29 наружной втулки 23. Лапки 50 деформируются и отклоняются внутрь, так что выступающие части 51 могут полностью сместиться внутрь зоны верхнего обода 29 до контактирования с верхним концом 26 внутренней втулки 25. За счет дальнейшего поджима вниз внутренняя втулка 25 будет принудительно смещаться вниз внутрь наружной втулки 23, вызывая дополнительное сжатие пружины 30. Когда пространство между верхним концом 26 внутренней втулки 25 и буртиком 28 станет достаточно большим для того, чтобы выступающие части 51 смогли разместиться в нем, лапки 50 раздвигаются наружу с защелкиванием, тем самым обеспечивая фиксацию инструмента для нагнетания текучей среды относительно закрывающего элемента.

Приблизительно в том же самом положении внутренней втулки относительно наружной втулки, в котором лапки раздвигаются наружу с защелкиванием, выемки 37 совмещаются с шариками 35, в результате чего обеспечивается расфиксация закрывающего элемента 10 относительно корпуса 6 долота. При дополнительном принудительном смещении инструмента для нагнетания текучей среды вниз закрывающий элемент выталкивается вместе с ним из отверстия 20.

Когда закрывающий элемент будет полностью вытолкнут из отверстия 20, диаметр инструмента 40 для нагнетания текучей среды определяет то, будет ли возможно сообщение по текучей среде через кольцевое пространство между наружной поверхностью вспомогательного инструмента 40 и поверхностью отверстия 20. Соответственно, инструмент для нагнетания текучей среды выполнен таким образом, что не образуется никакого подобного кольцевого пространства, или так, что сообщение по текучей среде через подобное пространство заблокировано.

Закачивание текучей среды в ствол скважины через инструмент для нагнетания будет описано более подробно со ссылкой на фиг.2 и 3. Соединительное средство 39 взаимодействует с фиксирующим устройством закрывающего элемента так, что закрывающий элемент 10 остается присоединенным к инструменту 40 для нагнетания текучей среды после смещения закрывающего элемента из положения закрытия. Это позволяет в случае необходимости после закачивания текучей среды легко вернуть закрывающий элемент 10 в положение закрытия. Это может быть выполнено путем отвода назад инструмента 40 для нагнетания текучей среды до тех пор, пока фиксирующие шарики 35 закрывающего элемента не войдут снова в кольцевую выемку 36 корпуса 6 долота, после чего соединительное средство 39 может быть отсоединено от закрывающего элемента 10. Следует понимать, что в некоторых случаях применения отвод может не потребоваться, например, когда нежелательно продолжать бурение после закачивания текучей среды. Следовательно, существует возможность того, что нижний конец инструмента для нагнетания текучей среды просто обеспечит выталкивание закрывающего элемента из положения закрытия или смещение закрывающего элемента из положения закрытия иным образом без присоединения нижнего конца инструмента к закрывающему элементу.

На фиг.2 схематично показан вариант осуществления изобретения, который особенно пригоден для введения цемента в ствол скважины. Данные варианты осуществления базируются на использовании бурового долота, рассмотренного со ссылкой на фиг.1, и для обозначения аналогичных элементов используются такие же ссылочные номера, как и на фиг.1. Инструмент для нагнетания текучей среды в данном варианте осуществления представляет собой инструмент 60 для цементирования.

Буровое долото 1, присоединенное к нижнему концу бурильной колонны 3, показано в стволе 2 скважины. Как показано на фиг.2, закрывающий элемент 10 был смещен наружу из положения закрытия с помощью инструмента 60 для цементирования, как рассмотрено со ссылкой на фиг.1. Соединительное средство также выполнено и расположено так, чтобы предотвратить сообщение по текучей среде между внутренним пространством трубчатого элемента 63 и соплами во вставной части 12.

Инструмент 60 для цементирования дополнительно включает цементировочный хвостовик 62 из бурильных труб. Хвостовик 62 содержит по существу цилиндрический трубчатый элемент 63 с длиной приблизительно 50 м, при этом впускные части (отверстия) 65 инструмента и выпускные части (отверстия) 66 инструмента расположены соответственно рядом с верхним и нижним концами. Выпускные отверстия инструмента имеют форму прорезей, расположенных по периметру окружной периферии трубчатого элемента 63. Одно впускное отверстие инструмента расположено в верхней части инструмента для нагнетания текучей среды и выполнено так, что в него может входить шарик или пробка из бурильной колонны, другие впускные отверстия также могут быть выполнены в виде прорезей.

Инструмент 60 для цементирования дополнительно содержит посадочный элемент 69, который установлен в виде кольца вокруг трубчатого элемента 63 между впускной частью 65 инструмента и выпускной частью 66 инструмента. Посадочный элемент имеет посадочную поверхность 70, которая взаимодействует с опорной поверхностью 72 бурового долота так, что проход текучей среды вдоль канала 9а к соплу 9 будет заблокирован, когда посадочный элемент 69 опирается на опорную поверхность 72.

В положении установки, показанном на фиг.2, впускная часть 65 инструмента находится в канале 8, а выпускная часть 66 инструмента уже прошла через буровое долото и находится в стволе скважины впереди бурового долота.

Несколько манжет 74 установлено вокруг окружной периферии трубчатого элемента 63, и они предотвращают проход текучей среды в кольцевом пространстве между трубчатым элементом 63 и стенкой канала мимо места расположения впускной части 65 инструмента. Кроме того, инструмент 60 для нагнетания текучей среды выполнен с разрушаемым диском или срезаемым диском 75, который перекрывает трубчатый элемент 63 до разрушения диска, с ловильной шейкой 76, к которой может быть прикреплен талевый стальной канат, проходящий до поверхности, и с улавливающим элементом или упором 77, который выполнен с возможностью улавливания (перехвата) шариков или пробок, которые введены в трубчатый элемент 63, без блокирования сообщения по текучей среде между впускной частью 65 инструмента и выпускной частью 66 инструмента.

Буровое долото 1 может, например, иметь наружный диаметр, составляющий 21,6 см (8,5 дюйма), с каналом диаметром 6,4 см (2,5 дюйма). В этом случае трубчатый элемент 63 инструмента для нагнетания текучей среды может иметь наружный диаметр, составляющий 5,1 см (2 дюйма).

Во время нормальной эксплуатации буровое долото 1 с закрывающим элементом 10, находящимся в положении закрытия, может быть использовано для бурения в стволе 2 скважины. Во время бурения осуществляется циркуляция бурового раствора, при этом буровой раствор проходит вниз по бурильной колонне через промывочные сопла 9 долота в ствол 2 скважины и вверх к поверхности, обеспечивая перенос бурового шлама к поверхности. Предполагается, что инструмент для нагнетания текучей среды расположен на поверхности в процессе бурения, но очевидно, что инструмент также может находиться в бурильной колонне над буровым долотом.

Далее рассматривается ситуация, характеризующаяся тем, что становится заметным существенное поглощение бурового раствора (промывочной жидкости), которое вызвано бурением трещиноватого/пористого слоя пласта. Желательно устранить поглощение путем блокирования прохода текучей среды в трещиноватый пласт посредством цемента. В этом случае прекращают вращать буровое долото и при необходимости поднимают имеющий небольшую длину участок бурильной колонны из скважины, чтобы получить достаточное пространство в стволе скважины перед долотом. Инструмент 60 для цементирования переводят в рабочее положение ("развертывают") путем подачи с помощью насоса вниз или спускают через бурильную колонну 3 с помощью талевого стального каната, прикрепленного к ловильной шейке 76. Соединительное средство, находящееся на нижнем конце 61, обеспечивает присоединение к фиксирующей части 14 закрывающего элемента 10 и отсоединение закрывающего элемента от корпуса 6 долота. Закрывающий элемент 10 полностью смещается из положения закрытия за счет дальнейшего проталкивания или подачи инструмента для нагнетания текучей среды с помощью насоса вниз до тех пор, пока установочный элемент 69 не "сядет" на опорную поверхность 72, при этом в положении установки на данной поверхности он перекрывает отверстия каналов 9а.

После этого разрушаемый диск 75 разрушают, например, путем подачи избыточного давления и цемент подают вниз во внутреннее пространство бурильной колонны, куда перед этим при желании вводят шарик или пробку. Цемент доходит до бурового долота 1, проходит в канале 8, где он поступает во впускные отверстия 65 инструмента, и затем проходит через долото и дальше в трубчатый элемент 63 до тех пор, пока он не достигнет выпускных отверстий 66 инструмента. Там он вводится в ствол скважины. Шарик или пробка улавливается улавливающим элементом 77. Противовыбросовый превентор скважины может быть закрыт (отключен) для обеспечения возможности задавливания цемента в пласт. Когда верхняя граница цемента в кольцевом пространстве между трубчатым элементом 63 и стенкой ствола скважины достигнет приблизительно уровня торцевой поверхности корпуса 6 инструмента, или раньше, закачивание цемента прекращается. Бурильную колонну 3 вместе с буровым долотом 1 и инструментом 60 для цементирования поднимают на достаточную высоту, чтобы гарантировать то, что вставная часть будет находиться над цементом. Бурильную колонну и инструмент для нагнетания текучей среды очищают путем промывки буровым раствором, пока цемент затвердевает. Проверку затвердевания цемента можно выполнить путем установки инструмента для нагнетания текучей среды на цементную пробку.

Когда цемент затвердеет в достаточной степени, инструмент для нагнетания текучей среды может быть отведен назад для перевода закрывающего элемента 10 в положение закрытия и повторной фиксации в данном положении. После этого цемент может быть выбурен. Если поглощение текучей среды устранено, инструмент для нагнетания текучей среды может быть поднят на поверхность, и бурение может быть продолжено. Очевидно, что буровое долото, предназначенное для использования в таком случае применения цементирования, предпочтительно должно быть снабжено закрывающим элементом, который имеет существенно меньший диаметр по сравнению с диаметром ствола скважины. В этом случае инструмент для цементирования также может быть легко отведен назад так, что он не будет мешать схватыванию цементного раствора. В отличие от обычного цементирования отсутствует необходимость в подъеме бурильной колонны из ствола скважины для выполнения всей операции по устранению поглощения, а также не нужно сначала обеспечивать устойчивость ствола скважины с помощью наполнителя для борьбы с поглощением.

Инструмент для нагнетания текучей среды может быть дополнительно предусмотрен со средством для обработки цемента перед введением его в ствол скважины для воздействия на процесс затвердевания. В данной области техники известно, что добавки к цементу могут быть использованы для инициирования реакции в условиях, существующих на забое скважины, которая инициирует затвердевание. Инструмент для нагнетания текучей среды может включать емкость для хранения добавок, которая расположена так, что добавки будут смешиваться с цементом, поступающим из бурильной колонны, до введения смеси в ствол скважины. Также существует возможность того, что добавки уже будут содержаться в капсулах в цементе, поступающем через бурильную трубу. В этом случае инструмент для нагнетания текучей среды может включать в себя срезающее устройство, которое разрушает капсулы, в которых содержатся добавки, так что добавки могут вступать в реакцию с цементом.

Очевидно, что вместо выбуривания цементной пробки участок ствола скважины под пробкой также может быть оставлен. В последнем случае бурение может быть продолжено в направлении, которое отклоняется от первоначального направления, или вся бурильная колонна может быть поднята на поверхность.

Вариант осуществления, пригодный для введения наполнителя для борьбы с поглощением в зону перед буровым долотом, имеет вид, в основном аналогичный варианту осуществления, схематично показанному на фиг.2, при этом основное различие заключается в том, что хвостовик 62, как правило, имеет меньшую длину, например, составляющую 10-20 мм.

В другом случае применения варианта осуществления, показанного на фиг.2, инструмент для нагнетания текучей среды может быть предварительно загружен текучей средой на поверхности, при этом выпускная часть инструмента закрыта. После спуска инструмента в положение посадки выпускную часть открывают, и текучую среду выдавливают или нагнетают в ствол скважины. Текучая среда может состоять, например, из двух отдельных компонентов, которые образуют полимер или эластомер после их смешивания. Если смешивание будет выполнено незадолго до введения смеси в ствол скважины, в стволе скважины может быть размещена полимерная пробка, например полиуретановая пробка.

В еще одном случае применения цементная пробка образуется в стволе скважины за счет введения двух образующих цемент текучих компонентов в контакт друг с другом только в стволе скважины вне бурильной колонны, при этом первый текучий компонент вводят в ствол скважины через инструмент для нагнетания текучей среды, как описано выше, а второй компонент закачивают вниз в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и бурильной колонной. Это особенно предпочтительно в том случае, когда имеют место сильные потери бурового раствора в забое скважины. С одной стороны, возможно, не будет времени на подъем бурильной колонны вверх или риск такого подъема будет слишком большим; с другой стороны, потери обеспечивают возможность закачивания текучей среды вниз как внутри, так и снаружи бурильной колонны без принятия дополнительных мер для предотвращения чрезмерного нарастания давления. Дополнительное преимущество заключается в том, что можно добиться почти мгновенного схватывания цементного раствора после введения двух образующих цемент компонентов в контакт друг с другом при отсутствии риска преждевременного затвердевания в бурильной колонне. Таким образом, эксплуатационный риск и время, необходимое для цементирования, дополнительно уменьшаются.

Двухкомпонентные системы для цементирования хорошо известны в данной области техники, см., например, книгу B.E.Nelson "Well Cementing", Elsevier Science, 1990, Schlumberger Educational Services, TSL-4135/ICN-015572000, раздел 6-11.3 (страница 6.13) или публикации патентов США №.№.5447197 и 5547506.

Соответственно, жидкий цементный раствор вводят в качестве первого образующего цемент компонента через инструмент для нагнетания текучей среды и вводят в контакт со вторым образующим цемент компонентом на водной или масляной основе, который инициирует схватывание жидкого цементного раствора. Водный раствор портландцемента в качестве первого компонента и соляровое масло (дизельное топливо), смешанное с бентонитом, в качестве второго компонента при контакте друг с другом образуют очень вязкую цементирующую массу. Очевидно, что в качестве двухкомпонентных систем для цементирования в данной связи также рассматриваются органические и неорганические двухкомпонентные системы, которые обладают способностью почти мгновенно образовывать твердую массу, когда два компонента входят в контакт друг с другом, при этом имеются в виду, например, такие системы, как двухкомпонентные (эпоксидные) смолы, сложные полиэфиры, силиконовые каучуки и карбонат кальция/силикат натрия.

На фиг.3 схематично показан дополнительный вариант осуществления настоящего изобретения. Данный вариант осуществления пригоден для очистки стенки ствола скважины в зоне перед буровым долотом. Вариант осуществления по фиг.3 аналогичен варианту осуществления, показанному на фиг.2, и для обозначения аналогичных элементов используются такие же ссылочные номера, как и на фиг.1 и 2. Основное отличие от варианта осуществления по фиг.2 заключается в том, что инструмент 40 для нагнетания текучей среды представляет собой не цементировочный хвостовик, а инструмент для струйной очистки. Инструмент 76 для струйной очистки имеет одно или несколько сопел 78, расположенных радиально в стенке трубчатого элемента 63, при этом сопла 78 выполнены с возможностью вращения между двумя вертлюгами 80, так что вращение обеспечивается, когда текучую среду нагнетают в ствол скважины через сопла под давлением.

Инструмент для струйной очистки, например, может быть использован при операции бурения с целью удаления глинистой корки со стенки ствола скважины или очистки секции обсадной колонны над пробуренной частью ствола скважины, не закрепленной обсадными трубами, в которой должно быть установлено подвесное устройство для хвостовика, пакер или другое изолирующее устройство. Бурение прекращают, инструмент для струйной очистки "развертывают" через бурильную колонну и подают с помощью насоса, в результате чего осуществляется расфиксация закрывающего элемента и смещение его из положения закрытия аналогично расфиксации закрывающего элемента, рассмотренной со ссылкой на фиг.1 и 2. Осуществляют подачу очищающей текучей среды вниз по бурильной колонне в канал 8 бурового долота 1, где она поступает во впускные отверстия 65 инструмента и направляется в зону перед буровым долотом по трубчатому элементу 63. Текучая среда вводится в ствол скважины через сопла 78 с высокой скоростью, тем самым обеспечивая очистку стенки ствола скважины. В данном случае также отсутствует необходимость подъема бурильной колонны из ствола скважины для выполнения такой операции очистки.

В другом варианте осуществления инструмента для струйной очистки (непоказанного) сопла могут быть расположены с возможностью подачи струй текучей среды в других направлениях. Это, например, может оказаться полезным в том случае, когда торцевая поверхность долота окажется закупоренной (засоренной) буровым шламом, так что обычная производительность при бурении существенно снижается.

Вариант осуществления инструмента для струйной очистки, имеющего меньшую длину, в котором сопла в положении посадки направлены в сторону торца долота, может быть использован для очистки торцевой поверхности долота.

В вариантах осуществления, рассмотренных со ссылкой на фиг.1-3, закрывающий элемент был смещен из положения закрытия за счет полного отсоединения закрывающего элемента от корпуса долота. Тем не менее, очевидно, что закрывающий элемент может быть смещен из положения закрытия другими способами, например с помощью поворотного устройства, при этом поворот закрывающего элемент приводит к открытию канала, но закрывающий элемент остается присоединенным к буровому долоту.