1. Способ образования хвостовика в стволе скважины, имеющем внутреннюю стенку и расположенном в подземном пласте, включающий следующие стадии:

закачивание в ствол скважины отверждающегося материала, который затвердевает, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины для создания хвостовика вдоль стенки ствола скважины;

перемешивание отверждающегося материала внутри ствола скважины между внутренней стенкой ствола скважины и бурильной колонной для предохранения отверждающегося материала от затвердевания в центре ствола скважины;

удаление избыточного отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.

2. Способ по п.1, в котором отверждающийся материал содержит высокопрочный цемент, содержащий стальные или углеродные волокна.

3. Способ по п.1, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, происходит в результате циркуляции отверждающегося материала.

4. Способ по п.1, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, происходит в результате перемещения бурильной колонны.

5. Способ по п.4, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, дополнительно включает перемешивание срезающим устройством, расположенным на бурильной колонне.

6. Способ по п.1, в котором удаление избыточного отверждающегося материала включает выкачивание отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.

7. Способ по п.1, в котором удаление избыточного отверждающегося материала включает бурение и выкачивание избыточного отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.

8. Способ по п.1, дополнительно содержащий бурение ствола скважины после удаления избыточного отверждающегося материала.

9. Способ по п.8, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.

10. Способ по п.8, дополнительно содержащий добычу углеводородов из скважины.

11. Способ образования обсадной колонны в стволе скважины с внутренней стенкой, расположенном в подземном пласте, включающий следующие стадии:

(а) бурение ствола скважины буровым долотом на бурильной колонне;

(б) размещение отверждающегося материала в кольцевое пространство внутри ствола скважины до желаемой высоты заполнения, при этом отверждающийся материал затвердевает, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины для образования хвостовика вдоль, по меньшей мере, участка внутренней стенки ствола скважины;

(в) перемещение бурильной колонны для предотвращения полного закупоривания ствола скважины отверждающимся материалом;

(г) осуществление циркуляции бурового раствора, содержащего замедлитель затвердевания для удаления незатвердевшего отверждающегося материала вблизи бурильной колонны.

12. Способ по п.11, дополнительно содержащий повторение стадий (в) и (г) затвердевания хвостовика.

13. Способ по п.11, дополнительно содержащий повторение стадий с (а) по (г) до пробуривания ствола скважины на желаемое расстояние вместе с отлитым на месте хвостовиком.

14. Способ по п.11, дополнительно содержащий продолжение бурения ствола скважины буровым долотом на бурильной колонне после удаления незатвердевшего отверждающегося материала.

15. Способ по п.14, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.

16. Способ по п.11, дополнительно содержащий добычу углеводородов из ствола скважины.

17. Способ образования хвостовика ствола скважины, имеющего внутреннюю стенку и расположенного в подземном пласте, включающий следующие стадии:

расположение временного хвостовика внутри ствола скважины для образования кольцевого пространства между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины, при этом внутри временного хвостовика трубы отсутствуют;

закачивание отверждающегося материала в ствол скважины снаружи временного хвостовика, при этом отверждающийся материал занимает по меньшей мере часть пространства между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины для образования хвостовика между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины;

выбуривание по меньшей мере части хвостовика и по меньшей мере части временного хвостовика для образования хвостовика ствола скважины, имеющего полую сердцевину внутри ствола скважины;

продолжение бурения ствола скважины за пределами временного хвостовика буровым долотом на бурильной колонне после выбуривания временного хвостовика.

18. Способ по п.17, в котором временный хвостовик представляет собой хвостовик, образованный из пластичного материала.

19. Способ по п.17, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.

20. Способ по п.17, дополнительно содержащий добычу углеводородов из ствола скважины.

21. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 448 МПа (65000 фунтов/дюйм ² ).

22. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 172 МПа (25000 фунтов/дюйм ² ).

23. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 103 МПа (15000 фунтов/дюйм ² ).

 

(57) Реферат / Формула:
Способ образования хвостовика в стволе скважины, имеющем внутреннюю стенку и расположенном в подземном пласте, включающий следующие стадии:

закачивание в ствол скважины отверждающегося материала, который затвердевает, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины для создания хвостовика вдоль стенки ствола скважины;

перемешивание отверждающегося материала внутри ствола скважины между внутренней стенкой ствола скважины и бурильной колонной для предохранения отверждающегося материала от затвердевания в центре ствола скважины;

удаление избыточного отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.

2. Способ по п.1, в котором отверждающийся материал содержит высокопрочный цемент, содержащий стальные или углеродные волокна.

3. Способ по п.1, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, происходит в результате циркуляции отверждающегося материала.

4. Способ по п.1, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, происходит в результате перемещения бурильной колонны.

5. Способ по п.4, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, дополнительно включает перемешивание срезающим устройством, расположенным на бурильной колонне.

6. Способ по п.1, в котором удаление избыточного отверждающегося материала включает выкачивание отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.

7. Способ по п.1, в котором удаление избыточного отверждающегося материала включает бурение и выкачивание избыточного отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.

8. Способ по п.1, дополнительно содержащий бурение ствола скважины после удаления избыточного отверждающегося материала.

9. Способ по п.8, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.

10. Способ по п.8, дополнительно содержащий добычу углеводородов из скважины.

11. Способ образования обсадной колонны в стволе скважины с внутренней стенкой, расположенном в подземном пласте, включающий следующие стадии:

(а) бурение ствола скважины буровым долотом на бурильной колонне;

(б) размещение отверждающегося материала в кольцевое пространство внутри ствола скважины до желаемой высоты заполнения, при этом отверждающийся материал затвердевает, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины для образования хвостовика вдоль, по меньшей мере, участка внутренней стенки ствола скважины;

(в) перемещение бурильной колонны для предотвращения полного закупоривания ствола скважины отверждающимся материалом;

(г) осуществление циркуляции бурового раствора, содержащего замедлитель затвердевания для удаления незатвердевшего отверждающегося материала вблизи бурильной колонны.

12. Способ по п.11, дополнительно содержащий повторение стадий (в) и (г) затвердевания хвостовика.

13. Способ по п.11, дополнительно содержащий повторение стадий с (а) по (г) до пробуривания ствола скважины на желаемое расстояние вместе с отлитым на месте хвостовиком.

14. Способ по п.11, дополнительно содержащий продолжение бурения ствола скважины буровым долотом на бурильной колонне после удаления незатвердевшего отверждающегося материала.

15. Способ по п.14, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.

16. Способ по п.11, дополнительно содержащий добычу углеводородов из ствола скважины.

17. Способ образования хвостовика ствола скважины, имеющего внутреннюю стенку и расположенного в подземном пласте, включающий следующие стадии:

расположение временного хвостовика внутри ствола скважины для образования кольцевого пространства между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины, при этом внутри временного хвостовика трубы отсутствуют;

закачивание отверждающегося материала в ствол скважины снаружи временного хвостовика, при этом отверждающийся материал занимает по меньшей мере часть пространства между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины для образования хвостовика между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины;

выбуривание по меньшей мере части хвостовика и по меньшей мере части временного хвостовика для образования хвостовика ствола скважины, имеющего полую сердцевину внутри ствола скважины;

продолжение бурения ствола скважины за пределами временного хвостовика буровым долотом на бурильной колонне после выбуривания временного хвостовика.

18. Способ по п.17, в котором временный хвостовик представляет собой хвостовик, образованный из пластичного материала.

19. Способ по п.17, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.

20. Способ по п.17, дополнительно содержащий добычу углеводородов из ствола скважины.

21. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 448 МПа (65000 фунтов/дюйм ² ).

22. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 172 МПа (25000 фунтов/дюйм ² ).

23. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 103 МПа (15000 фунтов/дюйм ² ).

 

---

008134
Область техники, к которой относится изобретение
В общем настоящее изобретение относится к подземным стволам скважин. Более конкретно, изобретение относится к способу для закрепления ствола скважины.
Предшествующий уровень техники
Обычно при создании скважины в ствол скважины устанавливают некоторое количество обсадных колонн, предотвращая разрушения стенки ствола скважины и нежелательное вытекание бурового раствора в пласт и втекание флюида из пласта в ствол скважины. Обычно ствол скважины бурят на интервалах, в соответствии с чем обсадную трубу (например, стальную трубу), которая должна быть установлена на нижнем интервале ствола скважины, спускают через уже установленную обсадную трубу верхнего интервала ствола скважины. В результате этой процедуры обсадная труба нижнего интервала оказывается меньшего диаметра, чем обсадная труба верхнего интервала. Поэтому обсадные трубы расположены одна в другой, при этом диаметры обсадных труб уменьшаются по направлению книзу. Для уплотнения обсадных труб относительно стенки ствола скважины образуют цементные кольца между наружными поверхностями обсадных труб и стенкой ствола скважины.
Как следствие указанной компоновки труб, в верхней части скважины требуются относительно большие диаметры ствола скважины. При таких относительно больших диаметрах ствола скважины повышаются затраты, обусловленные временем, необходимым для бурения стволов, временем на установку всех обсадных труб, стоимостью обсадных труб, расходом бурового раствора. Кроме того, возрастающая продолжительность строительства скважины и связанные с этим затраты обусловлены необходимостью закачивания цемента, затвердеванием цемента, требующимися заменами оборудования вследствие изменений диаметров стволов, пробуриваемых по ходу скважины, и большим объемом выбуриваемых и удаляемых обломков породы.
В большей части скважин наиболее ответственная роль системы обсаживания/цементирования заключается в повышении минимального градиента давления гидравлического разрыва пласта для обеспечения возможности непрерывного бурения. Обычно при бурении скважины градиент порового давления (ГПД) и градиент давления гидравлического разрыва (ГДГР) возрастают с фактической вертикальной глубиной (ФВГ) скважины. Для каждого интервала бурения используют плотность бурового раствора (массу бурового раствора или МБР), которая больше, чем градиент порового давления, но меньше, чем градиент гидравлического разрыва. По мере углубления скважины массу бурового раствора повышают для поддержания обеспечивающего безопасность запаса выше градиента порового давления. Если масса бурового раствора упадет ниже градиента порового давления, в скважине может возникнуть выброс. Выброс представляет собой приток пластового флюида в ствол скважины. Выбросы могут приводить к опасным ситуациям и к дополнительным затратам на строительство скважины, необходимым для возврата контроля над скважиной. В случае, когда массу бурового раствора повышают чрезмерно, масса бурового раствора будет превышать градиент гидравлического разрыва в верхней части интервала бурения (обычно это место с наименьшим градиентом гидравлического разрыва). Обычно это приводит к прекращению циркуляции. В типичном случае прекращение циркуляции происходит тогда, когда промывочная жидкость втекает в разрыв (или в другое отверстие), образованное в пласте. Прекращение циркуляции приводит к тому, что обломки выбуренной породы не удаляются из ствола скважины. В таком случае обломки выбуренной породы могут скапливаться вокруг бурильной колонны, вызывая прихватывание бурильной колонны. Прихватывание бурильной трубы является тяжелой и дорогостоящей проблемой, которая часто приводит к ликвидации интервала или всей скважины.
Для предотвращения возникновения описанной выше ситуации обычная практика в типичном случае включает спуск и цементирование в скважине стальной обсадной колонны. Обсаживание и цементирование используют для блокирования пути давления бурового раствора, прикладываемого к грунту выше глубины нахождения башмака обсадной колонны. Это обеспечивается возможностью повышения массы бурового раствора, вследствие чего может быть пробурен следующий интервал бурения. Этот процесс обычно повторяют, используя долото и обсадные трубы с уменьшающимися размерами до тех пор, пока не достигают запланированной глубины. Процесс осуществления спускоподъемной операции, спуска обсадной колонны и цементирования может занимать вплоть до от 25 до 65% времени, необходимого для бурения скважины. Спускоподъемная операция представляет собой процесс вытягивания бурильной трубы или спуска бурильной трубы в скважину. Она является важной, поскольку стоимость скважины в основном определяется временем бурения, необходимым для сооружения скважины. Кроме того, в случае обычного способа бурения сужающейся скважины со стальной обсадной колонной конечный размер ствола скважины, который получается, может быть неприемлемым при использовании или неоптимальным, а операции обсаживания и цементирования значительно повышают стоимость скважины.
В случае разведочных скважин уменьшение размера ствола скважины с повышением глубины может привести к тому, что не будет достигнута запланированная заданная глубина или не будет достигнута запланированная заданная глубина наряду с размером ствола скважины, достаточным для спуска каротажных приборов с целью полного оценивания пласта. Обычно для полного оценивания пласта необходима часть буровой скважины, не закрепленная обсадными трубами, диаметром по меньшей мере
- 1 -
008134
0,1524 м (6 дюймов). В некоторых скважинах необходимо устанавливать обсадную трубу для согласования с поровым давлением/градиентом давления гидравлического разрыва, в результате чего уменьшается размер ствола скважины. В эксплуатационных скважинах из-за телескопического характера скважины уменьшается размер конечного участка ствола скважины в коллекторе. Это уменьшение в месте контакта скважины с коллектором может снижать производительность скважины и, следовательно, ухудшать характеристики скважины. Обычно при большем размере ствола скважины в коллекторе возрастает производительность скважины при определенном перепаде давления, создаваемом по мере отбора флюида. Перепад давления, создаваемый по мере отбора флюида, представляет собой разность между давлением флюида в коллекторе и внутри скважины.
Современные технологии, обращенные к проблемам, рассмотренным выше, включают использование сплошных расширяемых хвостовиков. Пример сплошного расширяемого хвостовика раскрыт в патенте США № 6497289. Сплошные расширяемые хвостовики представляют собой особые трубчатые устройства, которых спускают в скважину и затем расширяют. Расширение обеспечивает возможность об-саживания части буровой скважины, не закрепленной обсадными трубами, путем использования колонны, которая имеет больший внутренний диаметр, чем достигаемый в иных случаях с помощью обычного хвостовика. Способ сплошного расширяемого хвостовика обеспечивает возможность спуска в скважину более крупного бурового долота и/или дополнительных обсадных колонн. В эксплуатационных скважинах это способствует прохождению через коллектор ствола скважины большего размера. В случае разведочных скважинах наличие одного или двух дополнительных хвостовиков может обеспечить возможность достижения запланированной заданной или большей глубины скважины при практически приемлемом размере ствола скважины.
Хотя сплошной расширяемый хвостовик может быть полезным, он имеет несколько недостатков. Они включают в себя время и стоимость, соединительные узлы, требования к качеству ствола скважины, конусообразность и цементирование. Некоторые из недостатков сплошных расширяемых хвостовиков кратко изложены в нижеследующих абзацах.
Процесс установки сплошного расширяемого хвостовика происходит дольше, чем обычного хвостовика. Это потому, что сплошной расширяемый хвостовик должен быть расширен. Кроме того, для установки сплошного расширяемого хвостовика может потребоваться значительно большее время, поскольку колонну необходимо спускать в скважину очень медленно вследствие импульсного давления, создаваемого узлом расширительного конуса с небольшим зазором. Дополнительное время, а также прямые затраты на сплошной расширяемый хвостовик, делают сплошные расширяемые хвостовики намного более дорогостоящими по сравнению с обычным хвостовиком.
В сплошном расширяемом хвостовике используют специальные соединительные узлы, которые расширяются вместе с корпусом трубы. При расширении может ухудшиться уплотнение и/или способность к растяжению соединительных узлов. По меньшей мере один пример разрушения соединителя сплошного расширяемого хвостовика документально подтвержден в "Solid expandable tubular technology -A year of case histories in the drilling environment", Dupal, et al., SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 27 February-1 March 2001, Paper SPE/IADC 67770.
Если ствол скважины не является прямолинейным, а имеет резкие искривления (резкие перегибы) или другие несовершенства, или если сплошной расширяемый хвостовик каким-либо образом заклинивается, расширительный конус может застрять. Пример проблемы такого вида также документально подтвержден в "Solid expandable tubular technology - A year of case histories in the drilling environment", Dupal, et al., SPE/IADC Drilling Conference held in Amsterdam, The Netherlands, 27 February-1 March 2001, Paper
SPE/IADC 67770.
Имеющийся в настоящее время способ со сплошным расширяемым хвостовиком все же приводит к получению суживающегося к концу ствола скважины. Это является основной проблемой, поскольку узел, несущий расширительный конус, должен проходить через предшествующий хвостовик.
Что касается имеющихся в настоящее время сплошных расширяемых хвостовиков, то до расширения вокруг хвостовика или обсадной трубы укладывают цемент. Если во время расширения происходит нарушение нормальной работы, то существует малая вероятность, что хвостовик может быть извлечен из скважины для ремонта или замены.
Другой способ для смягчения проблемы периодического спуска обсадной колонны, особенно в глубоководных скважинах, заключается в использовании двухградиентной (или многоградиентной) буровой системы. Например, в патенте США № 4099583 раскрыта двухградиентная буровая система. В этом способе более легкий флюид закачивают в кольцевое пространство для возврата бурового раствора (обычно в водоотделяющую колонну) или в другую магистраль для снижения плотности бурового раствора к верху от места нагнетания. Это помогает приспособить профиль градиента давления бурового раствора, чтобы точнее согласовать его с желаемым профилем градиента давления, то есть согласовать профили градиента порового давления и градиента давления гидравлического разрыва. Посредством многоградиентных буровых систем можно уменьшить необходимое число обсадных колонн, вероятно, до одной или двух. Однако эти системы являются механически сложными, очень дорогостоящими при реализации, создают эксплуатационные проблемы (например, при контроле за скважиной) и все же приводят к кону
- 2 -
008134
сообразному стволу скважины.
Способ центробежного формирования подземной грунтобетонной обсадной трубы раскрыт в патенте США № 6183166. В этом способе обрабатывающий грунт инструмент продвигают и вращают в грунте и с большой скоростью вводят цементный раствор, чтобы смешать его с грунтом. Когда устройство извлекают, инструмент вращают со скоростью, при которой центробежная сила прикладывается к смеси грунта и цемента, вынуждая смесь образовывать грунтобетонную обсадную трубу на наружном участке скважины. К сожалению, недостатки этого способа грунтобетонного покрытия заключаются в том, что грунтобетонная обсадная труба является непрочной, а этот способ не исключает конусообразности.
Поэтому существует необходимость в усовершенствованном способе установки обсадных труб или хвостовиков внутри стволов скважин, который направлен на устранение упомянутых выше недостатков существующих в настоящее время способов крепления обсадными трубами. Настоящее изобретение удовлетворяется эта необходимость.
Сущность изобретения
Согласно одному варианту осуществления изобретения раскрыт способ образования хвостовика в стволе скважины, расположенном в подземном пласте, при этом ствол скважины имеет внутреннюю стенку. В этом варианте осуществления способ содержит две стадии. На этих двух стадиях закачивают отверждающийся материал в ствол скважины, при этом отверждающийся материал затвердевать, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины, чтобы создать хвостовик вдоль стенки ствола скважины, и удаляют избыточный отверждающийся материал из ствола скважины до того, как отверждающийся материал полностью затвердевать.
Также раскрыт второй вариант способа для образования хвостовика в стволе скважины, расположенном в подземном пласте и имеющим внутреннюю стенку. Этот вариант осуществления может включать следующие четыре стадии: (а) пробуривание ствола скважины (буровым долотом на бурильной колонне), (б) размещение отверждающегося материала в кольцевом пространстве внутри ствола скважины до желаемой высоты заполнения, при этом отверждающийся материал затвердевать, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины, чтобы образовать хвостовик вдоль стенки ствола скважины, (в) перемещение бурильной колонны, чтобы предохранить отверждающийся материал от затвердевания, и (г) осуществление циркуляции бурового раствора, который может содержать замедлитель затвердевания, чтобы удалить незатвердевший отверждающийся материал вблизи бурильной колонны.
Также раскрыт третий вариант способа для образования хвостовика в стволе скважины, расположенном в подземном пласте и имеющим внутреннюю стенку. Этот вариант осуществления может включать три следующие стадии: (а) расположение временного хвостовика внутри ствола скважины, чтобы образовать кольцевое пространство между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины, (б) закачивание отверждающегося материала в ствол скважины снаружи временного хвостовика, при этом отверждающийся материал будет откладываться между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины, чтобы образовать хвостовик между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины, и (в) выбуривание хвостовика и временного хвостовика, чтобы образовать хвостовик ствола скважины, при этом хвостовик ствола скважины имеет полую сердцевину внутри ствола скважины.
Краткое описание чертежей
На чертежах показано следующее:
фиг. 1 - блок-схема последовательности операций согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2 - блок-схема последовательности операций согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 3 - блок-схема последовательности операций согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг. 4(а) - одна примерная иллюстрация операции бурения и расширения в стволе скважины; фиг. 4(b) - одна примерная иллюстрация размещения отверждающегося материала в стволе скважины;
фиг. 4(с) - одна примерная иллюстрация возобновления бурения после затвердевания отлитого на месте хвостовика скважины постоянного диаметра;
фиг. 5(а) - одна примерная иллюстрация операции бурения и расширения в стволе скважины;
фиг. 5(b) - одна примерная иллюстрация установки временного хвостовика в стволе скважины;
фиг. 5(с) - одна иллюстрация размещения отверждающегося материала вокруг временного хвостовика;
фиг. 5(d) - одна иллюстрация выбуривания в стволе скважины отлитого на месте хвостовика скважины постоянного диаметра;
фиг. 5(e) - одна иллюстрация возобновления бурения ниже установленного, отлитого на месте хвостовика скважины постоянного диаметра.
- 3 -
008134
Подробное описание
В последующем подробном описании изобретение будет описано применительно к его предпочтительным вариантам осуществления. Однако в том смысле, что нижеследующее описание является характерным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования изобретения, оно предполагается только иллюстративным. Поэтому изобретение не ограничено конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а скорее изобретение включает в себя варианты, модификации и эквиваленты, попадающие в рамки истинного объема прилагаемой формулы изобретения.
Предложенное изобретение включает процесс бурения скважины или участка скважины, которая может иметь внутреннюю стенку в основном постоянного диаметра (скважина постоянного диаметра) и не нуждаться в установке никакого заранее образованного хвостовика или обсадной трубы. Может быть оборудован существующий ствол скважины, или новый ствол скважины может быть пробурен ниже существующего хвостовика или обсадной колонны и затем расширен до получения большего ствола скважины. Это может быть сделано путем использования стандартного долота и дистанционно раздвигаемого/втягиваемого расширяющего устройства, расположенного в оборудовании низа бурильной колонны.
Расширители представляют собой устройства, которые могут расширять ствол скважины до большего диаметра, чем диаметр внутренней стенки ранее установленной обсадной трубы или хвостовика, и все же они должны извлекаться из скважины. В качестве альтернативы долото со смещенным центром может быть использовано для выбуривания ствола скважины большего размера по сравнению с диаметром внутренней стенки предшествующей обсадной трубы. После выбуривания расширенного ствола скважины специальный отверждающийся материал (или жидкое покрытие) закачивают в ствол скважины. Используя различные способы (которые рассмотрены ниже), образуют отверстие или обрабатывают отверстие, имеющееся в центре отверждающего материала, так, чтобы отверстие имело, предпочтительно, тот же самый внутренний диаметр, что и существующая обсадная колонна или хвостовик. Благодаря отверстию для ствола скважины создается отлитое на месте полое цилиндрическое покрытие с постоянным внутренним диаметром. Затем процесс повторяют до тех пор, пока не достигается заданная общая глубина скважины.
В способе можно использовать поддающийся перекачиванию насосом отверждающийся материал, которым покрывают ствол скважины. Этим материалом может быть высокопрочный цемент, содержащий стальные и/или углеродные волокна. Как известно специалистам в данной области техники, волокна служат для значительного повышения способности такого отверждающегося материала противостоять изгибу/растяжению (и, следовательно, разрыву). Например, было обнаружено, что включение в состав бетона около 2% по объему высокопрочных стальных микроволокон длиной 13 мм и диаметром 0,16 мм позволяет повысить изгибную прочность более чем в 250 раз по сравнению с изгибной прочностью обычного, не армированного волокнами бетона. См. "Tensile properties of very-high-strength concrete for penetration-resistant structures", O'Neil, et al., US Army Engineer Research and Development Center, 3909 Halls Ferry Road, Vicksburg, MS 39180-6199, 13 April 2001, или "High-performance powder", Dallaire, et al., Energy Resources, January 1998, pp. 49-51. Кроме того, отверждающимся материалом может быть материал на основе смолы, содержащий волокна. Поддержка (радиальная опора), создаваемая окружающей подземной геологической средой, также повышает способность отверждающегося хвостовика выдерживать разрыв. В дополнение к этому твердые тела и другой материал, которые присутствуют в буровом растворе, будут закупоривать небольшие трещины, которые могут появляться в отверждающимся материале.
Как показано на фиг. 1, согласно одному варианту осуществления способ включает два этапа. Сначала отверждающийся материал закачивают в ствол скважины на стадии 101. Затем избыточный отвер-ждающийся материал удаляют из ствола скважины до того, как ствол скважины закупоривается отвер-ждающимся материалом, который затвердел на стадии 102. Отверждающийся материал, оставшийся внутри ствола скважины, образует отлитый на месте хвостовик вдоль стенки ствола скважины. Этот вариант осуществления будет рассмотрен более подробно ниже.
Второй вариант осуществления, предназначенный для образования хвостовика в стволе скважины, находящемся в подземном пласте, в стволе скважины, имеющем внутреннюю стенку, может включать в себя четыре стадии. Как показано на фиг. 2, четыре стадии заключаются в следущем:
(а) бурение ствола скважины буровым долотом на бурильной колонне на стадии 201,
(б) размещение отверждающегося материала в кольцевое пространство ствола скважины до достижения желаемой высоты заполнения, при этом отверждающийся материал затвердевать, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины, чтобы образовать хвостовик вдоль стенки ствола скважины на стадии 202,
(в) перемещение бурильной колонны для предотвращения полного закупоривания ствола скважины отверждающимся материалом на стадии 203 и
(г) осуществление циркуляции бурового раствора, который может содержать замедлитель затвердевания, для удаления незатвердевшего отверждающегося материала вблизи бурильной колонны на стадии
204.
На фиг. 4(a)-(c) графически показан второй вариант осуществления бурения и покрытия ствола 3
- 4 -
008134
скважины путем использования бурильной системы с непрерывным, отлитым на месте хвостовиком скважины постоянного диаметра. Как показано на фиг. 4(а), в одной версии этого варианта осуществления ствол 3 скважины пробуривают посредством бурового долота 33 и расширяющего узла 35, прикрепленного к бурильной колонне 1, до тех пор, пока из скважинных условий не последует необходимость покрытия или обсаживания скважины. Расширитель может быть любым расширителем, например раздвижным расширителем, или в качестве альтернативы может быть использовано долото со смещенным центром. Эти устройства используют для облегчения расширения ствола скважины с тем, чтобы подогнанную обсадную трубу можно было успешно спустить в необсаженный ствол скважины. Например, ствол скважины размером 0,3683 м (14,5 дюйма) может быть расширен до 0,508 м (20 дюймов), чтобы облегчить спуск обсадной трубы размером 0,4064 м (16 дюймов) ниже обсадной трубы размером 0,4572 м (18 дюймов). Раздвижная расширяющая система может быть использована для обеспечения возможности удаления долота, находящегося ниже отлитого на месте хвостовика. Бурильная колонна также может иметь режущие устройства 37 или стабилизаторы для обеспечения устойчивости при вращении бурильной колонны 1. Стабилизаторы могут обеспечить боковую опору при контакте с хвостовиком 39 или внутренним диаметром скважины в ранее пробуренной или обсаженной секции.
Бурильная колонна может быть снабжена раздвижным расширителем в оборудовании низа бурильной колонны. Этот расширитель может быть использован для расширения ствола скважины до размера, который больше, чем внутренний диаметр предшествующей обсадной трубы/хвостовика. Расширитель также может быть использован для обеспечения установки в среднее положение низа бурильной колонны. Стабилизаторы (или аналогичные устройства) 37, имеющие наружный диаметр, несколько меньший, приблизительно на 6,35 мм (1/4 дюйма), по сравнению с внутренним диаметром предшествующей обсадной трубы/хвостовика, могут быть установлены через каждые 27,43 м (90 футов) свечи бурильных труб на протяжении нескольких сотен метров. Бурильная колонна 1, снабженная стабилизатором, может проходить в по меньшей мере одну свечу, внутрь предшествующей обсадной трубы/хвостовика. Стабилизаторы 37 могут быть использованы для срезания отверждающегося материала и центрирования бурильной колонны внутри предшествующей секции хвостовика постоянного диаметра. В дополнение к этому может быть желательно покрыть бурильную колонну материалом, который предотвращает прилипание отверждающегося вещества.
После достижения глубины, на которой определяется необходимость повышения массы бурового раствора за пределы градиента давления гидравлического разрыва пласта текущего необсаженного участка ствола скважины для продолжения бурения, может начинаться работа по отливке хвостовика на месте. Отверждающийся материал 10 может быть закачен вниз бурильной колонны и в кольцевое пространство путем использования объема, по которому верхний слой материала будет доставляться внутрь предшествующего хвостовика. Запорный клапан, спущенный в бурильную колонну, может быть использован для предотвращения любого подъема жидкости обратно по бурильной колонне вследствие эффекта сообщающихся сосудов при расхождении плотностей. Эффект сообщающихся сосудов выражается в протекании более тяжелой жидкости в низ кольцевого пространства и вверх по трубе. В качестве альтернативы отверждающийся материал может циркулировать через дистанционно управляемый проход в циркуляционной установке, расположенной вблизи конца бурильной колонны. Другой альтернативой будет закачивание отверждающегося материала в низ кольцевого пространства при отборе бурового раствора вверх по бурильной колонне. В случае этой альтернативы запорный клапан использоваться не должен.
После того как отверждающийся материал 10 прокачен на место и приобрел до некоторой степени прочность геля, можно начинать возвратно-поступательное перемещение и вращение бурильной колонны. Возвратно-поступательное перемещение и вращение скважинной колонны труб показано стрелками 11 и 13, соответственно на фиг. 4(b). Затраты времени на достижение прочности геля будут зависеть от конкретного материала и условий внутри ствола скважины. Например, в типичных стволах скважин обычное назначенное время для превращения некоторых материалов в гель или затвердевания будет 30 мин. В дополнение к возвратно-поступательному перемещению и вращению скважинной колонны труб или в качестве альтернативы можно начать циркуляцию в низ бурильной колонны и вверх по внутренней стороне отверждаемого цилиндра. Циркуляция показана стрелками 14 на фиг. 4(b). Предпочтительно, чтобы возвратно-поступательное перемещение имело ход в пределах одной свечи, составляющий приблизительно 10 м (или 90 футов). Циркулирующая жидкость может также содержать замедлитель затвердевания (например, сахарную патоку для отверждающегося материала на основе портландцемента). Перемещение скважинной колонны труб и/или циркуляция могут быть использованы для гарантии того, что сердцевина отверждающегося хвостовика не затвердеет, но отверждающийся материал вне сердцевины будет затвердевать, поскольку он подвергается меньшему механическому напряжению сдвига, меньшему напряжению пластического течения и меньшему действию замедлителя.
Пример состава отверждающегося материала или гелиевого материала включает цементное тесто, содержащее 860 г цемента класса Н для нефтяной скважины, 327 г свежей водопроводной воды и 34 г (4% по массе цемента) хлорида кальция, ускорителя затвердевания цементных растворов. Цементное тесто может быть размешано в соответствии с обычной практикой и закачено в ствол скважины. Пред
- 5 -
008134
почтительно, чтобы затем бурильная колонна совершала возвратно-поступательное перемещение при величине хода в пределах одной свечи, составляющей приблизительно 10 м, в продолжение периода времени от 2 до 5 мин. Кроме того, если необходимо, 5%-ный раствор сахарной патоки (замедлитель затвердевания цементных растворов) или другой замедлитель может время от времени закачиваться в ствол скважины. Пример, указанный выше, относится к лабораторному составу, и не имеется в виду, что он должен быть ограничивающим. Специалисты в данной области техники могут изменить состав на основе установленного на практике критерия. Например, различные композиции могут содержать или могут не содержать стальные, углеродные или других типов волокна, замедлитель, добавку, снижающую водоотдачу, и хлорид кальция в различных количествах. Все подходящие отверждающиеся материалы, в том числе, например, эпоксидные смолы, предполагаются находящимися в рамках объема изобретения.
Перемещение скважинной колонны труб и циркуляция могут продолжаться в течение некоторого периода времени до тех пор, пока отверждающийся материал не приобретет достаточную прочность, чтобы масса бурового раствора могла быть повышена, а бурение возобновлено. Наиболее вероятно, что этот период времени будет меньше, чем 48 ч, а в зависимости от химического состава отверждающегося материала и скважинных условий может быть значительно короче. Специалисты в данной области техники должны уметь определять время, необходимое для благоприятного затвердевания при определенных условиях, на основании лабораторного испытания или работы в полевых условиях. В таком случае лабораторные результаты могут быть применены к эксплуатационной скважине. После того как отвер-ждающийся материал затвердел, если необходимо, направляющее долото и регулируемый расширитель могут быть использованы для выравнивания внутреннего диаметра хвостовика из отверждающегося материала.
Как показано на фиг. 4(с), после образования на интервале скважины отлитого на месте хвостовика скважины постоянного диаметра бурение может быть продолжено, и, если необходимо, может быть пробурена новая секция ствола скважины. Процесс бурения/расширения и образования отлитого на месте хвостовика скважины постоянного диаметра может быть продолжен до тех пор, пока не будет достигнута запланированная общая глубина скважины.
Теперь будет рассмотрен третий вариант осуществления, показанный на фиг. 3. В этом варианте осуществления временный хвостовик вводят на стадии 301 внутрь ствола скважины. Пример временного хвостовика раскрыт в заявке № 1300545 А1 на Европейский патент. В предшествующем уровне техники проблемы, связанные с временными хвостовиками, включают в себя время и затраты на спуск внутренней трубы внутрь хвостовика и на удаление ее. Эта внутренняя обсадная труба также создает дополнительную сложность и опасность нарушения технологического процесса. Заявитель обнаружил, что цемент может быть закачен через временный хвостовик без трубы внутри хвостовика. Этим исключается необходимость трубы внутри хвостовика, что повышает эффективность процесса.
В одном варианте осуществления отверждающийся материал размещают на стадии 302 с наружной стороны хвостовика для образования отлитого на месте хвостовика с наружной стороны временного хвостовика. Цемент может быть закачен через ранее обсаженную секцию в пространство внутри временного хвостовика без внутренней трубы, а на конце временного хвостовика цемент втекает в кольцевое пространство между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины. Отлитый на месте хвостовик и временный хвостовик разбуривают на стадии 303 и, если необходимо, расширяют для образования отлитого на месте хвостовика скважины постоянного диаметра. Если требуется, может быть пробурен следующий интервал. Этот вариант осуществления будет описан более подробно ниже.
На фиг. 5(a)-(e) представлены графические примеры одной версии этого варианта осуществления. Как показано на фиг. 5(а), если ранее ствол скважины не был пробурен, секцию ствола 3 скважины пробуривают посредством бурового долота 33 и расширяющего узла 35, прикрепленного к бурильной колонне 1 и, если необходимо, расширяют.
После того как секция ствола скважины пробурена, в ствол скважины спускают временный хвостовик 41. Как показано на фиг. 5(b), предпочтительно, чтобы временный хвостовик без какой-либо трубы внутри хвостовика был помещен в центр ствола скважины, а для центрирования хвостовика путем контакта с необсаженными стенками ствола скважины могут быть использованы разбуриваемые центраторы 43. Хвостовик должен быть выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше, чем 448 МПа (65000 фунтов/дюйм2), более предпочтительно, если меньше, чем 172 МПа (25000 фунтов/дюйм2), и еще более предпочтительно, если меньше, чем 103 МПа (15000 фунтов/дюйм2). Однако необходимо, что хвостовик имел прочность на растяжение, достаточную для противостояния нагрузкам при установке. Затем в ствол 3 скважины закачивают отверждающийся материал 10. Как показано на фиг. 5(с), отверждающийся материал 10 закачивают через временный хвостовик, и он затвердевать вокруг временного хвостовика 41, но предпочтительно, чтобы не внутри хвостовика.
После затвердевания отверждающегося материала сердцевину отлитого на месте хвостовика и временный хвостовик выбуривают, оставляя отлитый на месте хвостовик скважины постоянного диаметра. На фиг. 5(d) представлен пример выбуривания сердцевины схваченного отверждающегося материала 11 и временного хвостовика 41 из фиг. 5(с) с образованием отлитого на месте хвостовика 44 скважины постоянного диаметра. Может быть пробурена следующая секция. На фиг. 5(e) представлен пример буре
- 6 -
008134
ния после введение в действие секции отлитого на месте хвостовика 44 скважины постоянного диаметра. Если необходимо, бурение продолжают на протяжении следующего интервала ствола скважины путем продолжающегося вращения бурильной колонны 1 для обеспечения возможности проходки ствола 3 скважины буровым долотом 3 и расширения расширителем 35.
Для получения отверстия в центре отверждающегося материала в случае наклонных (или вертикальных) скважин предпочтительно размещать отверждающийся материал вокруг легко разбуриваемого центрированного временного хвостовика. Этот временный хвостовик может быть изготовлен из мягкого материала, такого как алюминий или пластик. Временный хвостовик может быть расположен на бурильной трубе и расцеплен после того, как отверждающийся материал размещен с помощью обычных способов циркуляции. Временный хвостовик может быть снабжен пружинными центраторами для центрирования временного хвостовика в необсаженной части ствола скважины. Предпочтительно, чтобы пружинные центраторы были изготовлены из легко разбуриваемого материала, такого как пластик или алюминий. При желании можно осуществить циркуляцию замедлителя затвердевания вблизи хвостовика, чтобы содействовать размягчению отверждающегося материала в сердцевине.
Одно назначение центрированного временного хвостовика заключается в содействии направлению долота при выбуривании отверждающегося материала, поскольку бурение буровыми долотами обычно осуществляют в направлении наиболее мягкого материала. Это будет способствовать обеспечению относительно равномерной толщины стенки хвостовика из отверждающегося материала (например, отверстия во временном хвостовике). Хотя в способе с временным хвостовиком требуется дополнительная спуско-подъемная операция для бурильной колонны, благодаря способу исключается сужение внутреннего диаметра ствола скважины. Как рассмотрено выше, это желательно как для разведочных, так и для эксплуатационных скважин. Кроме того, затраты на покрытие ствола скважины все же должны быть ниже, чем на реализацию альтернативных решений. Это потому, что стоимость материалов меньше (не требуется стальная обсадная труба), а бурильная труба может быть поднята и опущена намного быстрее, чем обсадная труба или хвостовик.
Для хвостовика, получающегося в результате реализации любого из изложенных выше вариантов осуществления, не требуется спуск какого-либо дополнительного стального хвостовика или обсадных колонн, в том числе стальных хвостовиков, требующих расширения. В результате этим способом обса-живания можно обсадить ствол скважины намного быстрее и с намного меньшими затратами, чем уже существующими способами. Кроме того, способ с хвостовиком ствола скважины, раскрытый в настоящей заявке, дает возможность получать ствол скважины истинно постоянного диаметра (с постоянным внутренним диаметром), не полагаясь на резьбовые соединения, которые должны быть расширены и которые поэтому будут подвергаться воздействию утечки и приводить к снижению производительности. Кроме того, предложенное решение можно намного легче приспособить к дефектам качества ствола скважины по сравнению с другими альтернативными решениями, такими как сплошные расширяемые хвостовики.
Кроме того, для этого хвостовика не требуется изменение профиля давления бурового раствора для согласования с порами геологической среды и с градиентами гидравлического разрыва пласта. Точнее, благодаря образованию сплошного покрытия ствола скважины предложенный способ дает возможность повышения градиента гидравлического разрыва пласта на основе предельной нагрузки на разрыв отвер-ждающегося материала (подкрепляемой прочностью пласта). Кроме того, для предложенного решения не требуется высокая скорость нагнетания цемента в окружающий грунт или вращение инструмента для создания центробежной силы, действующей на смесь грунта и цемента.
Скважины, в которых применяется этот способ, могут быть использованы для добычи природных углеводородов, таких как сырая нефть, природный газ и сопутствующие флюиды. После этого добытые углеводороды могут быть перемещены посредством, например, трубопровода, грузового судна или баржи и затем переданы на нефтеперерабатывающий завод. Затем нефть и газ могут быть переработаны в полезные нефтяные продукты, такие как, например, природный газ, сжиженный углеводородный газ, бензин, авиационное топливо, дизельное топливо, топочный мазут и другие нефтяные продукты. Способ также применим к водяным, газовым или иного типа нагнетательным скважинам.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ образования хвостовика в стволе скважины, имеющем внутреннюю стенку и расположенном в подземном пласте, включающий следующие стадии:
закачивание в ствол скважины отверждающегося материала, который затвердевает, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины для создания хвостовика вдоль стенки ствола скважины;
перемешивание отверждающегося материала внутри ствола скважины между внутренней стенкой ствола скважины и бурильной колонной для предохранения отверждающегося материала от затвердевания в центре ствола скважины;
удаление избыточного отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания
- 7 -
008134
отверждающегося материала.
2. Способ по п.1, в котором отверждающийся материал содержит высокопрочный цемент, содержащий стальные или углеродные волокна.
3. Способ по п.1, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, происходит в результате циркуляции отверждающегося материала.
4. Способ по п.1, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, происходит в результате перемещения бурильной колонны.
5. Способ по п.4, в котором перемешивание, предохраняющее отверждающий материал от затвердевания, дополнительно включает перемешивание срезающим устройством, расположенным на бурильной колонне.
6. Способ по п.1, в котором удаление избыточного отверждающегося материала включает выкачивание отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.
7. Способ по п.1, в котором удаление избыточного отверждающегося материала включает бурение и выкачивание избыточного отверждающегося материала из ствола скважины до полного затвердевания отверждающегося материала.
8. Способ по п.1, дополнительно содержащий бурение ствола скважины после удаления избыточного отверждающегося материала.
9. Способ по п.8, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.
10. Способ по п.8, дополнительно содержащий добычу углеводородов из скважины.
11. Способ образования обсадной колонны в стволе скважины с внутренней стенкой, расположенном в подземном пласте, включающий следующие стадии:
(а) бурение ствола скважины буровым долотом на бурильной колонне;
(б) размещение отверждающегося материала в кольцевое пространство внутри ствола скважины до желаемой высоты заполнения, при этом отверждающийся материал затвердевает, по меньшей мере, на участке внутренней стенки ствола скважины для образования хвостовика вдоль, по меньшей мере, участка внутренней стенки ствола скважины;
(в) перемещение бурильной колонны для предотвращения полного закупоривания ствола скважины отверждающимся материалом;
(г) осуществление циркуляции бурового раствора, содержащего замедлитель затвердевания для удаления незатвердевшего отверждающегося материала вблизи бурильной колонны.
12. Способ по п.11, дополнительно содержащий повторение стадий (в) и (г) затвердевания хвостовика.
13. Способ по п.11, дополнительно содержащий повторение стадий с (а) по (г) до пробуривания ствола скважины на желаемое расстояние вместе с отлитым на месте хвостовиком.
14. Способ по п.11, дополнительно содержащий продолжение бурения ствола скважины буровым долотом на бурильной колонне после удаления незатвердевшего отверждающегося материала.
15. Способ по п.14, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.
16. Способ по п.11, дополнительно содержащий добычу углеводородов из ствола скважины.
17. Способ образования хвостовика ствола скважины, имеющего внутреннюю стенку и расположенного в подземном пласте, включающий следующие стадии:
расположение временного хвостовика внутри ствола скважины для образования кольцевого пространства между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины, при этом внутри временного хвостовика трубы отсутствуют;
закачивание отверждающегося материала в ствол скважины снаружи временного хвостовика, при этом отверждающийся материал занимает по меньшей мере часть пространства между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины для образования хвостовика между временным хвостовиком и внутренней стенкой ствола скважины;
выбуривание по меньшей мере части хвостовика и по меньшей мере части временного хвостовика для образования хвостовика ствола скважины, имеющего полую сердцевину внутри ствола скважины;
продолжение бурения ствола скважины за пределами временного хвостовика буровым долотом на бурильной колонне после выбуривания временного хвостовика.
18. Способ по п.17, в котором временный хвостовик представляет собой хвостовик, образованный из пластичного материала.
19. Способ по п.17, дополнительно содержащий расширение ствола скважины при его бурении.
20. Способ по п.17, дополнительно содержащий добычу углеводородов из ствола скважины.
21. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 448 МПа (65000 фунтов/дюйм2).
22. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 172 МПа (25000 фунтов/дюйм2).
23. Способ по п.17, в котором временный хвостовик выполнен из легко разбуриваемого материала с прочностью на растяжение меньше чем 103 МПа (15000 фунтов/дюйм2).
- 8 -
008134
r101
РАЗМЕЩЕНИЕ ОТВЕРЖДАВДЕГОСЯ МАТЕРИАЛА В СТВОЛ СКВАЖИНЫ
102
УДАЛЕНИЕ ИЗБЫТОЧНОГО ОТВЕРГАЮЩЕГОСЯ МАТЕРИАЛА ИЗ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Фиг. 1
201
БУРЕНИЕ СТВОЛА СКВА НА БУРИЛЬЬ
КИНЫ БУРОВЫМ ДОЛОТОМ [ОЙ КОЛОННЕ
202
РАЗМЕЩЕНИЕ ОТВЕРЖДАКЩЕГОСЯ МАТЕРИАЛА В КОЛЬЦЕВОЕ ПРОСТРАНСТВО СТВОЛА СКВАЖИНЫ ДО ЖЕЛАЕМОЙ ВЫСОТЫ ЗАПОЛНЕНИЯ, ПРИ ЭТОМ ОТВЕРЖДАЮЩИЙСЯ МАТЕРИАЛ ЗАТВЕРДЕВАЕТ НА ПО МЕНЬШЕЙ МЕРЕ УЧАСТКЕ ВНУТРЕННЕЙ СТЕНКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
203
ПЕРЕМЕЩЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ ДЛЯ УДЕРЖИВАНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ В ОТВЕРЖДАЮЩЕМСЯ МАТЕРИАЛЕ
204
ЦИРКУЛЯЦИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА, СОДЕРЖАЩЕГО ЗАМЕДЛИТЕЛЬ ЗАТВЕРДЕВАНИЯ, ДЛЯ УДАЛЕНИЯ НЕЗАТВЕРДЕВШЕГО ОТВЕРЖДАЮЩЕГО МАТЕРИАЛА ВБЛИЗИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Фиг. 2
301
РАСПОЛОЖЕНИЕ ВРЕМЕННОГО ХВОСТОВИКА СТВОЛ СКВАЖИНЫ
302
РАЗМЕЩЕНИЕ ОТВЕРЖДАЮЩЕГОСЯ МАТЕРИАЛА СНАРУЖИ ВРЕМЕННОГО ХВОСТОВИКА ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛИТОГО НА МЕСТЕ ХВОСТОВИКА С НАРУЖНОЙ СТОРОНЫ ВРЕМЕННОГО ХВОСТОВИКА
303
БУРЕНИЕ ОТЛИТОГО НА МЕСТЕ ХВОСТОВИКА И ВРЕМЕННОГО
| ХВОСТОВИКА ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛИТОГО НА МЕСТЕ -'
ХВОСТОВИКА СКВАЖИНЫ ПОСТОЯННОГО ДИАМЕТРА
Фиг. 3
Фиг. 4А Фиг. 4В Фиг. 4С
- 9 -
008134
Фиг. 5А Фиг. 5В Фиг. 5С Фиг. 5D Фиг. 5Е
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2/6
- 10 -