RU2436929C2

RU2436929C2 - Procedures and devices for drilling with flexible pipe

Info

Publication number: RU2436929C2
Application number: RU2009101029/03A
Authority: RU
Inventors: Спиро КОТСОНИС (US); Спиро КОТСОНИС; Уоррен ЗЕМЛАК (RU); Уоррен Землак; Айан КУПЕР (US); Айан Купер
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2006-06-15
Filing date: 2007-06-12
Publication date: 2011-12-20
Also published as: GB0823035D0; MX2008016052A; CA2655245A1; EP1867831A1; WO2007144157A1; RU2009101029A; EP1867831B1; GB2454373A; US20090321141A1

Abstract

FIELD: gas and oil production.

SUBSTANCE: device consists of tubular system of transportation containing electrical cable and source of drill agent. When drill agent is pumped from surface downward and inside a pipe system, this source can be returned to surface through circular space between an external side of the pipe system and a borehole of the well. The device also consists of a drill system including a pump operated by electric power and a drill engine. The pump pumps out drill agent from the borehole of the well outside the drill system upward along an internal side of the drill system. A connector joins the drill system with the pipe system of transportation. The pump and the engine are communicated with an electric cable by means of the connector. A deflector deflects a descending flow inside the pipe system of transportation into circular space and deflects an ascending flow inside the drill system into circular space.

EFFECT: raised efficiency of well cleaning.

25 cl, 4 dwg

Description

Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION

Настоящее изобретение относится к способам и установкам для бурения стволов скважин и является особенно пригодным для установки для бурения, осуществляемого на гибкой трубе.The present invention relates to methods and installations for drilling wellbores and is particularly suitable for installation for drilling, carried out on a flexible pipe.

Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

В настоящее время при обычном бурении на гибкой трубе используют высокую гидравлическую энергию, поставляемую с поверхности по гибкой трубе, для приведения в действие бурового объемного двигателя, который, в свою очередь, приводит в движение буровое долото. При такой высокой энергии бурения необходима гибкая труба большого диаметра, для которой требуются более крупные наземные установки.Currently, in conventional flexible pipe drilling, high hydraulic energy is used, supplied from the surface through the flexible pipe, to drive the volumetric drilling engine, which in turn drives the drill bit. With such high drilling energy, a flexible pipe of large diameter is required, which requires larger surface installations.

Современные способы изменения траектории при бурении на гибкой трубе обычно включают в себя фиксированный изгиб двигателя объемного вытеснения и гидравлическое или электрогидравлическое средство поворота для отклонения по азимуту. Кроме более крупного и более тяжелого требуемого наземного оборудования данный способ бурения на гибкой трубе имеет область действия, ограниченную пределом прочности гибкой трубы, при этом предполагается низкий коэффициент преобразования гидравлической энергии в проходку ствола скважины в футах.Modern methods of changing the path when drilling on a flexible pipe usually include a fixed bend of the volume displacement engine and hydraulic or electro-hydraulic turning means for azimuthal deviation. In addition to the larger and heavier required ground equipment, this flexible pipe drilling method has an area limited by the flexible pipe tensile strength, and a low coefficient of conversion of hydraulic energy into wellbore penetration in feet is assumed.

В патенте США № 2548616 описан способ бурения скважины с трубопроводом до поверхности, по которому закачивают буровой раствор (современное бурение на гибкой трубе). Кроме того, описан вариант использования кабеля в гибкой трубе совместно с электродвигателем в забойной компоновке, приводящим в движение долото, но все же осевую силу для бурения создает трубопровод.US Pat. No. 2,548,616 describes a method of drilling a well with a pipeline to the surface through which mud is pumped (modern flexible pipe drilling). In addition, an embodiment of using a cable in a flexible pipe together with an electric motor in a downhole arrangement driving a bit is described, but nevertheless, the pipeline creates axial force for drilling.

В Европейском патенте № ЕР 0110182 описаны установка с гидравлическим тянущим устройством/гусеничной машиной (с якорями и регулятором хода поршня), шлангокабелем от поверхности для обмена информацией и снабжения энергией электрического насоса, который приводит в движение гидравлическое тянущее устройство, и способы управления направлением бурения. Средство вращения долота описано как чисто гидравлическое (от гидравлической распределительной системы или от гидравлической линии с поверхности). Кроме того, описана гибкая труба.European patent No. EP 0110182 describes an installation with a hydraulic pulling device / tracked vehicle (with anchors and a piston stroke adjuster), a umbilical from the surface for exchanging information and supplying energy to an electric pump that drives the hydraulic pulling device, and methods for controlling the direction of drilling. The rotation tool of the bit is described as purely hydraulic (from a hydraulic distribution system or from a hydraulic line from the surface). In addition, a flexible pipe is described.

В патенте США №6629570 раскрыт электродвигатель большой мощности, способный осуществлять бурение на гибкой трубе. При использовании буровой раствор протекает через двигатель с возвратом на поверхность через долото и кольцевое пространство (обычная циркуляция).US Pat. No. 6,629,570 discloses a high power electric motor capable of drilling on a flexible pipe. In use, the drilling fluid flows through the motor and returns to the surface through the bit and annular space (normal circulation).

В публикации международной заявки WO 2004/011766 описана снабжаемая энергией по кабелю буровая система, в которой текучая среда, добываемая из ствола скважины, циркулирует в качестве бурового раствора. Скважинный насос используется для осуществления обычной или обратной циркуляции через скважинный буровой инструмент. Движение текучей среды к поверхности происходит по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне вблизи кабеля.The publication of international application WO 2004/011766 describes a cable-borne drilling system in which fluid produced from a wellbore circulates as a drilling fluid. A downhole pump is used to effect normal or reverse circulation through a downhole drilling tool. The movement of fluid to the surface occurs along the production tubing string near the cable.

Другие документы с описанием систем бурения на кабеле включают в себя Международные заявки WO 2004/072437 и WO 2005/071208.Other documents describing cable drilling systems include International Applications WO 2004/072437 and WO 2005/071208.

Целью настоящего изобретения является создание буровой установки, не требующей гибкой трубы с большой пропускной способностью вследствие сниженных требований к гидравлической мощности и обеспечивающей для исключения прихвата эффективную очистку буровой скважины в области бурения.The aim of the present invention is to provide a drilling rig that does not require a flexible pipe with high throughput due to reduced requirements for hydraulic power and providing effective cleaning of the borehole in the drilling area to prevent sticking.

В данном изобретении эта цель достигается подачей электрической энергии к буровой системе по кабелю и установкой отклонителя потока для обеспечения протекания бурового раствора вниз по наружной стороне буровой компоновки при использовании нормального потока в кольцевом пространстве выше буровой системы для хорошей транспортировки обломков выбуренной породы.In the present invention, this goal is achieved by supplying electric energy to the drilling system via cable and installing a flow diverter to ensure that the drilling fluid flows down the outside of the drilling assembly using normal flow in the annular space above the drilling system for good transportation of cuttings.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Один объект изобретения представляет собой установку для бурения подземного ствола скважины, содержащую трубчатую систему транспортировки, включающую в себя электрический кабель и источник бурового раствора, приспособленный при использовании для закачивания бурового раствора с поверхности вниз внутрь трубчатой системы транспортировки с возвратом ее на поверхность через кольцевое пространство между наружной стороной трубчатой системы транспортировки и стволом скважины, буровую систему, содержащую снабжаемые электрической энергией буровой двигатель и насос, приспособленный при использовании для выкачивания текучей среды из ствола скважины снаружи буровой системы вверх по внутренней стороне буровой системы, соединитель, соединяющий буровую систему с трубчатой системой транспортировки и с электрическим кабелем, и отклонитель потока для отклонения нисходящего потока внутри трубчатой системы транспортировки в кольцевое пространство и отклонения потока, восходящего внутри буровой системы в кольцевое пространство.One object of the invention is an installation for drilling an underground wellbore comprising a tubular transportation system including an electric cable and a drilling fluid source adapted to be used to pump drilling fluid from the surface downward into the tubular transportation system and returning it to the surface through the annular space between the outer side of the tubular transportation system and the wellbore, a drilling system containing supplied electric energy the th drilling motor and pump, adapted for pumping fluid from the borehole from the outside of the drilling system upwards on the inside of the drilling system, a connector connecting the drilling system to the tubular transportation system and an electric cable, and a flow diverter for deflecting the downward flow inside the tubing system transportation into the annular space and deviations of the flow ascending inside the drilling system into the annular space.

Использование отклонителя потока обеспечивает создание обратной циркуляции (циркуляции бурового раствора из кольцевого пространства в забойную компоновку) в место осуществления бурения, что улучшает очистку скважины при небольших диаметрах стволов скважины и уменьшает опасность прихвата.The use of a flow diverter ensures the creation of reverse circulation (circulation of the drilling fluid from the annular space to the bottomhole assembly) to the drilling site, which improves well cleaning with small diameters of the borehole and reduces the risk of sticking.

Предпочтительно, чтобы буровая система имела отдельные приводные устройства для осевого движения и вращения. Наиболее предпочтительно, чтобы приводное устройство для осевого движения содержало гусеничную систему. Буровым двигателем может быть электродвигатель, снабжаемый энергией по электрическому кабелю. Буровая система обычно содержит электрический насос, но может содержать струйный насос вместо насоса с электропитанием.Preferably, the drilling system has separate drive units for axial movement and rotation. Most preferably, the drive unit for axial movement comprises a track system. The drilling motor may be an electric motor powered by an electric cable. A drilling system typically comprises an electric pump, but may comprise a jet pump instead of a power pump.

Обычно трубчатая система транспортировки содержит гибкую трубу, которая может быть одиночной гибкой трубой или может содержать несколько секций, соединенных концами вплотную. Поскольку буровые работы осуществляются буровой системой, нет необходимости ни в создании трубчатой системой транспортировки крутящего момента для вращательного бурения, ни в большой осевой жесткости для передачи нагрузки на долото, необходимой для бурения.Typically, the tubular conveying system comprises a flexible pipe, which may be a single flexible pipe, or may contain several sections connected closely by the ends. Since drilling is carried out by the drilling system, there is no need to create a tubular system for conveying torque for rotary drilling, nor does it require great axial rigidity to transfer the load on the bit necessary for drilling.

В наиболее предпочтительном варианте отклонитель потока образует часть соединителя. В качестве варианта отклонитель потока расположен в трубчатой системе транспортировки выше соединителя.In a most preferred embodiment, the flow deflector forms part of the connector. Alternatively, a flow diverter is located in the tubular conveying system above the connector.

При использовании отклонитель потока может направлять часть бурового раствора вниз по наружной стороне буровой системы и остаток бурового раствора обратно на поверхность по наружной стороне трубчатой системы транспортировки. В связи с этим обратная циркуляция по буровой системе сменяется обычной циркуляцией по трубчатой системе транспортировки, что позволяет улучшать транспортировку обломков выбуренной породы из основной части ствола скважины. Отклонитель потока может быть приспособлен для отклонения потока из внутренней части буровой системы в кольцевое пространство выше места, где он отклоняет поток из трубчатой системы транспортировки в кольцевое пространство.In use, a flow diverter can direct part of the drilling fluid down the outside of the drilling system and the remainder of the drilling fluid back to the surface on the outside of the tubular conveying system. In this regard, the reverse circulation through the drilling system is replaced by conventional circulation through the tubular transportation system, which allows to improve the transportation of cuttings from the main part of the wellbore. The flow diverter may be adapted to divert the flow from the inside of the drilling system to the annular space above where it diverts flow from the tubular conveying system to the annular space.

Согласно одному осуществлению оборудование дополнительно содержит струйную промывочную систему, включающую в себя одно или несколько сопел, приспособленных для направления струй бурового раствора внутрь ствола скважины для удаления накопившихся осадков. Предпочтительно, чтобы сопла были регулируемыми для изменения направления потока бурового раствора.According to one embodiment, the equipment further comprises a jet flushing system including one or more nozzles adapted to direct mud streams into the wellbore to remove accumulated sediment. Preferably, the nozzles are adjustable to change the direction of flow of the drilling fluid.

В этом осуществлении отклонитель потока может направлять буровой раствор в сопла для струйной промывки и дополнительно содержать клапан, регулируемый для изменения количества бурового раствора, направляемого через сопла, и количества бурового раствора, направляемой в кольцевое пространство.In this embodiment, the flow diverter may direct the drilling fluid to the jetting nozzles and further comprise a valve adjustable to change the amount of drilling fluid sent through the nozzles and the amount of drilling fluid directed into the annular space.

Установка может дополнительно содержать способную вращаться коронку, приводимую в движение двигателем, предназначенную для использования при расширении ствола скважины снизу вверх. Турбина, приводимая в движение потоком бурового раствора из трубчатой системы транспортировки, может быть соединена с приводом коронки через систему зубчатых колес. Электрический генератор может быть соединен с турбиной, и электродвигатель может быть соединен с коронкой через систему зубчатых колес, при этом выходная мощность генератора используется для снабжения энергией электродвигателя и привода коронки.The installation may further comprise a rotatable crown, driven by a motor, intended for use when expanding the wellbore from bottom to top. A turbine driven by the flow of drilling fluid from the tubular conveying system can be connected to the crown drive through a system of gears. An electric generator can be connected to the turbine, and the electric motor can be connected to the crown through a system of gears, while the generator output is used to power the electric motor and drive the crown.

Другой объект изобретения представляет собой способ бурения подземного ствола скважины с использованием установки, содержащей трубчатую систему транспортировки, включающую в себя электрический кабель и источник бурового раствора, буровую систему, содержащую снабжаемые электрической энергией насос и буровой двигатель, соединитель, соединяющий буровую систему с трубчатой системой транспортировки, с помощью которого насос и двигатель соединены с электрическим кабелем, и отклонитель потока, при этом способ содержит следующие этапы:Another object of the invention is a method of drilling an underground wellbore using an installation comprising a tubular transportation system including an electric cable and a drilling fluid source, a drilling system comprising an electric power pump and a drilling motor, a connector connecting the drilling system to a tubular transportation system by which the pump and motor are connected to an electric cable and a flow diverter, the method comprising the following steps:

закачивание промывочной жидкости с поверхности вниз внутрь трубчатой системы транспортировки с возвратом ее на поверхность через кольцевое пространство между наружной стороной трубчатой системы транспортировки и стволом скважины;pumping flushing fluid from the surface downward into the tubular transport system with its return to the surface through the annular space between the outer side of the tubular transport system and the wellbore;

использование снабжаемого электрической энергией насоса буровой системы для выкачивания бурового раствора из ствола скважины снаружи буровой системы вверх по внутренней стороне долота и буровой системы;the use of an electric energy pump of the drilling system to pump the drilling fluid from the wellbore outside the drilling system up the inside of the bit and the drilling system;

отклонение нисходящего потока бурового раствора внутри трубчатой системы транспортировки в кольцевое пространство и отклонение восходящего потока бурового раствора внутри буровой системы в кольцевое пространство с использованием отклонителя потока;the deviation of the downward flow of the drilling fluid inside the tubular transport system into the annular space and the deviation of the upward flow of the drilling fluid inside the drilling system into the annular space using the flow deflector;

использование бурового двигателя для бурения ствола скважины, используя буровую систему.the use of a drilling motor for drilling a borehole using a drilling system.

Предпочтительно, чтобы способ содержал отклонение части бурового раствора вниз по наружной стороне буровой системы и остатка бурового раствора обратно к поверхности по наружной стороне трубчатой системы транспортировки.Preferably, the method comprises deviating a portion of the drilling fluid down the outside of the drilling system and the remainder of the drilling fluid back to the surface on the outside of the tubular conveying system.

Также предпочтительно, чтобы способ дополнительно содержал направление струй бурового раствора из одного или несколько сопел струйной промывочной системы внутрь ствола скважины для удаления накопившихся осадков. Сопла потока могут быть регулируемыми для изменения направления потока бурового раствора.It is also preferred that the method further comprises guiding the jets of the drilling fluid from one or more nozzles of the jet flushing system into the wellbore to remove accumulated sediment. The flow nozzles may be adjustable to change the direction of flow of the drilling fluid.

Буровой раствор можно отклонять в сопла для струйной промывки, используя отклонитель потока и регулируя клапан для изменения количества бурового раствора, направляемого через сопла, и количества бурового раствора, направляемого в кольцевое пространство.The drilling fluid can be deflected into the jetting nozzles using a flow diverter and adjusting the valve to change the amount of drilling fluid sent through the nozzles and the amount of drilling fluid directed into the annular space.

Способ может дополнительно содержать расширение ствола скважины снизу вверх путем использования буровой системы. Расширение ствола скважины снизу вверх можно выполнять, используя вращающуюся коронку, приводимую в движение буровым двигателем и/или гидравлической системой.The method may further comprise expanding the wellbore from bottom to top by using a drilling system. The extension of the wellbore from the bottom up can be performed using a rotating crown, driven by a drilling motor and / or hydraulic system.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Фиг. 1 иллюстрирует операцию бурения с использованием установки согласно первому осуществлению изобретения.FIG. 1 illustrates a drilling operation using a rig according to a first embodiment of the invention.

Фиг. 2 представляет детальный вид соединения и отклонителя потока из фиг.1.FIG. 2 is a detailed view of the connection and flow diverter of FIG.

Фиг. 3 иллюстрирует операцию бурения с использованием установки согласно второму осуществлению изобретения.FIG. 3 illustrates a drilling operation using a rig according to a second embodiment of the invention.

Фиг. 4 представляет детальный вид струйных промывочных сопел и получающаяся в результате картина закрученных потоков согласно третьему осуществлению изобретения.FIG. 4 is a detailed view of the jet wash nozzles and the resulting swirl pattern of the third embodiment of the invention.

Варианты осуществления изобретенияEmbodiments of the invention

Операцию бурения, показанную на фиг.1, проводят, используя известную буровую установку 10 с гибкой трубой и инжектор/устройство 12 регулирования давления на поверхности скважины 14, и применяют ее для бурения горизонтальной скважины 16, проходящей на расстояние от основной скважины 14. Горизонтальную скважину начинают обычным образом, фрезеруя окно в обсадной колонне и осуществляя бурение в горизонтальном направлении, используя скважинный отклонитель для обеспечения отклонения в направлении бурения. Буровая установка содержит систему 18 транспортировки, несущую буровую компоновку 20 на своем нижнем конце. Система 18 транспортировки содержит гибкую трубу, имеющую электрический кабель, проходящий внутрь от поверхности. Вес инструмента выдерживает гибкая труба 18, поэтому необходимо, чтобы электрический кабель мог выдерживать только свой вес. Источник бурового раствора образует на поверхности часть установки 10, и из него буровой раствор закачивается вниз внутрь гибкой трубы.The drilling operation shown in FIG. 1 is carried out using a known flexible pipe drilling rig 10 and an injector / pressure control device 12 on the surface of the well 14, and is used to drill a horizontal well 16 extending from a main well 14. A horizontal well start in the usual way, by milling the hole in the casing and drilling in the horizontal direction, using a downhole diverter to provide a deviation in the direction of drilling. The drilling rig comprises a transportation system 18 carrying the drilling assembly 20 at its lower end. The transportation system 18 comprises a flexible pipe having an electric cable extending inward from the surface. Flexible pipe 18 withstands the weight of the tool, so it is necessary that the electrical cable can only support its weight. The source of drilling fluid forms on the surface part of the installation 10, and from it the drilling fluid is pumped downward into the flexible pipe.

Буровая компоновка содержит двигательную секцию 22, включающую в себя электродвигатель, обеспечивающий привод вращения для бурового долота 24. Непосредственно позади двигательной секции расположено гусеничное устройство 26, содержащее тягач для необсаженных скважин, предназначенный для обеспечения осевого движения бурового долота 24. Действуя совместно, электродвигатель и гусеничное устройство 26 обеспечивают передачу движения к буровому долоту 24, что обеспечивает выполнение бурения. Кроме того, гусеничное устройство 26 может двигаться задним ходом для вытягивания двигательной секции и долота из ствола скважины. Насосная секция 28 расположена выше гусеничного устройства 26 и снабжена электрическим насосом, установленным в ней. Канал проходит от бурового долота вверх через двигательную секцию 22 и гусеничную секцию 26 к насосу, так что при обычном использовании насос может извлекать вверх буровой раствор и обломки выбуренной породы через буровое долото 24 и внутреннюю сторону буровой компоновки 20.The drilling assembly comprises an engine section 22 including an electric motor providing a rotational drive for the drill bit 24. A caterpillar device 26 is located immediately behind the engine section, containing a tractor for uncased wells, designed to provide axial movement of the drill bit 24. Together, the electric motor and the caterpillar the device 26 provides a transmission of movement to the drill bit 24, which ensures the execution of drilling. In addition, the tracked device 26 can be reversed to pull the propulsion section and the bit from the wellbore. The pump section 28 is located above the tracked device 26 and is equipped with an electric pump installed therein. The channel extends from the drill bit upward through the engine section 22 and track section 26 to the pump, so that in normal use the pump can extract up the drilling fluid and cuttings through the drill bit 24 and the inside of the drilling assembly 20.

Буровая компоновка 20 соединена с концом гибкой трубы посредством соединительного устройства 30. Соединительное устройство 30 обеспечивает механическое соединение между гибкой трубой и буровой компоновкой 20 и электрическое соединение между электрическим кабелем и электрическими компонентами буровой компоновки 20.The drilling assembly 20 is connected to the end of the flexible pipe by a connecting device 30. The connecting device 30 provides a mechanical connection between the flexible pipe and the drilling assembly 20 and an electrical connection between the electric cable and the electrical components of the drilling assembly 20.

В варианте, показанном на фиг. 1, соединительное устройство 30 также содержит отклонитель потока, показанный более детально на фиг.2. Отклонитель потока образован проточными каналами 32, 34 в соединительном устройстве 30. Проточный канал 32 соединен с внутренней стороной гибкой трубы, так что буровой раствор, протекающий вниз по гибкой трубе, выпускается в кольцевое пространство, окружающее гибкую трубу и буровую компоновку, через нижние отверстия 36 в нижней части соединителя 30. Буровой раствор, выходящий из этих нижних отверстий 36, протекает в основном обратно к поверхности в кольцевом пространстве, но часть этой бурового раствора также протекает вниз по кольцевому пространству вокруг буровой компоновки 20 с извлечением вверх через долото 24 под действием насоса. Проточный канал 34 соединен с каналом, проходящим по внутренней стороне буровой компоновки 20, и выходит в кольцевое пространство через верхние отверстия 38 в верхней части соединителя 30 выше нижних отверстий 36. Поэтому любой буровой раствор и обломки выбуренной породы выпускаются через верхние отверстия 38 и переносятся обратно на поверхность в кольцевом пространстве более сильным потоком буровых растворов, выходящих из нижних отверстий 36. Таким образом, обломки выбуренной породы удерживаются вне области кольцевого пространства вокруг буровой компоновки 20, вследствие чего снижается вероятность накопления и налипания в небольшом кольцевом пространстве. Выпуск в кольцевое пространство выше буровой компоновки 20 позволяет осуществлять обычный контроль за скважиной и исключать возможность возврата углеводородов на поверхность в гибкой трубе.In the embodiment shown in FIG. 1, the connecting device 30 also comprises a flow diverter, shown in more detail in FIG. 2. The flow diverter is formed by flow channels 32, 34 in the connecting device 30. The flow channel 32 is connected to the inside of the flexible pipe so that the drilling fluid flowing down the flexible pipe is discharged into the annular space surrounding the flexible pipe and the drilling assembly through the lower holes 36 at the bottom of the connector 30. The drilling fluid exiting these lower holes 36 flows mainly back to the surface in the annular space, but part of this drilling fluid also flows down the annular space The material around the drilling assembly 20 is pulled upward through the bit 24 by the action of a pump. The flow channel 34 is connected to the channel passing along the inner side of the drilling assembly 20 and enters the annular space through the upper holes 38 in the upper part of the connector 30 above the lower holes 36. Therefore, any drilling fluid and cuttings are drilled through the upper holes 38 and transferred back to the surface in the annular space with a stronger flow of drilling fluids emerging from the lower holes 36. Thus, fragments of cuttings are held outside the annular region around b rovoy assembly 20, thereby reducing the likelihood of accumulation and adhesion in the small annular space. The release into the annular space above the drilling assembly 20 allows for normal control of the well and eliminates the possibility of hydrocarbons returning to the surface in a flexible pipe.

Соединитель, показанный на фиг. 2, также имеет устройство расширения ствола скважины снизу вверх, содержащее способную вращаться коронку 40, установленную на верхней части соединителя 30. Коронка 40 приводится в движение турбиной и системой зубчатых колес (непоказанными), при этом турбина приводится в движение потоком бурового раствора вдоль инструмента. В варианте осуществления турбина может приводить в движение электрический генератор (генератор переменного тока) для снабжения энергией электродвигателя, предназначенного для приведения в движение коронки 40. Согласно другому варианту выполнения электрическую энергию можно получать по кабелю. При использовании коронка 40 может приводиться в действие, когда буровую компоновку 20 вытягивают из скважины, и она позволяет сглаживать все образовавшиеся кромки или выступы и позволяет без труда выводить буровую компоновку 20 из скважины с меньшей вероятностью прихвата.The connector shown in FIG. 2 also has a bottom hole uphole expansion device comprising a rotatable crown 40 mounted on top of a connector 30. The crown 40 is driven by a turbine and a gear system (not shown), wherein the turbine is driven by the flow of drilling fluid along the tool. In an embodiment, the turbine may drive an electric generator (alternator) to supply power to an electric motor for driving the crown 40. According to another embodiment, electric energy can be received by cable. In use, the crown 40 can be actuated when the drilling assembly 20 is pulled out of the well, and it allows to smooth out all the formed edges or protrusions and makes it easy to bring the drilling assembly 20 out of the well with less chance of sticking.

На фиг. 3 показан еще один вариант осуществления изобретения, в котором для уменьшения проблем, связанных с транспортировкой обломков выбуренной породы в горизонтальном стволе 16 и возможным загрязнением коллектора в случае проникновения обломков выбуренной породы сквозь стенку ствола скважины, отклонитель потока расположен в основной скважине 14. Во время развертывания гибкую трубу разрезают, как описано в заявке № 05291698.8 на Европейский патент, и в этом месте вставляют отклонитель 42 потока. Комбинация с соединителем 44 гибкой трубы между гибкой трубой и буровой компоновкой 20 позволяет возвращать выбуренные обломки породы в основную скважину 14 (предпочтительно, в обсаженную секцию) путем выбрасывания обломков выбуренной породы от отклонителя 42 потока в кольцевое пространство. В этом месте известную систему циркуляции бурового раствора используют для транспортировки обломков выбуренной породы на поверхность. Этим способом исключается транспортировка обломков выбуренной породы в кольцевое пространство необсаженной секции горизонтальной скважины 16, и поэтому уменьшается возможность накопления слоев обломков выбуренной породы. В свою очередь, этим уменьшаются риски прихвата при вытягивании буровой компоновки 20 из скважины.In FIG. 3 shows yet another embodiment of the invention, in which, to reduce the problems associated with transporting cuttings in the horizontal bore 16 and possibly contaminating the collector if cuttings penetrate through the borehole wall, a flow diverter is located in the main well 14. During deployment the flexible pipe is cut as described in European Patent Application No. 05291698.8, and a flow diverter 42 is inserted at this point. The combination with the flexible pipe connector 44 between the flexible pipe and the drilling assembly 20 allows the drilling cuttings to be returned to the main well 14 (preferably to the cased section) by ejecting cuttings from the cutter from the flow deflector 42 into the annular space. At this point, the well-known mud circulation system is used to transport cuttings to the surface. This method eliminates the transportation of cuttings to the annular space of the uncased section of horizontal well 16, and therefore reduces the possibility of accumulation of layers of cuttings of cuttings. In turn, this reduces the risk of sticking while pulling the drilling assembly 20 from the well.

В зависимости от условий в пробуренной скважине после выполнения операции бурения при решении задачи вытягивания буровой компоновки 20 из скважины потенциально можно встретиться с проблемами. Решения зависят от условий вытягивания буровой компоновки 20 из скважины. Буровая компоновка 20 может включать в себя датчики для оценивания условий в стволе скважины в случае опасности нароста твердых частиц, который потенциально может препятствовать перемещению забойной компоновки и/или гибкой трубы в скважине. Датчики, содержащиеся в инструменте для обнаружения таких условий, включают в себя каверномер, датчики азимутальной плотности нейтронов и датчики внутреннего давления и давления в кольцевом пространстве.Depending on the conditions in the drilled well after performing the drilling operation, when solving the problem of pulling the drilling assembly 20 from the well, potential problems can be encountered. The decisions depend on the conditions for drawing the drilling assembly 20 from the well. The drilling assembly 20 may include sensors for assessing conditions in the wellbore in the event of a risk of build-up of solid particles that could potentially impede the movement of the bottomhole assembly and / or flexible pipe in the well. The sensors contained in the instrument for detecting such conditions include a caliper, azimuthal neutron density sensors, and internal pressure and pressure sensors in the annular space.

При вытягивании буровой компоновки 20 назад она может тормозиться обломками выбуренной породы, оставляемыми в стволе скважины, и обломки могут в конечном счете накопиться в достаточном количестве для создания барьера, через который ее будет нельзя протащить, используя одну лишь гибкую трубу. Одно решение для такого случая заключается в промывке струями бурового раствора, выбрасываемыми назад в кольцевое пространство, при вытягивании буровой компоновки 20 из скважины, чтобы сделать обломки выбуренной породы подвижными и транспортировать их в кольцевое пространство, вследствие чего они не смогут накапливаться, создавая потенциальную проблему прихвата. Струйная промывка бурового раствора может обеспечиваться соплами, находящимися, предпочтительно, вблизи соединителя 30, но потенциально и на других частях буровой компоновки 20 или в другом месте в гибкой трубе. Одна предпочтительная форма струйного промывочного устройства показана на фиг. 4. Сопла 46 сконфигурированы для создания струйного промывочного потока со спиральным вихрем на выходе из сопла. Такие сопла известны из иных технологий очистки скважин и могут быть использованы после выполнения соответствующих изменений для такого применения.When the drilling assembly is pulled back 20, it can be inhibited by the cuttings left in the wellbore, and the fragments can ultimately accumulate in sufficient quantities to create a barrier through which it cannot be dragged using only a flexible pipe. One solution for this case is to flush the drilling fluid jetted back into the annular space while pulling the drilling assembly 20 from the well to make the cuttings rock movable and transport them to the annular space, as a result of which they cannot accumulate, creating a potential sticking problem . The jet flushing of the drilling fluid may be provided by nozzles located preferably near the connector 30, but potentially on other parts of the drilling assembly 20 or elsewhere in the flexible pipe. One preferred form of jet washing device is shown in FIG. 4. Nozzles 46 are configured to create a jet wash stream with a spiral vortex at the exit of the nozzle. Such nozzles are known from other well cleaning technologies and can be used after appropriate changes have been made for such an application.

Струйное промывочное устройство может включать в себя механизм с использованием гидравлических или электрических сигналов, который позволяет направлять регулируемый поток из сопла в окрестность обломков выбуренной породы для обеспечения дополнительной подвижности обломкам выбуренной породы или, при необходимости, создания некоторого средоточия направленной струйной промывки. При определенных условиях заданием отношения направленного наружу и направленного назад струйных промывочных потоков будет предоставляться дополнительное регулирование эффективности очистки. Как ранее упоминалось, результаты измерений, осуществляемых в инструменте (например, внутреннего давления и давления в кольцевом пространстве), могут быть использованы для определения условий, оптимальной конфигурации струй и для подтверждения эффективности операции очистки (например, по снижению эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора).A jet flushing device may include a mechanism using hydraulic or electrical signals, which allows you to direct an adjustable flow from the nozzle to the vicinity of the cuttings to provide additional mobility to the cuttings or, if necessary, to create some focus of directed jet washing. Under certain conditions, by setting the relationship of the outward and backward jet washing flows, additional control of the cleaning efficiency will be provided. As previously mentioned, the results of measurements carried out in the tool (for example, internal pressure and pressure in the annular space) can be used to determine the conditions, the optimal configuration of the jets and to confirm the effectiveness of the cleaning operation (for example, to reduce the equivalent circulation density of the drilling fluid).

Гидравлическая сигнализация может включать в себя такие способы, как изменения расхода и модуляция насосного агрегата с поверхности, и падения открывающих/закрывающих шаров. Электрические сигналы могут включать в себя возбуждение соленоида или использование клапанов с двумя устойчивыми состояниями (для уменьшения необходимости в большом потреблении энергии в течение продолжительного периода времени, как в случае традиционных соленоидов). Такие клапаны с двумя устойчивыми состояниями описаны в Европейском патенте № ЕР 113578.Hydraulic alarms may include methods such as changing the flow rate and modulating the pump unit from the surface, and dropping the opening / closing balls. Electrical signals may include driving a solenoid or using valves with two steady states (to reduce the need for large energy consumption over an extended period of time, as is the case with traditional solenoids). Such two steady state valves are described in European Patent No. EP 113578.

Простого струйного смывания выступа при вытягивании (или вытаскивании) инструмента задним ходом может быть недостаточно для преодоления встречающейся «ступеньки». Разбухающие формации, например глинистые сланцы, угольная осыпь и другие такие формации, могут вызывать образование больших ступенек. В таком случае может потребоваться механическое средство для выравнивания выступа или бурения разбухшей формации (до большего диаметра, чем диаметр инструмента). Различные решения относительно фиг.2 описаны выше.A simple jet flushing of a protrusion when pulling (or pulling out) a tool in reverse may not be enough to overcome the “step” encountered. Swelling formations, such as shale, coal scree and other such formations, can cause the formation of large steps. In this case, mechanical means may be required to align the protrusion or to drill the swollen formation (to a larger diameter than the diameter of the tool). Various solutions to FIG. 2 are described above.

Одно решение этой проблемы заключается в использовании электродвигателя, приводящего в движение вращающуюся коронку. Однако, поскольку является доступной гидравлическая энергия потока в гибкой трубе, возможны другие способы выполнения работы по расширению ствола скважины без отбора энергии от каротажного кабеля.One solution to this problem is to use an electric motor driving a rotating crown. However, since the hydraulic energy of the flow in the flexible pipe is available, other methods of performing work to expand the wellbore without taking energy from the wireline are possible.

Один такой способ включает в себя использование потока в гибкой трубе для приведения в движение турбины, вал которой вращает коронку-расширитель через систему зубчатых колес. Другой включает в себя использование потока в гибкой трубе для приведения в движение турбины, соединенной с генератором переменного тока для выработки электрической энергии, которая в таком случае может приводить во вращение электродвигатель, который вращает коронку-расширитель через систему зубчатых колес.One such method involves using flow in a flexible pipe to drive a turbine whose shaft rotates the expander crown through a gear system. Another involves the use of flow in a flexible pipe to drive a turbine connected to an alternator to generate electrical energy, which in this case can drive an electric motor that rotates the expander crown through a gear system.

В трудных условиях, когда только один способ может оказаться медленным или малоэффективным, может быть особенно предпочтительно использовать оба способа, т.е. расширение ствола скважины снизу вверх вращающейся коронкой и струйную промывку.In difficult conditions, when only one method can be slow or ineffective, it may be particularly preferable to use both methods, i.e. extension of the wellbore from bottom to top with a rotating crown and jet flushing.

В самой простой конфигурации, показанной на фиг. 2, весь поток через гибкую трубу на отклонителе потока выходит в соединитель 30 выше буровой компоновки 20 и ниже соединения гибкой трубы. Если выходные отверстия 36 предусмотрены достаточно большими и расход является достаточным, обломки выбуренной породы транспортируются в кольцевое пространство, но струйная промывка не осуществляется, и дополнительная подвижность обломков выбуренной породы не достигается. Из потока, существующего в гибкой трубе, небольшая часть протекает вниз по буровой компоновке 20, когда насос нагнетает буровой раствор через долото 24, и вверх через буровую компоновку 20 при обратной циркуляции, и затем выбрасывает ее выше выходных отверстий 36, так что небольшой поток и обломки выбуренной породы смешиваются с потоком гибкой трубы, приходящим от отклонителя потока.In the simplest configuration shown in FIG. 2, all of the flow through the flexible pipe on the flow diverter leaves into the connector 30 above the drilling assembly 20 and below the flexible pipe connection. If the outlet openings 36 are provided large enough and the flow rate is sufficient, the cuttings are transported to the annular space, but jet washing is not carried out, and additional mobility of the cuttings is not achieved. From the stream existing in the flexible pipe, a small portion flows down the drilling assembly 20 when the pump pumps the drilling fluid through the bit 24, and up through the drilling assembly 20 during reverse circulation, and then throws it above the outlet openings 36, so that the small flow and drill cuttings are mixed with the flow of the flexible pipe coming from the flow diverter.

Кроме того, в другом осуществлении скважинный клапан может быть включен для задания количественного соотношения потоков, разделяемых между выходными отверстиями 36 и струйными соплами 46. Помимо возможности перехода между струйной промывкой и простой циркуляцией этот клапан также может создавать импульсы давления для удаления более твердых выступов способом, аналогичным описанному в патенте США № 5944123 и патенте США № 6062311. Клапан может приводиться в действие электрически с использованием команд с поверхности или управляться гидравлически с использованием схем изменения потока (например, переключателей для струйной промывки выше определенного расхода и снижения давления).In addition, in another embodiment, a downhole valve may be included to quantify the flows shared between the outlet openings 36 and the jet nozzles 46. In addition to being able to transition between jet washing and simple circulation, this valve can also generate pressure pulses to remove harder protrusions in a manner similar to that described in US patent No. 5944123 and US patent No. 6062311. The valve can be electrically actuated using commands from the surface or controlled hydraulically skys using flow change schemes (for example, switches for jet washing above a certain flow rate and pressure reduction).

Дополнительное преимущество, обусловленное энергией, имеющейся в буровом растворе в гибкой трубе, заключается в возможности приведения в движение струйного насоса в насосной секции 28. Этот струйный насос может заменить электродвигатель, приводящий в движение насос. При использовании струйного насоса будет немного возрастать потребность в энергии с поверхности, но будет иметься преимущество, заключающееся в том, что длина инструмента может быть значительно уменьшена (за счет насоса, трансмиссии, коробки передач, двигателя, подпитки маслом, электроники управления двигателем и приводом) при повышении надежности.An additional advantage due to the energy available in the drilling fluid in the flexible pipe is the possibility of driving the jet pump in the pump section 28. This jet pump can replace the electric motor driving the pump. When using a jet pump, the demand for energy from the surface will increase slightly, but there will be an advantage in that the tool length can be significantly reduced (due to the pump, transmission, gearbox, engine, oil make-up, engine and drive electronics) while increasing reliability.

Кроме того, система с двумя насосами может быть использована для циркуляции бурового раствора по буровой компоновке и в горизонтальной скважине 16 и для действия в качестве бустера в скважине 14 для выноса обломков выбуренной породы на поверхность.In addition, a system with two pumps can be used to circulate the drilling fluid through the drilling arrangement and in the horizontal well 16 and to act as a booster in the well 14 to carry the cuttings to the surface.

В настоящем изобретении могут быть выполнены другие изменения, остающиеся в объеме изобретения.Other changes that may remain within the scope of the invention may be made in the present invention.

Claims

1. Installation for drilling an underground borehole containing a tubular transportation system, including an electric cable and a drilling fluid source, adapted to use to pump the drilling fluid from the surface downward into the tubular transportation system and return it to the surface through the annular space between the outer side of the tubular system transportation and the wellbore, a drilling system comprising an electric power drilling engine and a pump adapted to use to pump the drilling fluid from the wellbore outside the drilling system upward on the inside of the drilling system, a connector connecting the drilling system to the tubular transport system and an electric cable, and a flow diverter to deflect the downward flow inside the tubular transport system to the annular space and deviate the upward flow inside the drilling system into the annular space.

2. The installation according to claim 1, in which the drilling system has separate drive devices for axial movement and rotation.

3. The installation according to claim 1, in which the drive device for axial movement contains a caterpillar system.

4. The installation according to claim 1, in which the drilling motor is an electric motor, supplied with energy through an electric cable.

5. The apparatus of claim 1, wherein the drilling system comprises a jet pump for pumping drilling fluid through the drilling system.

6. Installation according to claim 1, in which the tubular transportation system is a flexible pipe.

7. Installation according to claim 1, in which the flow diverter forms part of the connector.

8. The apparatus of claim 1, wherein the flow diverter is located in the tubular conveying system above the connector.

9. The installation according to claim 1, in which, when used, the flow diverter is able to direct part of the drilling fluid down the outside of the drilling system and the remainder of the drilling fluid back to the surface on the outside of the tubular transportation system.

10. Installation according to any preceding paragraph, in which the flow deflector is adapted to deflect the flow from the inside of the drilling system into the annular space above the place of deviation of the flow from the tubular transport system into the annular space.

11. The installation according to claim 1, additionally containing a jet flushing system, including one or more nozzles of the stream, adapted to direct the jets of the drilling fluid inside the wellbore to remove accumulated sediment.

12. The installation according to claim 11, in which the nozzles are adjustable to change the direction of flow of the drilling fluid.

13. The installation according to claim 11 or 12, in which the flow diverter is capable of directing the drilling fluid into the nozzles for jet washing and further comprises a valve that is adjustable to change the amount of drilling fluid sent through the nozzles and the amount of drilling fluid directed into the annular space.

14. The installation according to claim 1, additionally containing a rotatable crown, driven by a motor equipped with energy, intended for use when expanding the wellbore from bottom to top.

15. Installation according to 14, in which the motor is an electric motor, supplied with energy through an electric cable.

16. The installation of claim 14, further comprising a turbine driven by the flow of the drilling fluid from the tubular conveying system and connected to the crown drive through a system of gears.

17. The installation according to clause 16, additionally containing an electric generator connected to the turbine, and an electric motor connected to the crown through a system of gears, while the output power of the generator is used to power the electric motor and drive the crown.

18. A method of drilling an underground wellbore by using a rig containing a tubular transportation system including an electric cable and a drilling fluid source, a drilling system comprising an electric power pump and a drilling motor, a connector connecting the drilling system to a tubular transportation system using which pump and motor are connected to an electric cable, and a flow diverter, the method comprising the following steps:
pumping drilling fluid from the surface downward into the tubular transport system with returning it to the surface through the annular space between the outer side of the tubular transport system and the wellbore;
the use of an electric energy pump of the drilling system to pump the drilling fluid from the wellbore outside the drilling system up the inside of the drilling system;
the deviation of the downward flow of the drilling fluid inside the tubular system of transportation in the annular space and the deviation of the upward flow of the inside of the drilling system into the annular space using the flow diverter; and
the use of a drilling motor for drilling a borehole using a drilling system.

19. The method according to p. 18, containing the deviation of a portion of the drilling fluid down the outside of the drilling system and the remainder of the drilling fluid back to the surface on the outside of the tubular transportation system.

20. The method according to p. 18, further containing a direction of the jet of drilling fluid from one or more nozzles of the jet flushing system inside the wellbore to remove accumulated sediment.

21. The method according to claim 20, further comprising adjusting the nozzle to change the direction of flow of the drilling fluid.

22. The method according to p. 18, containing the direction of the drilling fluid in the nozzle for jet washing, using a flow diverter and adjusting the valve to change the amount of drilling fluid sent through the nozzle, and the amount of drilling fluid directed into the annular space.

23. The method of claim 18, further comprising expanding the wellbore from the bottom up using an additional electric motor in the drilling system.

24. The method according to p, in which when expanding the wellbore from the bottom up, use a rotating crown, driven by a drilling motor.

25. The method according to p. 18, in which when expanding the wellbore from bottom to top, use a jet flushing system.