Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины
ASSEMBLY OF DRILL STRING BOTTOM FOR DRILLING OF OFFSHOOTS FROM HORIZONTAL PART OF UNCASED WELL

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга).
Также известна компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем (патент RU №2280748, МПК Е21В 7/04, опубл. 27.07.2006 г., в бюл. №21), состоящая из бурильной колонны, долота, винтового забойного двигателя и установленной между нижней трубой бурильной колонны и винтовым забойным двигателем телескопической системы, включающей цилиндр, выполненный в нижней части с отверстиями и соединенный с бурильной колонной, и расположенный внутри него полый поршень, соединенный с корпусом двигателя, при этом компоновка снабжена неподвижным золотником, выполненным в виде втулки с эластичным хвостовиком и установленным в цилиндре выше его отверстий, причем эластичный хвостовик для входа в него поршня выполнен с конической поверхностью и с кольцевыми канавками, в которых размещены кольцевые уплотнения из эластомерного материала.
Недостатками компоновки являются:
- во-первых, невозможность управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины из-за отсутствия в составе устройства геофизической навигации с контролем траектории бурения бокового ствола в режиме реального времени;
- во-вторых, не обеспечивается контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени, что приводит к отклонению бокового ствола от заданной траектории и высокой вероятности вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола;
- в-третьих, ограниченные функциональные возможности устройства, так как невозможно выполнить зарезку боковых стволов относительно необсаженного горизонтального ствола скважины с углом наклона от 2° до 5° в направлении от забоя к устью, а также в процессе бурения изменять траекторию боковых стволов относительно необсаженного горизонтального ствола скважины;
- в-четвертых, низкая скорость бурения бокового ствола скважины, обусловленная увеличением нагрузки на долото с ростом глубины скважины, а также твердости пород;
- в-пятых, низкая надежность работы КНБК, связанная с высокой вероятностью прихвата КНБК из-за образования шламовых подушек в процессе бурения из бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины, чему способствуют жесткие центраторы без переточных каналов и утяжеленная бурильная труба;
- в-шестых, невозможность отсоединения КНБК от колонны длинномерных гибких труб (ДГТ) при образовании прихвата КНБК и, как следствие, возникновение аварийной ситуации.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является компоновка низа бурильной колонны (патент RU №2236538, МПК Е21В 7/06, 17/00, опубл. 20.09.2004 г., в бюл. №26), включающая последовательно размещенные снизу-вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, ДГТ. Дополнительно КНБК оснащена центраторами, размещенными после долота, утяжеленной бурильной трубой, размещенной после забойного двигателя. При этом КНБК снабжена двигательной эксцентричной рабочей парой, состоящей из корпуса, в котором установлен винтовой элемент, жестко соединенный с ДГТ, причем на обоих концах корпуса установлены переводники с сальниковыми уплотнениями, а на наружной поверхности корпуса и переводников размещены ребра, установленные под углом к оси компоновки.
Недостатками компоновки являются:
- во-первых, невозможность управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины из-за отсутствия в составе устройства геофизической навигации с контролем траектории бурения бокового ствола в режиме реального времени;
- во-вторых, не обеспечивается контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени, что приводит к отклонению бокового ствола от заданной траектории и высокой вероятности вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола;
- в-третьих, ограниченные функциональные возможности устройства, так как невозможно выполнить зарезку боковых стволов относительно необсаженного горизонтального ствола скважины с углом наклона от 2° до 5° в направлении от забоя к устью, а также в процессе бурения изменять траекторию боковых стволов относительно необсаженного горизонтального ствола скважины;
- в-четвертых, низкая надежность работы КНБК, связанная с высокой вероятностью прихвата КНБК из-за образования шламовых подушек в процессе бурения из бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины, чему способствуют жесткие центраторы без переточных каналов и утяжеленная бурильная труба;
- в-пятых, низкая надежность работы КНБК, связанная с высокой вероятностью прихвата КНБК из-за образования шламовых подушек в процессе бурения из бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины, чему способствуют жесткие центраторы без переточных каналов и утяжеленная бурильная труба;
- в-шестых, невозможность отсоединения КНБК от колонны ДГТ при образовании прихвата КНБК и, как следствие, возникновение аварийной ситуации.
Техническими задачами изобретения являются разработка конструкции КНБК, обеспечивающей точность бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины по заранее запланированной траектории, и позволяющей контролировать внутрискважинные параметры и определять положение КНБК в режиме реального времени, расширение функциональных возможностей устройства, а также увеличение скорости бурения (проводки) бокового ствола, снижение вероятности возникновения аварийных ситуаций в скважине.
Технические задачи решаются компоновкой низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, включающей последовательно размещенные снизу-вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, длинномерные гибкие трубы - ДГТ.
Новым является то, что дополнительно после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены кривой переводник телесистема и соединительный узел, при этом кривой переводник выполнен в виде патрубка утяжеленной бурильной трубы с возможностью резьбового соединения с ВЗД и телесистемой при помощи резьб с пресекающимися осями под углом 2°, телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу-вверх размещены модули: инклинометрии, гамма-каротажа и манометра внутреннего давления, осевой нагрузки и затрубного давления, при этом между модулями в корпусе телесистемы установлены гибкие центраторы, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали, корпус телесистемы снаружи с обеих концов оснащен центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости, причем наружный диаметр центраторов равен диаметру долота, телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник, с наземным оборудованием, при этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы, соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчетной нагрузке.
Новым также является то, что при зарезке бокового ствола с углом наклона от 2° до 3° устройство оснащено обычным ВЗД.
Новым также является то, что при зарезке бокового ствола с углом наклона от 3° до 4° устройство оснащено укороченным ВЗД.
Новым также является то, что при зарезке бокового ствола с углом наклона от 4° до 5° устройство оснащено коротким ВЗД.
На фиг. 1 схематично изображена предлагаемая КНБК для выполнения бокового ствола.
На фиг. 2 в увеличенном виде схематично изображены кольцевые насечки, выполненные внутри в верхней части корпуса телесистемы противоположного направления насечкам ловильного инструмента с внутренним захватом.
На фиг. 3 схематично изображен необсаженный боковой ствол скважины после выполнения боковых стволов.
КНБК для бурения бокового ствола 1 (фиг. 1-3) из горизонтальной части необсаженной скважины состоит из колонны ДГТ 2, например диаметром 44,55 мм. На нижнем конце колонны ДГТ 2 последовательно снизу-вверх размещены долото 3, например диаметром 68 мм, осциллятор-турбулизатор 4, ВЗД 5 с кривым переводником 6, имеющим угол отклонения 2°, и телесистема 7.
Осциллятор-турбулизатор 4 соединен с долотом 4 и ВЗД 5 с помощью резьбового соединения. Осциллятор-турбулизатор 4 любой известной конструкции, например производства «РосПромБур».
В зависимости от угла наклона при зарезке бокового ствола КНБК включает ВЗД 5:
- при угле наклона от 2 до 3° - ВЗД 5' обычный (длиной 3,0-3,5 м), например, ВЗД марки Д1-54М производства «ВНИИБТ Буровой инструмент», имеющий длину 3200 мм;
- при угле наклона от 3° до 4° - ВЗД 5'' укороченный (длиной 2,5-3,0 м), например, ВЗД марки Д-54.5/6.12 производства «Пермнефтемашремонт», имеющий длину 2803 мм;
- при угле наклона от 4° до 5° - ВЗД 5''' короткий (длиной 2,0-2,5 м), например, ВЗД марки Д-54.5/6.07 производства «Пермнефтемашремонт», имеющий длину 2066 мм.
Применяют один из ВЗД 5', 5'', 5''' одного диаметра 54 мм.
Кривой переводник 6 представляет собой патрубок утяжеленной бурильной трубы с пресекающимися осями присоединительных резьб под углом 2°, например наружным диаметром 60 мм и длиной 0,4 м. Кривой переводник 6 соединен с ВЗД 5 и телесистемой 7 с помощью резьбового соединения.
Телесистема 7 состоит из корпуса 8, выполненного из легкосплавной бурильной трубы (ЛБТ) по ГОСТ 23786-79 из алюминиевого сплава ДТ 16 с химическим составом по ГОСТ 4748-74. В корпусе 8 телесистемы 7 последовательно снизу-вверх размещены модули: инклинометрии 9, гамма-каротажа и манометра внутреннего давления 10, осевой нагрузки и затрубного давления 11, питания и связи 12. Все модули соединены между собой с помощью патрубков с резьбой на концах с возможностью сборки (разборки). Все модули телесистемы 7 выполнены цилиндрической формы.
Модуль инклинометрии 9 обеспечивает измерение инклинометрических параметров: азимутального и зенитного углов положения КНБК. Используют модуль инклинометрии 9 любого известного производителя, например, марки "ОРБИ-3-ЛСК 2М" производства ОАО НПФ "Геофизика" (Российская Федерация (РФ), Республика Башкортостан, г. Уфа).
Модуль гамма-каротажа и манометра внутреннего давления 10 обеспечивает измерения естественной гамма-активности пород и давления промывочной жидкости перед ВЗД 5 с целью соответствия режима работы ВЗД 5 его паспортным данным. Используют модуль гамма-каротажа и манометра внутреннего давления 10 любого известного производителя, например марки "ГКМ-36" производства ОАО НПФ "Геофизика" (РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа).
Модуль осевой нагрузки и затрубного давления 11 обеспечивает измерения осевой нагрузки на долото 3 и давления в затрубном пространстве, например, осевой нагрузки в диапазоне от 0 до 100 кН и давление в диапазоне от 0 до 40 МПа. Используют модуль осевой нагрузки и затрубного давления 11 любого известного производителя, например марки "МОН" производства ОАО НПФ "Геофизика" (РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа).
Модуль питания и связи 12 обеспечивает электрическим питанием модули: инклинометрии 9, гамма-каротажа и манометра внутреннего давления 10, осевой нагрузки и затрубного давления 11, а также обеспечивает связь телесистемы 7 с наземным оборудованием через геофизический кабель 13, например трехжильный марки КГ 3 × 1,5-70-150, производства ЗАО «Кател» (РФ, г. Тверь).
В корпусе 8 между вышеуказанными модулями телесистемы 7 установлены гибкие центраторы 14 (на фиг. 1 показано условно), выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали. Гибкие центраторы 14 жестко закреплены, например, с помощью сварного соединения на наружной поверхности патрубков (на фиг. 1 показаны условно). Патрубки посредством резьбы, выполненной на их концах, соединяют модули между собой внутри корпуса 8 телесистемы 7. Гибкие центраторы 14, обеспечивают соосность между вышеуказанными модулями телесистемы 7 и одновременно являются гасителями радиальных и осевых нагрузок, возникающих в телесистеме 7 в процессе бурения бокового ствола 1.
Компоновка оснащена соединительным узлом (фиг. 1), выполненным в виде механического разъединителя 15, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчетной нагрузке, например 50 кН.
Телесистема 7 соединена с геофизическим кабелем 13, запассованным внутрь колонны ДГТ 2 через геофизический наконечник 16, соединенный посредством резьбового соединения с корпусом 8 телесистемы 7. Управление телесистемой 7 осуществляется с наземного оборудования (на фиг. 1-3 не показано) через геофизический кабель 13 (фиг. 1). Корпус 8 телесистемы 7 с обеих концов снаружи оснащен центраторами 17' и 17'' с соответствующими переточными каналами 18' и 18''. Центраторы 17' и 17'' изготовлены в виде колец, на наружной поверхности которых выполнены соответствующие переточные каналы 18' и 18'' в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости в процессе работы устройства. Центраторы 17' и 17'' жестко закреплены на корпусе 8 телесистемы 7, например, с помощью сварного соединения.
ц
д
ц
д
д
ц
д
Наружные диаметры центраторов 17' и 17'' - d (фиг. 1) равны диаметру долота 3 - D, т.е. (d=D). Как указано выше, применяют долото 3 диаметром D=68 мм. Тогда диаметр центраторов 17' и 17'' d= D =68 мм.
Выше геофизического наконечника 16 на внутренней поверхности корпуса 8 телесистемы 7 выполнены насечки 19, предназначенные для захвата корпуса 8 специальным ловильным инструментом 20 в случае прихвата КНБК в процессе бурения бокового ствола.
На наружной поверхности ловильного инструмента 20 выполнены кольцевые насечки 21 противоположного направления насечкам 19 корпуса 8 телесистемы 7. Наружная поверхность ловильного инструмента 20 может быть выполнена в виде подпружиненных в радиальном направлении плашек (на фиг. 1-2 не показано), сжимающих при вхождении насечек 21 ловильного инструмента 20 вовнутрь корпуса 8 телесистемы 7 и разжимающихся при фиксации насечек 21 ловильного инструмента 20 в насечках 19 корпуса 8 телесистемы 7.
Уплотнительное кольцо 22 обеспечивает герметичность при работе устройства.
КНБК для бурения бокового ствола из горизонтально части необсаженной скважины работает следующим образом.
Рассмотрим примеры работы КНБК.
Предварительно перед спуском предлагаемой КНБК в горизонтальную часть необсаженной скважины спускают в требуемый интервал клин-отклонитель (на фиг. 1-3 не показано) любой известной конструкции, позволяющий сориентировать (по направлению зарезки бокового ствола 1', или 1'', или 1''' по азимуту от 0 до 360°) и отклонить предлагаемую КНБК для бурения бокового ствола 1 из горизонтальной части необсаженной скважины на угол от 2 до 5°.
Пример 1.
Из основного горизонтального необсаженного ствола скважины необходимо выполнить боковой ствол 1'. В необсаженном стволе скважины на глубине 1020 м установлен клин-отклонитель с углом отклонения 2,5° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу скважины, при этом боковой ствол необходимо выполнить в направлении по азимуту на 150°.
Для этого на устье скважины собирают КНБК с использованием ВЗД 5' (фиг. 1).
После спускают КНБК в интервал забуривания бокового ствола 1' (на глубину 1020 м) из горизонтальной части необсаженной скважины.
3
3
С помощью насосного агрегата (на фиг. 1-3 не показано) в колонну ДГТ 2 (фиг. 1) производят закачку рабочей жидкости, например сточной воды плотностью 1000 кг/м. Под действием рабочей жидкости в КНБК начинает работать ВЗД 5'. ВЗД 5' через осциллятор-турбулизатор 4 передает вращение на долото 3. Долото 3 забуривается в породу и происходит процесс бурения бокового ствола 1' из горизонтальной части необсаженной скважины при следующих технологических параметрах: нагрузка на долото 3 составляет 0,8 т, давление рабочей жидкости 12 МПа, расход рабочей жидкости 3,5 л/с, скорость проходки долота 3 в процессе бурения составляет 2,3 м/час, затрубное давление 7 МПа.
При этом КНБК проходит через клин-отклонитель (на фиг. 1-3 не показано) и отклоняется от оси горизонтальной части необсаженной скважины на угол 2,5° в направлении относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины в направлении по азимуту на 150°.
Таким образом, КНБК с ВЗД 5' и кривым переводником 6 (фиг. 1, 3) пробуривает боковой ствол 1''' в интервале 1020-1200 м. После чего извлекают КНБК из скважины.
Сначала зарезки и в процессе бурения бокового ствола 1' с помощью телесистемы 7 по геофизическому кабелю 15 на наземное оборудование с комплектом программного обеспечения (на фиг. 1-3 не показано) передаются такие данные, как зенитный и азимутальный углы положения КНБК, затрубное давление, осевая нагрузки на долото 3, естественная гамма-активность пород и давления промывочной жидкости перед ВЗД 5' в режиме реального времени. Наземное оборудование состоит из блоков: приема-передачи, питания, измерения глубины, компьютера (на фиг. 1-3 не показано). С помощью наземного оборудования производят сбор данных, хранение и визуализацию, осуществляют построение проектной и фактической траектории в процессе бурения бокового ствола 1' (фиг. 1, 3), а также управляют траекторией бурения бокового ствола 1'.
Пример 2.
Из основного горизонтального необсаженного ствола скважины необходимо выполнить боковой ствол 1''. В необсаженном стволе скважины на глубине 950 м установлен клин-отклонитель с углом отклонения 3,5° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу скважины, при этом боковой ствол необходимо выполнить в направлении по азимуту на 210°.
Для этого на устье скважины собирают КНБК с использованием ВЗД 5'' (фиг. 1). После спускают КНБК в интервал забуривания бокового ствола 1'' (на глубину 950 м) из горизонтальной части необсаженной скважины.
3
3
С помощью насосного агрегата (на фиг. 1-3 не показано) в колонну ДГТ 2 (фиг. 1) производят закачку рабочей жидкости, например сточной воды плотностью 1010 кг/м. Под действием рабочей жидкости в КНБК начинает работать ВЗД 5''. ВЗД 5'' через осциллятор-турбулизатор 4 передает вращение на долото 3. Долото 3 забуривается в породу и происходит процесс бурения бокового ствола 1'' из горизонтальной части необсаженной скважины при следующих технологических параметрах: нагрузка на долото 3 составляет 1,0 т, давление рабочей жидкости 14 МПа, расход рабочей жидкости 3,7 л/с, скорость проходки долота 3 в процессе бурения составляет 2,5 м/час, затрубное давление 8 МПа.
При этом КНБК проходит через клин-отклонитель (на фиг. 1-3 не показано) и отклоняется от оси горизонтальной части необсаженной скважины на угол 3,5° в направлении относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины в направлении по азимуту на 210°.
Таким образом, КНБК с ВЗД 5'' и кривым переводником 6 (фиг. 1, 3) пробуривает боковой ствол 1'' в интервале 720-890 м. После чего извлекают КНБК из скважины.
Сначала зарезки и в процессе бурения бокового ствола 1'' с помощью телесистемы 7 по геофизическому кабелю 15 на наземное оборудование с комплектом программного обеспечения (на фиг. 1-3 не показано) передаются такие данные, как зенитный и азимутальный углы положения КНБК, затрубное давление, осевая нагрузки на долото, естественная гамма-активность пород и давления промывочной жидкости перед ВЗД в режиме реального времени. Наземное оборудование состоит из блоков: приема-передачи, питания, измерения глубины, компьютера (на фиг. 1-3 не показано). С помощью наземного оборудования производят сбор данных, хранение и визуализацию, осуществляют построение проектной и фактической траектории в процессе бурения бокового ствола 1'' (фиг. 3), а также управляют траекторией бурения бокового ствола 1''.
Пример 3.
Из основного горизонтального необсаженного ствола скважины необходимо выполнить боковой ствол 1'''. В необсаженном стволе скважины на глубине 720 м установлен клин-отклонитель с углом отклонения 4,5° по отношению к основному горизонтальному необсаженному стволу скважины, при этом боковой ствол 1''' необходимо выполнить в направлении по азимуту на 270°.
Для этого на устье скважины собирают КНБК с использованием ВЗД 5''' (фиг. 1). После спускают КНБК в интервал забуривания бокового ствола 1''' (на глубину 720 м) для выполнения бокового ствола 1 из горизонтальной части необсаженной скважины.
3
3
С помощью насосного агрегата (на фиг. 1-3 не показано) в колонну ДГТ 2 (фиг. 1) производят закачку рабочей жидкости, например, сточной воды плотностью 1020 кг/м. Под действием рабочей жидкости в КНБК начинает работать ВЗД 5'''. ВЗД 5''' через осциллятор-турбулизатор 4 передает вращение на долото 3. Долото 3 забуривается в породу и происходит процесс бурения бокового ствола 1''' из горизонтальной части необсаженной скважины при следующих технологических параметрах: нагрузка на долото 3 составляет 1,2 т, давление рабочей жидкости 16 МПа, расход рабочей жидкости 3,9 л/с, скорость проходки долота 3 в процессе бурения составляет 2,7 м/час, затрубное давление 9 МПа.
При этом КНБК проходит через клин-отклонитель (фиг. 1, 3) и отклоняется от оси горизонтальной части необсаженной скважины на угол 4,5° в направлении относительно основного горизонтального необсаженного ствола скважины в направлении по азимуту на 270°.
Таким образом, КНБК с ВЗД 5''' и кривым переводником 6 (фиг. 1, 3) пробуривает боковой ствол 1''' в интервале 720-890 м. После чего извлекают КНБК из скважины.
Сначала зарезки и в процессе бурения бокового ствола Г" с помощью телесистемы 7 по геофизическому кабелю 15 на наземное оборудование с комплектом программного обеспечения (на фиг. 1-3 не показано) передаются такие данные, как зенитный и азимутальный углы положения КНБК, затрубное давление, осевая нагрузки на долото, естественная гамма-активность пород и давления промывочной жидкости перед ВЗД в режиме реального времени. Наземное оборудование состоит из блоков: приема-передачи, питания, измерения глубины, компьютера (на фиг. 1-3 не показано). С помощью наземного оборудования производят сбор данных, хранение и визуализацию, осуществляют построение проектной и фактической траектории в процессе бурения бокового ствола 1''' (фиг. 1), а также управляют траекторией бурения бокового ствола 1'''.
Использование осциллятора-турбулизатора 4 в конструкции КНБК приводит к осцилляции низкочастотных колебаний рабочей жидкости, закачиваемой по колонне ДГТ 2, и создает малоамплитудные продольные колебания, способствующие созданию динамической нагрузки на долото 3, приводящей к более эффективному разрушению горной породы и снижению износа долота 3. Опытным путем установлено, что применение осциллятора-турбулизатора увеличивает механическую скорость бурения (проводки) бокового ствола на 40-50% в твердых породах независимо от нагрузки на долото 3, связанной с ростом глубины скважины.
Расширение функциональных возможностей устройства достигается за счет использования в конструкции КНБК кривого переводника 6 с ВЗД 5 различной длины, что позволяет выполнить зарезку боковых стволов относительно необсаженного горизонтального ствола скважины с углом наклона от 2° до 5° в направлении от забоя к устью, а также изменить траекторию в процессе бурения боковых стволов относительно необсаженного горизонтального ствола скважины.
Также применение кривого переводника 6 с углом отклонения 2° (углом смещения осей резьб) способствует сокращению расхода долот 3, времени механического бурения, спуско-подъемных операций (при использовании клина-отклонителя), подготовительно-заключительных и вспомогательных работ, что сокращает продолжительность работ, и следовательно, экономит затраты.
Благодаря наличию телесистемы 7 в конструкции КНБК соблюдают точность бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины по заранее запланированной траектории, контролируют внутрискважинные параметры и определяют положение КНБК в режиме реального времени.
Контроль внутрискважинных параметров достигается использованием в конструкции КНБК модуля нагрузки 11. Контролируют измерение затрубного давления в пространстве 23 пробуриваемого бокового ствола Г, или 1", или Г" и осевой нагрузки на долото 3 в процессе бурения бокового ствола Г, или 1", или Г".
Для этого приподнимают КНБК с помощью ДГТ 2 на 10-20 м и производят промывку пробуренного бокового ствола 1', или 1'', или 1''', после чего бурение бокового ствола 1', или 1'', или 1''' продолжают с соблюдением проектной и фактической траектории, что визуально контролируется с помощью наземного оборудования.
По окончанию бурения бокового ствола 1', или 1'', или 1''' КНБК извлекают из бокового ствола 1', или 1'', или 1''', клина-отклонителя и горизонтальной части необсаженной скважины. Для бурения бокового ствола в другом интервале перемещают клин-отклонитель в горизонтальной части необсаженной скважины и производят бурение следующего бокового ствола с применением вышеописанной КНБК.
Измерение азимутального и зенитного углов положения КНБК в непрерывном режиме достигается использованием в конструкции КНБК модуля инклинометрии 9, а также ориентируют кривой переводник 6 во время остановки бурения бокового ствола 1', или 1'', или 1'''.
КНБК реализует непрерывный дистанционный контроль и изменение направления траектории на всем интервале бурения бокового ствола 1', или 1'', или 1''' из горизонтальной части необсаженной скважины.
Контроль внутрискважинных параметров достигается использованием в конструкции КНБК модуля нагрузки 11.
Благодаря наличию в конструкции КНБК переточных каналов 18' и 18'' у центраторов 17' и 17'' на наружной поверхности корпуса 8 телесистемы 7 снижается в 1,5-2 раза вероятность прихвата КНБК в боковом стволе 1', или 1'', или 1''' вследствие отсутствия образования шламовых подушек в боковом стволе в процессе его бурения.
Соединительный узел 14 в конструкции КНБК исключает повреждения (обрыв, растяжения) колонны ДГТ 2 и обрыв геофизического кабеля 15 при прихвате КНБК и, как следствие, снижается вероятность возникновения аварийных ситуаций в скважине. Прихват КНБК возможен, например, в результате осыпания слабосцементированных разбуриваемых пород. Натяжением вверх создают в колонне ДГТ 2 нагрузку, достаточную для разрушения соединительного узла 14. Например, натягивают колонну ДГТ 2 вверх с усилием 5,5 кН, при котором происходит разрушение соединительного узла 14 и обрыв геофизического кабеля 15 в заделке телескопического наконечника 16. Затем колонну ДГТ 2 с геофизическим кабелем 15 извлекают из скважины, после чего на колонне труб (на фиг. 1, 2 не показано) спускают в скважину специальный ловильный инструмент 21 с внутренним захватом, имеющим насечки 20 (на фиг. 1 показано условно) противоположного направления кольцевым насечкам 19 (фиг. 1 и 2) корпуса 8 телесистемы 7. Производят захват КНБК ловильным инструментом 21 за кольцевые насечки 19 (фиг. 1 и 2) корпуса 8 телесистемы 7, после чего извлекают прихваченную КНБК бокового ствола 1', или 1'', или 1''', клина-отклонителя и горизонтальной части необсаженной скважины.
Предлагаемая компоновка КНБК позволяет:
- соблюдать точность бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины по заранее запланированной траектории;
- обеспечивать контроль внутрискважинных параметров и определять положение КНБК в режиме реального времени;
- расширять функциональные возможности устройства;
- увеличивать скорость проходки долота при бурении бокового ствола, что позволяет сократить время проведения работ и снизить затраты;
- снижать вероятность возникновения аварийных ситуаций в скважине.