УСТРОЙСТВО ДЛЯ БУРЕНИЯ МУФТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В ХВОСТОВИКАХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН МАЛОГО ДИАМЕТРА

Полезная модель относится к бурильному оборудованию и может использоваться в хвостовиках эксплуатационных колонн уже на пробуренных и сданных в эксплуатацию скважинах на всем протяжении боковых отводов, а также на осложненных участках.
Известно устройство для бурения на экспандируемых трубах локального крепления скважин для одновременного вскрытия (RU173662U, опубл.: 05.09.2017.), последующего крепления неустойчивых пород и дальнейшего бурения без спуско-подъемных операций, включающее долото, последовательно соединенное со сдвижным расширителем, создающим номинальный диаметр ствола скважины при бурении под диаметр экспандируемых труб в экспандированном положении и сдвигающимся до диаметра долота при обратном прохождении компоновки через экспандируемые трубы, с забойным двигателем, с оборудованием локального крепления скважины (ОЛКС) с установленным внутри «стержнем» - колонной из безмуфтовых бурильных труб малого диаметра или НКТ, снижающим осевые и крутильные нагрузки на ОЛКС, с оборудованием для раздачи ОЛКС, представленным пуансонами либо иным развальцевателем, отстыковывающимся при создании осевой нагрузки для подачи оборудования для раздачи для полного выправления гофр экспандируемых труб и стыковывающимся с забойным двигателем после раздачи с последующей отстыковкой компоновки для бурения от установленной секции экспадированных труб.
Технической проблемой известного решения является то, что устройство в нем относится к бурению и только для осложненных участков боковых отводов в интервалах неустойчивых пород. Безмуфтовая труба по прототипу применяется только для активации – оборудования локального крепления скважин (ОЛКС – гофрированных дорнов) и просто исключает проведение отдельной спуско-подъёмной операции для его установки на осложненном участке, соответственно требует установки ОЛКС, применения калибрующего инструмента, установки раздвижного расширителя.
Кроме того, в устройстве (RU173662U) принцип установки гладкой безмуфтовой трубы – это «труба в трубе», т.е. внутри компоновки бурильных муфтовых труб либо внутри ОЛКС.
Наиболее близким аналогом является винтовой забойный двигатель [https://neftegaz.ru/tech_library/view/2607-Vintovye-zaboynye-dvigateli-VZD], опубл.: 29.10.2016., в котором описано устройство для бурения муфт гидравлического разрыва пласта, включающее винтовой забойный двигатель 4 и фрезерующее вооружение.
Для ясности данная известная конструкция показана на Фиг.1.
Хвостовик бурильной установки содержит оборудование для предотвращения гидравлических прихватов 3, над которым установлены скважинные бурильные колонны 1 с муфтами 2, имеющие на концах муфтовые замковые соединения 5 для соединения друг с другом.
Техническими проблемами прототипа заключаются в наличии множества проблем:
1. По мере эксплуатации скважин оборудованных хвостовиками малого диаметра с муфтами гидравлического разрыва пласта, в хвостовике оседают окалина, проппант, песок и другие механические примеси.
2. Данное обстоятельство снижает добывающие возможности скважин. Разбуривание муфт ГРП с привлечением установок гибкой непрерывной трубы комплекса Койлтюбинг (далее ГНКТ)  не позволяет при обычном подходе расфрезеровывать муфты ГРП диаметром более, чем 68-74 мм, что в дальнейшем создает необходимость проведения дополнительных работ бригадами капитального ремонта скважин и создает риски возникновения аварий в хвостовиках скважин и риски их утраты из эксплатационного фонда. При разбуривании МГРП обычными ВЗД-76 на обычной стальной бурильной трубе (ГОСТ Р 50278-92) высока вероятность прихвата и оставления компоновки ВЗД с НКТ в хвостовике малого диаметра, ввиду того, что при работе такого забойного двигателя скорость выноса продуктов разбуривания не высока, а сами продукты разбуривания накапливаются за муфтами СБТ (стальной бурильной трубы), что приводит к прихвату компоновки и возникновению аварии и возникновению риска утраты скважины. Ежегодно фонд скважин, оснащенных горизонтальными хвостовиками, растет. Нарастает и количество механических примесей, засоряющих хвостовики в данных скважинах. Нефтедобывающее предприятие не имеет возможности полноценно исследовать хвостовики, оснащенные муфтами ГРП, проводит в них повторные ГРП, водоизоляции, ОПЗ.
3. Немаловажным является и то, что работа с привлечением установок ГНКТ достаточно дорогая, на рынке не так много качественных подрядчиков, обладающих свободными мощностями, что вызывает дополнительные простои скважин в ожидании бригады ГНКТ.
4. Разбуривание муфт ГРП установленных в хвостовиках малого диаметра предполагается осуществлять специализированными фрезами истирающего действия, на Буровой штанге (безмуфтовой бурильной трубе (по ГОСТ 7909-56)) для недопущения образования крупных частиц и их осадков на муфтах бурильной трубы на которой в скважину спускается разрушаюший инструмент и оборудование, которые могут привести к прихвату компоновки в хвостовике.
5. Для вращения, специализированного фреза (СФ) планируется применение малогабаритного ВЗД  -  применение малогабаритного ВЗД позволяет (Ф60-73 мм.), в случае оставления ВЗД в хвостовике, заловиться стандартным ловильным инструментом с захватами 60 и 73 мм. Применение высокорасходного ВЗД позволяет получать на валу ВЗД высокую мощность - до 25-28 кВт, что сопоставимо с мощностью обычного ВЗД-105. Повышенный расход жидкости позволяет организовать более качественную промывку ствола хвостовика от продуктов разбуривания. Применение Бурильных штанг (гладких бурильных труб с высаженными внутрь концами по ГОСТ 7909-56) диаметром 63,5 мм позволяет снизить риски прихвата компоновки накапливающимся в обычных случаях за муфтами СБТ (ГОСТ Р 50278-92) шламом. Вся компоновка дополнительно прокручивается с устья силовым вертлюгом или механическим ротором, для недопущения оседания шлама в нижней образующей хвостовик, постоянного подъема шлама в верхнюю образующую хвостовика и выноса шлама с потоком жидкости на устье скважины.
Задачей полезной модели является устранение вышеуказанных недостатков, присущих всем известным решениям.
Техническим результатом полезной модели является:
-возможность спуска бурильного оборудования сразу на колонне безмуфтовых труб;
-возможность организовать более качественную промывку ствола хвостовика от продуктов разбуривания;
-возможность снижения рисков прихвата компоновки накапливающимся в обычных случаях за муфтами СБТ (ГОСТ Р 50278-92) шламом;
-снижение риска заклинивания компоновки в местах разбуренных муфт ГРП за счет обеспечения равномерного диаметра компоновки низа колонны из - за применения бурильных штанг в которых отсутствуют "плечи" замков СБТ, т.е. обеспечивается равный наружный диаметр компоновки который меньше диаметра разрушающего инструмента (обеспечивается эффект как от применения дорогостоящего комплекса ГНКТ).
Указанный технический результат достигается за счет того, что заявлено устройство для бурения муфт гидравлического разрыва пласта в хвостовиках эксплуатационных колонн нефтегазодобывающих скважин малого диаметра, включающее винтовой забойный двигатель и фрезерующее вооружение, оборудование для предотвращения гидравлических прихватов, над которым установлены скважинные бурильные колонны, имеющие на концах замковые соединения для соединения друг с другом, отличающееся тем, что бурильные колонны выполнены в виде безмуфтовых штанг, причем каждое замковое соединение скважинной бурильной колонны безмуфтовое, а крепление нижней скважинной бурильной колонны с оборудованием для предотвращения гидравлических прихватов выполнено на основе резьбового соединения, соответствующего резьбе бурильной колонны.
Краткое описание чертежей
На Фиг.1 показана применяемая известная компоновка низа бурильной колонны.
На Фиг.2 показана заявленная компоновка низа бурильной колонны.
На Фиг.3 показан принцип действия бурильной колонны.
На чертежах: 1 - тело трубы, 2 - муфта трубы, 3 - оборудование для предотвращения прихватов (гидравлический ЯСС либо осцилятор), 4 - винтовой забойный двигатель и фрезерующее вооружение, 5 - муфтовый замок, 6 - замок безмуфтовых труб, 7 - резьбовое соединение, 8 - безмуфтовая штанга, 9 - переходник со скважинной бурильной трубы на буровую штангу, 10 - основная эксплуатационная колонна скважины, 11 - устьевое оборудование, 12 - подача рабочей жидкости с насосов для работы ВЗД, 13 - выносимые механические частицы разбуренных муфт ГРП, 14 – разбуренная муфта хвостовика, 15 - неразбуренная муфта гидравлического разрыва хвостовика, 16 - шар для активации муфты хвостовика, 17 - выход рабочей жидкости с выносом разбуренных элементов.
Осуществление полезной модели
Полезная модель представляет собой хвостовой элемент бурильной колонны, и включает винтовой забойный двигатель и фрезерующее вооружение 4, оборудование для предотвращения гидравлических прихватов 3, над которым установлены скважинные бурильные колонны, имеющие на концах замковые соединения для соединения друг с другом.
Новым является то, что бурильные колонны выполнены в виде безмуфтовых штанг 8 (см. Фиг.2), причем каждое замковое соединение 6 скважинной бурильной колонны безмуфтовое, а крепление нижней скважинной бурильной колонны с оборудованием для предотвращения гидравлических прихватов выполнено на основе резьбового соединения, соответствующего резьбе бурильной колонны 7.
В случае применения предлагаемой компоновки хвостовика эксплуатационной колонны отсутствует либо значительно снижается риск заклинивания компоновки в местах разбуренных муфт ГРП за счет обеспечения равномерного диаметра компоновки низа колонны из - за применения бурильных штанг в которых отсутствуют "плечи" замков СБТ, т.е. обеспечивается равный наружный диаметр компоновки который меньше диаметра разрушающего инструмента (обеспечивается эффект как от применения дорогостоящего комплекса ГНКТ).
Применение безмуфтовой трубы (гладкой бурильной трубы по ГОСТ 7909-56) позволило использовать малогабаритный высокомощный винтовой забойный двигатель с высоким расходом жидкости.
Заявителем были проведены работы на двух скважинах, получен экономический эффект и сокращен цикл времени производства данных работ на 30%.
Разбуривание муфт ГРП установленных в хвостовиках малого диаметра осуществлялось специализированными фрезами истирающего действия (см. Фиг.3), на безмуфтовой бурильной трубе в виде штанги 8 (по ГОСТ 7909-56) для недопущения образования крупных выносимых частиц 13 и их осадков на муфтах бурильной трубы, на которой в скважину спускался разрушаюший инструмент и оборудование, которые могут привести к прихвату компоновки в хвостовике.
При компоновке хвостовика эксплуатационной скважины (см. Фиг.3) соединение скважинной бурильной трубы 1 основной эксплуатационной колонны 10 с буровой штангой 8 осуществляется через переходник 9.
В верхней части основной эксплуатационной колонны 10 размещается устьевое оборудование 11 с насосом (не показан), посредством которого осуществляют подачу рабочей жидкости 12 для работы ВЗД.
Хвостовик эксплуатационной скважины функционирует с использованием стандартных муфт ГРП 14, которые активируют посредством шара 16 для активации муфты хвостовика.
Под действием давление жидкости, которое упирает в неразбуренную муфту 15, происходит выход рабочей жидкости 17 с выносом разбуренных элементов наружу скважины вдоль хвостовой эксплуатационной и основной бурильной 10 колонн.
Для вращения, специализированного фреза (СФ) применяли малогабаритный ВЗД (диаметром 73 и 60 мм) высокой мощности – до 25-28 киловатт. Применение малогабаритного ВЗД позволяет, в случае оставления ВЗД в хвостовике, заловиться стандартным ловильным инструментом с захватами 60 и 73 мм. Применение высокорасходного ВЗД позволяет получать на валу ВЗД высокую мощность - до 25-28 кВт, что сопоставимо с мощностью обычного ВЗД-105. Повышенный расход жидкости позволяет организовать более качественную промывку ствола хвостовика от продуктов разбуривания. Применение гладких бурильных труб (с высаженными внутрь концами по ГОСТ 7909-56) диаметром 63,5 мм позволяет снизить риски прихвата компоновки накапливающимся в обычных случаях за муфтами СБТ (ГОСТ Р 50278-92) шламом. Вся компоновка бурильных труб дополнительно прокручивается с устья силовым вертлюгом или механическим ротором, для недопущения оседания шлама в нижней образующей хвостовик, постоянного подъема шлама в верхнюю образующую хвостовика и выноса шлама с потоком жидкости на устье скважины.
Для обеспечения качественной промывки хвостовика в процессе разбуривания применяется насосный агрегат высокой производительности, позволяющим обеспечивать расход промывочной жидкости до 40 л/с и плавное переключение передач 9-ступенчатым редуктором.