RU2021477C1

RU2021477C1 - Method for well construction

Info

Publication number: RU2021477C1
Authority: RU
Inventors: Р.Г. Габдуллин; З.Р. Габдуллина
Original assignee: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1989-11-15
Filing date: 1989-11-15
Publication date: 1994-10-15

Abstract

FIELD: gas and oil producing industry. SUBSTANCE: method for well construction includes drilling of shaft, making upper and lower working platforms in it, vessel hydraulically communicated with drill string-casing annulus and bypass line with ground surface air-tight circulating system. Wellhead is equipped with sealing units arranged between lower and upper working platforms at distance ensuring location of members mounted in drill string and having outer diameter exceeding diameter of drill string itself. During further deepening of wellbore by drilling to design elevation, round-trip operations are effected through sealing units with maintenance of offset formation pressure. Before the last drilling, connected to drill string is first drill pipe from drill bit provided with cementing valve with inner diameter equalling diameter of designed flow string. Then, casing string is run into well and cemented. EFFECT: higher efficiency. 5 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству скважин. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the construction of wells.

Известен способ строительства скважины, предусматривающий изоляцию зон поглощения бурового раствора экспандируемыми обсадными трубами, спуск эксплуатационной колонны и разобщение пластов [1]. A known method of construction of a well, providing for the isolation of the zones of absorption of the drilling fluid by expanding casing, lowering the production string and uncoupling the layers [1].

Известен также способ строительства скважины, включающий бурение горных пород и крепление их обсадными трубами, образующими направление, кондуктор и эксплуатационную колонну путем цементирования [2]. There is also known a method of constructing a well, including drilling rocks and securing them with casing pipes forming the direction, conductor and production string by cementing [2].

Общим недостатком указанных аналогов является низкая эффективность, заключающаяся в том, что они требуют для осуществления способа больших затрат материальных ресурсов и приводят к уменьшению механической скорости бурения и, как следствие, к увеличению продолжительности и стоимости строительства скважины. Так, на практике в целях снижения отрицательного влияния промывочных жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов применяют специальные компоненты к промывочным растворам, снижающие их водоотдачу, добавляют поверхностно-активные вещества, кислоторастворимые добавки (мел, известь и др.). При вскрытии пластов с аномально высоким давлением применяют различные утяжелители (барит и др.). На приобретение компонентов, приготовление, транспортировку промывочных растворов затрачиваются огромные средства и людские ресурсы. Несмотря на это, как показывают исследования, коллекторские свойства продуктивных пластов в среднем снижаются на 50%, причем при дальнейшей эксплуатации они полностью не восстанавливаются. A common disadvantage of these analogues is the low efficiency, which consists in the fact that they require material costs for the implementation of the method and lead to a decrease in the mechanical drilling speed and, as a result, to an increase in the duration and cost of well construction. So, in practice, in order to reduce the negative impact of flushing liquids on the reservoir properties of productive formations, special components are applied to flushing solutions that reduce their water loss, surfactants, acid-soluble additives (chalk, lime, etc.) are added. When opening formations with abnormally high pressure, various weighting agents are used (barite, etc.). Huge funds and human resources are spent on the acquisition of components, the preparation, transportation of washing solutions. Despite this, studies show that the reservoir properties of productive formations are reduced by an average of 50%, and with further exploitation they are not completely restored.

Применяемые в настоящее время глинистые растворы, особенно утяжеленные с различными добавками, вызывают осложнения из-за их осаждения, снижают КПД гидравлических машин (насос, турбобур и др.), вызывают интенсивный износ оборудования, снижают механическую скорость проходки, а в целом увеличивают продолжительность и стоимость строительства скважин. В процессе эксплуатации скважин при ремонтных работах проводится глушение, создавая противодавление на продуктивные пласты. При этом применяют различные дорогостоящие жидкости (на углеводородной основе, с ПАВ, полимерными добавками, утяжеленные и т.п.), что осложняет и удорожает ремонтные работы. Clay solutions currently used, especially heavier ones with various additives, cause complications due to their deposition, reduce the efficiency of hydraulic machines (pump, turbodrill, etc.), cause intensive wear of equipment, reduce the mechanical speed of penetration, and generally increase the duration and well construction costs. During the operation of wells during repair work, jamming is carried out, creating back pressure on the productive formations. At the same time, various expensive liquids are used (hydrocarbon-based, with surfactants, polymer additives, heavy, etc.), which complicates and increases the cost of repair work.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ строительства скважин [3]. The closest technical solution to the proposed is a method of building wells [3].

Согласно этому способу при строительстве скважины предусматривается предварительное бурение шахтного ствола и сооружение в нем верхней и нижней рабочих площадок. При этом устье скважины оборудуется на нижней площадке, а очистку бурового раствора осуществляют в рудничном дворе с последующей подачей его после очистки на поверхность. После шахты скважину бурением углубляют до проектной глубины и с использованием традиционной технологии ствол скважины крепят обсадной колонной цементированием. According to this method, during the construction of the well, preliminary drilling of the shaft shaft and the construction of the upper and lower working platforms in it are provided. At the same time, the wellhead is equipped at the lower site, and the drilling fluid is cleaned in the mine yard, followed by its supply to the surface after cleaning. After the mine, the well is drilled by drilling to the design depth and, using traditional technology, the wellbore is fixed with casing cementing.

Использование известного способа хотя частично ускоряет строительство скважины за счет возможности расчленения бурильной колонны на свечи большой длины и размещения их в шахте, однако он обладает также низкой эффективностью, поскольку при этом все традиционные операции бурения сохраняются, следовательно, все выше перечисленные недостатки аналогов присущи и прототипу. Using the known method, although it partially accelerates well construction due to the possibility of breaking up the drill string into large candles and placing them in the mine, it also has low efficiency, since all the traditional drilling operations are preserved, therefore, all the above listed disadvantages of the analogues are inherent in the prototype .

Целью изобретения является снижение материальных затрат и повышение механической скорости бурения, т.е. ускорение и снижение стоимости строительства и ремонта скважины. The aim of the invention is to reduce material costs and increase the mechanical drilling speed, i.e. acceleration and reduction of the cost of well construction and repair.

Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим бурение шахтного ствола, сооружение в нем верхней и нижней рабочих площадок, оборудование на уровне нижней рабочей площадки емкости, гидравлически связанной с межтрубным пространством, дальнейшее углубление ствола скважины бурением до проектной глубины и крепление скважины обсадными трубами с цементированием. The goal is achieved by the described method, including the drilling of a mine shaft, the construction of the upper and lower working platforms in it, equipment at the level of the lower working platform of a container hydraulically connected with the annular space, further deepening of the wellbore by drilling to the design depth and cementing the well with casing.

Новым является то, что при дальнейшем углублении ствола скважины после бурения шахтного ствола емкость, гидравлически связанную с межтрубным пространством, герметизируют нижней рабочей площадкой и сообщают байпасной линией с наземной герметизированной циркуляционной системой, между нижней и верхней рабочими площадками устье скважины оборудуют герметизирующими узлами, расположенными на расстоянии друг от друга, обеспечивающем размещение элементов, вмонтированных в бурильную колонну и имеющих наружный диаметр, превышающий диаметр самой колонны, спуск и подъем бурильной колонны осуществляют через герметизирующие узлы с поддержанием противодавления в скважине, причем перед последним долблением в бурильную колонну включают первую бурильную трубу от долота с цементировочным клапаном и внутренним диаметром, равным диаметру проектируемой эксплуатационной колонны. What is new is that with further deepening of the wellbore after drilling the shaft, the tank, hydraulically connected to the annulus, is sealed with a lower working platform and communicated by a bypass line with a ground sealed circulation system, between the lower and upper working platforms the wellhead is equipped with sealing units located on distance from each other, providing placement of elements mounted in the drill string and having an outer diameter exceeding the diameter with of the drill string, the drill string is lowered and raised through the sealing units to maintain back pressure in the well, and before the last drilling in the drill string, the first drill pipe from the bit with a cementing valve and an inner diameter equal to the diameter of the designed production string is included in the drill string.

Отличительные признаки предложения не являются идентичными и эквивалентными в сравнении со сходными признаками известных способов и позволяют получить новый положительный эффект, выражающийся в повышении эффективности способа, позволяющего ускорить и снизить стоимость строительства, а в последующей эксплуатации и ремонта скважины. The distinguishing features of the proposal are not identical and equivalent in comparison with similar features of the known methods and allow to obtain a new positive effect, expressed in increasing the efficiency of the method, which allows to accelerate and reduce the cost of construction, and in the subsequent operation and repair of the well.

По нашему мнению, указанные отличительные признаки соответствуют критерию "существенные отличия изобретения", поскольку на дату подачи заявки из доступных информационных источников авторам не известны способы строительства скважины с такими отличительными признаками, создающими новый положительный эффект, присущий заявляемому способу. In our opinion, these distinguishing features meet the criterion of "significant differences of the invention," since at the filing date of the application from available information sources, the authors are not aware of methods for constructing a well with such distinctive features that create a new positive effect inherent in the claimed method.

Использование герметизирующих устройств, закрытой и замкнутой системы циркуляции промывочной жидкости с созданием противодавления на пласт, в процессе углубления скважины, а также с использованием днища шахты не известны, как совместно, так и в отдельности, что обеспечивает бурение скважин независимо от пластового давления облегченными промывочными растворами (без утяжелителя), что в свою очередь повышает механическую скорость бурения, снижает износ оборудования, уменьшается объем поглощаемых буровых растворов, повышается КПД гидравлической системы и т.д., т.е. достигается целый ряд общественно-полезных эффектов, указанных выше. Это показывает, что имеющиеся отличительные признаки в заявляемом техническом решении являются существенными. The use of sealing devices, a closed and closed system of circulating flushing fluid with the creation of back pressure on the formation, during the process of deepening the well, as well as using the bottom of the shaft are not known, both jointly and separately, which ensures drilling of wells regardless of reservoir pressure with lightweight flushing solutions (without weighting agent), which in turn increases the mechanical drilling speed, reduces equipment wear, reduces the amount of absorbed drilling fluids, increases the efficiency of hydraulic leaf system, etc., i.e. achieved a number of socially beneficial effects mentioned above. This shows that the existing distinguishing features in the claimed technical solution are significant.

Признак, касающийся того, что перед последним долблением первую бурильную трубу от долота выбирают с внутренним диаметром, равным диаметру проектируемой эксплуатационной колонны с цементировочным клапаном, - тоже существенный, т.к. он также способствует осуществлению предлагаемого способа строительства скважины и ускорению его строительства, поскольку перед цементированием эксплуатационной колонны отпадает необходимость замены устьевого оборудования и циркуляционной системы, отпадает необходимость глушения скважины, а цементирование можно осуществить под давлением. The sign that, before the last hollowing, the first drill pipe from the bit is selected with an inner diameter equal to the diameter of the designed production string with a cementing valve, is also significant, because it also contributes to the implementation of the proposed method of well construction and the acceleration of its construction, since before cementing the production casing, there is no need to replace wellhead equipment and the circulation system, there is no need to kill the well, and cementing can be done under pressure.

На фиг. 1 схематически изображена скважина с шахтой и различным в ней оборудованием для осуществления бурения, продольный разрез; на фиг.2 - то же; на фиг.3 - процесс эксплуатации забойным насосом скважины, построенной предлагаемым способом, продольный разрез; на фиг.4 - то же; на фиг.5 - процесс обработки призабойной зоны продуктивного пласта и промывка ствола скважины в период эксплуатации, продольный разрез. In FIG. 1 schematically shows a well with a shaft and various equipment for drilling, a longitudinal section; figure 2 is the same; figure 3 - the operation of the downhole pump of the well, constructed by the proposed method, a longitudinal section; figure 4 is the same; figure 5 - the processing of the bottom-hole zone of the reservoir and washing the wellbore during operation, a longitudinal section.

Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.

Бурение скважины начинают с диаметром примерно 2-2,5 м под шахту 1 (см. фиг. 1) на глубину не менее одной рабочей трубы (квадрата), т.е. в пределах 20 м, после чего ее обсаживают, например, стальной трубой 2 и цементируют с использованием цементировочных агрегатов (последние на фиг. не изображены). Далее после ОЗЦ в шахтном стволе сооружают верхний и нижний рабочие площадки 3 и 4 соответственно, после чего в нем же оборудуют емкость 5, герметизируя нижней рабочей площадкой 4. Емкость 5 сообщают байпасной линией 6 с наземной герметизированной циркуляционной системой (циркуляционная система на фиг. не изображена), а также с межтрубным пространством 7 через посредство отверстия 8, выполненного в нижней рабочей площадке. Затем между нижней и верхней рабочими площадками 4 и 3 устье скважины оборудуют герметизирующими узлами 9 и 10 верхним и нижним соответственно, расположенными на расстоянии друг от друга, обеспечивающем размещение элементов, вмонтированных в бурильную колонну, например пакер, центратор и т.п., имеющих наружный диаметр, превышающий диаметр самой колонны. Герметизирующие узлы 9 и 10 управляются гидравлическими или пневматическим приводом через пульт управления - ПУ (привод на фиг. не изображен). При необходимости для периодической откачки сточных вод (жидкостей) из емкости 5 шахты 1 последняя может быть оборудована дополнительно шламовым погружным насосом 11. После окончания монтажных работ приступают к бурению скважины под кондуктор 12 одним из любых известных способов, например турбинным, роторным, электробуром. Для этого предварительно закрывают нижний герметизирующий узел 10 и в колонну бурильных труб 13 закачивают промывочную жидкость и тем самым запускают забойный двигатель 14 в работу. При этом промывочная жидкость, проходя забой скважины, по затрубному пространству поднимается вверх и попадает в герметичную емкость 5 и через байпасную линию 6, гидроциклон попадает в приемную емкость (последние на фиг. не показаны), совершая замкнутую закрытую циркуляцию без использования земляных амбаров. Затем спускают кондуктор 12 и цементируют его традиционным способом до устья, как это показано на фиг. 1. Если по каким-либо причинам цементный раствор окажется в байпасной линии (напpимеp, излишки его), открывая нижнюю отводную задвижку, из нее сливают цементный раствор, а из шахты 1 откачивают его шламовым насосом 11. После ОЗЦ бурение скважины продолжают по вышеописанной технологии до продуктивного пласта, при котором спуск и подъем бурильной колонны осуществляют через герметизирующие узлы 9 и 10 с поддержанием противодавления в скважине. Перед последним долблением в бурильную колонну включают первую бурильную трубу от долота 15 с цементировочным клапаном 16, например, типа ЦКОД и внутренним диаметром, равным внутреннему диаметру проектируемой эксплуатационной колонны 17, спускают их в скважину на колонне бурильных труб 13, присоединив к ней первую бурильную трубу 18 от долота через переходник (переходник на фиг. не изображен). Бурение осуществляют любым из известных способов, указанных выше. При этом в качестве промывочной жидкости используют любые облегченные жидкости (вода, глинистый раствор, жидкости на углеводородной основе и др.). Противодавление на пласт регулируют задвижкой 19 по манометру 20, установленными на байпасной линии на поверхности, прослеживая признаки появления нефти в промывочном растворе. В целях сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта путем предотвращения попадания фильтрата промывочной жидкости противодавление на пласт при промывке создают не более пластового давления. По достижении бурением проектной глубины проводят геофизические исследования по выделению нефте- газоводоносных коллекторов. Геофизические исследования по оценке насыщенности коллекторов могут быть проведены путем спуска на бурильных трубах против предлагаемого интервала продуктивных пластов неметаллических труб (например, стеклопластиковых - на чертеже не показаны), установив их над трубой 18. Стеклопластиковые трубы позволяют произвести расчленение коллекторов существующими геофизическими приборами. По окончании этих работ колонну бурильных труб 13 со стеклопластиковыми трубами поднимают на поверхность. При этом, когда верхний конец трубы 18 с переходником окажется выше крышки 21 шахты, операцию подъема прекращают (во избежание фонтанирования), отвинчивают переходник и далее с помощью муфты, присоединяя к ней последовательно обсадные трубы, производят спуск их в скважину до забоя, как это изображено на фиг.2, с целью разобщения пластов. Спуск негабаритной арматуры, например центраторов, которыми снабжают эксплуатационную колонну, осуществляют последовательными открытием или закрытием верхнего или нижнего герметизирующего узлов 9 и 10 во избежание фонтанирования. По окончании спуска эксплуатационной колонны ее цементируют обычным способом с использованием цементировочных агрегатов (на фиг. не показаны) и пробки 22. После ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) устьевое оборудование, находящееся в шахте, демонтируют и на уровне примерно 20-30 см от верхней рабочей площадки 3 между двумя обсадными трубами устанавливают запорное устройство - задвижку 23 (для проведения ремонтных работ без глушения), внутренний диаметр которой равен диаметру эксплуатационной колонны (см. фиг.3). Далее монтируют над крышкой 21 шахты устьевую арматуру 24 для дальнейшей эксплуатации, после чего вскрывают продуктивный пласт одним из известных способов перфорации (кумулятивным, пулевым и т. д), после вызова притока скважину вводят в эксплуатацию. Well drilling begins with a diameter of about 2-2.5 m under shaft 1 (see Fig. 1) to a depth of at least one working pipe (square), i.e. within 20 m, after which it is cased, for example, with a steel pipe 2 and cemented using cementing aggregates (the latter are not shown in Fig.). Next, after the OZZ in the shaft shaft, the upper and lower working platforms 3 and 4 are constructed, respectively, after which the tank 5 is equipped in it by sealing with the lower working platform 4. The tank 5 is communicated by bypass line 6 with a ground sealed circulation system (the circulation system in FIG. depicted), as well as with the annular space 7 through the hole 8, made in the lower working platform. Then, between the lower and upper working platforms 4 and 3, the wellhead is equipped with sealing units 9 and 10, upper and lower, respectively, located at a distance from each other, providing placement of elements mounted in the drill string, such as a packer, centralizer, etc., having outer diameter exceeding the diameter of the column itself. The sealing units 9 and 10 are controlled by a hydraulic or pneumatic drive through the control panel - PU (the drive in Fig. Not shown). If necessary, for periodic pumping of wastewater (liquids) from the tank 5 of the shaft 1, the latter can be equipped with an additional sludge submersible pump 11. After completion of the installation work, they start drilling the wells under the conductor 12 using one of any known methods, for example, turbine, rotary, electric drill. For this, the lower sealing assembly 10 is preliminarily closed and flushing fluid is pumped into the drill pipe string 13 and thereby the downhole motor 14 is started up. In this case, the flushing fluid, passing the bottom of the well, rises up through the annulus and enters the sealed tank 5 and through the bypass line 6, the hydrocyclone enters the receiving tank (the latter are not shown in Fig.), Making a closed closed circulation without the use of earthen barns. Then the conductor 12 is lowered and cemented in the traditional way to the mouth, as shown in FIG. 1. If, for some reason, the cement slurry is in the bypass line (for example, excess it), opening the lower bypass valve, the cement slurry is drained from it, and it is pumped out of the shaft 1 with a slurry pump 11. After the borehole drilling, the wells are continued according to the technology described above. to the reservoir, in which the descent and rise of the drill string is carried out through the sealing units 9 and 10 with the maintenance of back pressure in the well. Before the last drilling in the drill string, the first drill pipe from the drill bit 15 with a cementing valve 16, for example, of type TsKOD and with an inner diameter equal to the inner diameter of the designed production string 17, is inserted into the drill string, they are lowered into the well on the drill pipe string 13 by attaching the first drill pipe to it 18 from the bit through the adapter (adapter in Fig. Not shown). Drilling is carried out by any of the known methods described above. At the same time, any lightweight liquids (water, clay solution, hydrocarbon-based liquids, etc.) are used as washing liquid. The back pressure on the formation is regulated by a valve 19 according to a pressure gauge 20 installed on the bypass line on the surface, tracing the signs of the appearance of oil in the washing solution. In order to preserve the reservoir properties of the reservoir by preventing the filtrate of the washing fluid from entering, backpressure on the reservoir during washing creates no more reservoir pressure. Once drilling reaches its design depth, geophysical studies are carried out to isolate oil and gas bearing reservoirs. Geophysical studies to assess the saturation of the reservoirs can be carried out by lowering on drill pipes against the proposed interval of productive strata of non-metallic pipes (for example, fiberglass pipes - not shown in the drawing), placing them above the pipe 18. Fiberglass pipes allow to separate the reservoirs with existing geophysical instruments. At the end of these works, the drill pipe string 13 with fiberglass pipes is raised to the surface. At the same time, when the upper end of the pipe 18 with the adapter is higher than the cover 21 of the shaft, the lifting operation is stopped (to avoid gushing), the adapter is unscrewed and then, using the coupling, sequentially casing it, they are lowered into the well until it is bottom hole, as depicted in figure 2, with the aim of separation of the layers. Oversized valves, for example, centralizers, which supply the production casing, are lowered by successive opening or closing of the upper or lower sealing units 9 and 10 in order to avoid gushing. At the end of the launch of the production casing, it is cemented in the usual way using cementing aggregates (not shown in FIG.) And plug 22. After waiting for the cement to harden (OZC), the wellhead equipment located in the mine is dismantled at a level of about 20-30 cm from the upper working platforms 3 between two casing pipes install a locking device - a valve 23 (for repairs without jamming), the inner diameter of which is equal to the diameter of the production string (see figure 3). Next, wellhead valves 24 are mounted above the shaft cover 21 for further operation, after which the reservoir is opened with one of the known methods of perforation (cumulative, bullet, etc.), after the inflow is called, the well is put into operation.

Для проведения последующих ремонтных работ в скважине без глушения ниже глубинного насоса (если фонтанный способ эксплуатации в конце нижней трубы НКТ) устанавливают забойный отсекатель 25. To carry out subsequent repair work in the well without jamming below the deep pump (if the flow method of operation is at the end of the lower tubing pipe), a downhole cutter 25 is installed.

Ремонтные работы без глушения скважины выполняют в следующей последовательности. Repair work without killing a well is performed in the following sequence.

Продавливают шар 26 через центральный канал задвижки 23, который садится в нижнее седло 27 (см. фиг.5) отсекателя 25, закрывают задвижку 23; демонтируют устьевую арматуру 24; устанавливают герметизирующий узел 28 на колонную головку (см. фиг.4); поднимают скважинное оборудование до положения, указанного на фиг. 4; закрывают задвижку 23; демонтируют верхнюю обсадную трубу; монтируют на задвижке 23 комплекс герметизирующих узлов (аналогичные изображены на фиг.2), байпасную трубу, шламовый насос и др. (см. фиг.5), аналогично используемых при бурении. The ball 26 is pressed through the central channel of the valve 23, which sits in the lower seat 27 (see Fig. 5) of the shut-off device 25, and the valve 23 is closed; dismantle the wellhead 24; install the sealing unit 28 on the column head (see figure 4); raise downhole equipment to the position indicated in FIG. 4; close the valve 23; dismantle the upper casing; mounted on the valve 23 a complex of sealing units (similar shown in figure 2), a bypass pipe, a slurry pump, etc. (see figure 5), similarly used in drilling.

В качестве примера на фиг.5 показаны процессы обработки призабойной зоны и промывки ствола. При этом показано использование негабаритного инструмента - пакера 29, который спускают аналогичным образом, описанным выше, открытием или закрытием герметизирующих узлов (задвижки 23, устьевых герметизирующих узлов, см. фиг. 5). Для проведения любых работ без глушения скважины обязательно применение забойного отсекателя. После завершения ремонтных работ в обратной последовательности (относительно монтажа) демонтируется устьевое оборудование и устье приводится в состояние, показанное на фиг.3, и скважину вводят в эксплуатацию. As an example, figure 5 shows the processing of the bottom-hole zone and washing the barrel. At the same time, the use of an oversized tool is shown - a packer 29, which is lowered in the same manner as described above, by opening or closing the sealing units (valves 23, wellhead sealing units, see Fig. 5). For any work without killing the well, the use of a downhole cutter is mandatory. After completion of the repair work, the wellhead equipment is disassembled in the reverse sequence (relative to the installation) and the wellhead is brought to the state shown in Fig. 3, and the well is put into operation.

Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа строительства скважины заключается в следующем: обеспечивается бурение скважин независимо от пластового давления облегченными промывочными растворами (без утяжелителя), что повышает коэффициент полезного действия (КПД) гидравлической системы буровой установки, повышает механическую скорость бурения, снижает износ оборудования, сокращается поглощение буровых растворов; снижаются затраты на приготовление и транспорт буровых растворов, экономится сырье (утяжелители); сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта, повышается продуктивность скважин; проводка скважин бурением по закрытой замкнутой системе циркуляции облегчает автоматизацию и управление всей гидравлической системой, улучшает охрану недр и окружающей среды, обеспечивает пожаробезопасность за счет исключения земляных амбаров. The technical and economic advantage of the proposed method for constructing a well is as follows: drilling of wells is ensured regardless of reservoir pressure with lightweight flushing solutions (without a weighting agent), which increases the efficiency (efficiency) of the hydraulic system of the drilling rig, increases the mechanical drilling speed, reduces wear and tear, reduces drilling fluid absorption; the costs of preparing and transporting drilling fluids are reduced, and raw materials (weighting agents) are saved; reservoir properties of the reservoir are preserved, well productivity is increased; drilling through a closed closed circulation system facilitates the automation and control of the entire hydraulic system, improves the protection of the subsoil and the environment, and ensures fire safety by eliminating earthen barns.

Вышеперечисленные преимущества остаются в силе и при проведении ремонтных работ без глушения по предлагаемому способу их выполнения. The above advantages remain valid when carrying out repairs without jamming according to the proposed method for their implementation.

Выполнение направления скважины в виде предлагаемой шахты позволяет укрыть в нее устье скважины, что повышает устойчивость объема (скважины) от оружия массового поражения, а наличие в составе эксплуатационной колонны задвижки 23 (фиг.3), в составе лифта-отсекателя забойного, исключает фонтанирование при аварийных ситуациях. Performing the direction of the well in the form of the proposed mine allows you to hide the wellhead in it, which increases the stability of the volume (of the well) from weapons of mass destruction, and the presence of a valve 23 in the production casing (Fig. 3), as part of the bottomhole elevator-cutoff, eliminates gushing when emergency situations.

Claims

METHOD FOR CONSTRUCTION OF A WELL, including drilling a mine shaft, constructing an upper and lower working platform therein, equipment at the level of the lower working platform of a container hydraulically connected to the annulus, further deepening the wellbore by drilling to the design depth and fixing the well with cementing casing pipes, characterized in that, in order to increase the efficiency of the method and accelerate the construction of the well, with further deepening of the wellbore after drilling the shaft, capacity, hyd Automatically connected with the annular space, they are sealed with a lower working platform and reported by a bypass line with a ground sealed circulation system, between the lower and upper working platforms the wellhead is equipped with sealing units located at a distance from each other, which ensures the placement of elements mounted in the drill string having an external diameter exceeding the diameter of the string itself, the drill string is lowered and lifted through the sealing units while maintaining against pressure in the well, and before the last drilling into the drill string includes the first drill pipe from the bit with a cementing valve and an inner diameter equal to the diameter of the designed production string.