Спосіб (варіанти) і система прокачування текучої субстанції по системі свердловин (варіанти)

1. Спосіб прокачування бурового розчину в системі свердловин, що включає: буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні в підземну зону; буріння зчленованої свердловини від поверхні в підземну зону з використанням колони бурильних труб, причому зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з’єднання щонайменше поблизу підземної зони; формування дренажної порожнини від місця з’єднання свердловин у підземну зону; подачу бурового розчину через бурильні труби при формуванні дренажної порожнини, при цьому буровий розчин виходить із бурильної труби щонайменше поблизу бурового наконечника бурильної труби; закачування другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині через трубопровід, який має отвір щонайменше поблизу місця з’єднання, такий, що текуча субстанція виходить із трубопроводу в місці з’єднання; у якому текуча суміш піднімається до поверхні по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, причому текуча суміш містить буровий розчин, що вийшов з бурильної труби; й регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що подається в по суті вертикальну свер 2 (19) 1 3 82860 буровий розчин, що подається через бурильні труби й виходить з них щонайменше поблизу бурового наконечника бурильної труби; трубопровід, що розташований усередині по суті вертикальної свердловини, причому вихід тр убопроводу розташований щонайменше поблизу місця з’єднання; другу текучу субстанцію, що подається в по суті вертикальну свердловину й ви ходить з трубопроводу в місці з’єднання; текучу суміш, що повертається по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, причому текуча суміш містить буровий розчин після його виходу з бурильної труби; й у якій щонайменше один з параметрів: швидкість потоку або склад текучої суміші, що закачується в по суті вертикальну свердловину, регулюють для встановлення нижнього тиску системи для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння. 10. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить газ, який закачується в по суті вертикальну свердловину. 11. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що текуча суміш містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину, після того, як газ виходить із трубопроводу; текучу субстанцію з підземної зони; буровий шлам з підземної зони. 12. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що додатково містить: гідравлічний затвор у зчленованій свердловині; гідравлічний затвор, що має вигляд стовпа текучої субстанції, що перешкоджає надходженню газу з підземної зони через зчленовану свердловину. 13. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. 14. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів. 15. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить стиснене повітря. 16. Система за п. 9, яка відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. 17. Спосіб прокачування бурового розчину в системі свердловин, що включає: буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні в підземну зону; буріння зчленованої свердловини від поверхні в підземну зону з використанням бурильних труб, причому зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з’єднання щонайменше поблизу підземної зони; формування дренажної порожнини від місця з’єднання свердловин до підземної зони; подачу бурового розчину по бурильним трубам при формуванні дренажної порожнини, причому буровий розчин виходить із бурильної труби щонайменше поблизу її бурового наконечника; подачу другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, що розташований в по суті вертикальній свердловині, 4 причому трубопровід має отвір, розташований щонайменше поблизу місця з’єднання, у якому текуча суміш надходить в о твір тр убопроводу в місці з’єднання й подається на поверхню по по суті вертикальній свердловині через трубопровід, причому текуча суміш містить буровий розчин після його виходу з бурильної труби; й регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що подається по суті вертикальній свердловині, для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння. 18. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що подача другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині включає закачування газу в по суті вертикальну свердловину. 19. Спосіб за п. 18, який відрізняється тим, що текуча суміш додатково містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину; текучу субстанцію з підземної зони; шлам після буріння підземної зони. 20. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. 21. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів. 22. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить стиснене повітря. 23. Спосіб за п. 17, який відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. 24. Система прокачування бурового розчину через свердловини, що містить: по суті вертикальну свердловину, що проходить від поверхні до підземної зони; зчленовану свердловину, що проходить від поверхні до підземної зони, причому зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з’єднання щонайменше поблизу підземної зони; дренажну порожнину, що проходить від місця з’єднання свердловин до підземної зони; бурильні труби, що розташовані усередині зчленованої свердловини й використовуються для формування дренажної порожнини; буровий розчин, що подається через бурильні труби й виходить з них щонайменше поблизу бурового наконечника; трубопровід, що розташований усередині по суті вертикальної свердловини, причому трубопровід має отвір, розташований щонайменше поблизу місця з’єднання свердловин; другу текучу субстанцію, що подається в по суті вертикальну свердловину зовні трубопроводу; текучу суміш, що входить в отвір трубопроводу в місці з’єднання й повертається по по суті вертикальній свердловині через трубопровід, при цьому текуча суміш містить буровий розчин після виходу його з бурильної труби; й у якій щонайменше один з параметрів: швидкість потоку або склад другої текучої субстанції, що закачується в по суті вертикальну свердловину, варіюють для регулювання нижнього тиску системи 5 82860 для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння. 25. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину. 26. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що текуча суміш містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину; текучу субстанцію з підземної зони; шлам після буріння підземної зони. 27. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. 28. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів. 29. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що друга текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, містить стиснене повітря. 30. Система за п. 24, яка відрізняється тим, що зчленована свердловина зміщена на поверхні по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. 31. Спосіб прокачування текучої субстанції по системі свердловин, що включає: подачу першої текучої субстанції через зчленовану свердловину, що перетинає по суті вертикальну свердловину у місці з’єднання щонайменше поблизу підземної зони; подачу другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині через трубопровід, у якому отвір розташований щонайменше поблизу місця з’єднання, так, що текуча субстанція виходить із трубопроводу щонайменше поблизу місця з’єднання; у якому текуча суміш подається на поверхню по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, причому текуча суміш містить першу текучу субстанцію; й регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що подається по по суті вертикальній свердловині, для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння. 32. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається через зчленовану свердловину при приєднанні додаткових бурильних труб в зчленованій свердловині. 33. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається через зчленовану свердловину при роз’єднанні бурильних труб в зчленованій свердловині. 34. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що подача другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині включає закачування газу в по суті вертикальну свердловину. 35. Спосіб за п. 34, який відрізняється тим, що текуча суміш додатково містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину, після того, як газ виходить із трубопроводу; текучу субстанцію з підземної зони; шлам після буріння підземної зони. 36. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що додатково включає регулювання подачі першої текучої субстанції через зчленовану свердловину для створення гідравлічного затвору, причому гід 6 розатвор виконаний у вигляді стовпа текучої субстанції, що перешкоджає надходженню газу з підземної зони через зчленовану свердловину. 37. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. 38. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів. 39. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що друга текуча субстанція містить стиснене повітря. 40. Спосіб за п. 31, який відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. 41. Спосіб прокачування текучої субстанції по системі свердловин, що включає: подачу першої текучої субстанції через зчленовану свердловину, що перетинає по суті вертикальну свердловину, у місці з’єднання щонайменше поблизу підземної зони; подачу другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу, що розташований в по суті вертикальній свердловині, причому отвір тр убопроводу розташований щонайменше поблизу місця з’єднання; у якому текуча суміш надходить в о твір тр убопроводу, розташований щонайменше поблизу місця з’єднання й подається на поверхню по трубопроводу через по суті вертикальну свердловину, причому текуча суміш містить першу текучу субстанцію; й регулювання щонайменше одного з параметрів: швидкості потоку або складу другої текучої субстанції, що подається по по суті вертикальній свердловині, для досягнення пониженого, нормального або підвищеного тиску режиму буріння. 42. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається через зчленовану свердловину при приєднанні додаткових бурильних труб в зчленованій свердловині. 43. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що перша текуча субстанція подається через зчленовану свердловину при роз’єднанні бурильних труб в зчленованій свердловині. 44. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що подача другої текучої субстанції по по суті вертикальній свердловині включає закачування газу в по суті вертикальну свердловину. 45. Спосіб за п. 44, який відрізняється тим, що текуча суміш додатково містить щонайменше один з наступних компонентів: газ, що закачується в по суті вертикальну свердловину; текучу субстанцію з підземної зони; шлам після буріння підземної зони. 46. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що підземна зона містить вугільний пласт. 47. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що підземна зона містить родовище вуглеводнів. 48. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що друга текуча субстанція містить стиснене повітря. 49. Спосіб за п. 41, який відрізняється тим, що зчленована свердловина на поверхні зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. 50. Спосіб прокачування бурового розчину по системі свердловин, що включає: буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні в підземну зону; 7 82860 8 буріння зчленованої свердловини від поверхні в підземну зону з використанням бурильних труб, причому зчленована свердловина перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з’єднання щонайменше поблизу підземної зони; формування дренажної порожнини від місця з’єднання свердловин до підземної зони; подачу бурового розчину через бурильні труби при формуванні дренажної порожнини, причому буровий розчин виходить із бурильної труби щонайменше поблизу її бурового наконечника; і подачу текучої суміші щонайменше в одну із свердловин для керування привибійним тиском системи. 51. Спосіб за п. 50, який відрізняється тим, що текуча субстанція, що закачується щонайменше в одну із свердловин, містить стиснене повітря. 52. Спосіб за п. 50, який відрізняється тим, що додатково включає регулювання подачі текучої субстанції, яка закачується щонайменше в одну із свердловин для регулювання привибійним тиском. 53. Спосіб за п. 50, який відрізняється тим, що зчленована свердловина зміщена на поверхні по горизонталі від по суті вертикальної свердловини. Даний винахід відноситься в цілому до систем і способів освоєння підземних ресурсів й, зокрема, до способу й системи прокачування текучої субстанції по системі свердловин. Підземні поклади вугілля, також названі вугільними пластами, містять значні кількості метану. Видобуток і використання метану з вугільних родовищ триває багато років. Однак істотні утруднення перешкоджали збільшенню розробки й використанню родовищ метану у вугільних пластах. Наприклад, однією з проблем видобутку газу з вугільних пластів можуть бути труднощі, які час від часу з'являються завдяки умовам буріння з позитивним диференційним тиском, спричиненими низьким тиском у родовищі та погіршеною пористістю вугільного пласту. При проведенні бурових робіт як у вертикальній, так і горизонтальній площинах, для видалення вибуреної породи з свердловини на поверхню використовують буровий розчин. Буровий розчин діє гідростатичним тиском на пласт, який при перевищенні його в пласті може привести до поглинання бурового розчину пластом. Це викликає потрапляння в пласт шламу, що здатний закупорити пори, тріщини й розломи, необхідні для видобутку газу. Певні способи є придатними для буріння в режимі зниженого гідростатичного тиску. Використання газу, наприклад, азоту в буровому розчині, зменшує гідростатичний тиск, але можуть з'являтися інші проблеми, включаючи ускладнення підтримування режиму тиску в системі свердловин при роз'єднанні й з'єднанні бурильних труб. У даному винаході пропонується спосіб і система прокачування текучої субстанції по системі свердловин, які істотно зменшують або усувають, щонайменше, деякі з недоліків і проблем, пов'язаних з попередніми способами й системами прокачування текучої субстанції. Відповідно до окремого варіанта втілення даного винаходу, спосіб прокачування бурового розчину по системі свердловин включає буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні до підземної зони й буріння зчленованої свердловини від поверхні до підземної зони з використанням бурильних труб. Зчленована свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання поблизу підземної зони. Спосіб включає формування дренажної порожнини від місця перетину свердловин до підземної зони й подачу бурового розчину через бурильні труби при формуванні дренажної порожнини. Буровий розчин виходить у свердловину поблизу наконечника бурильних труб. Спосіб також включає подачу текучої субстанції вниз по по суті вертикальній свердловині через трубопровід. Трубопровід має отвір, який розташований у місці перетину свердловин таким чином, що текуча субстанція виходить з трубопроводу в місці сполучення з підземною зоною. Текуча суміш повертається нагору по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу. Текуча суміш містить буровий розчин, що вийшов з бурильних труб. Текуча субстанція, що подається в по суті вертикальну свердловину, може містити газ, наприклад, стиснене повітря. Текуча суміш, що повертається нагору по по суті вертикальній свердловині, може містити газ, закачаний в по суті вертикальну свердловину через трубопровід і вийшов з нього, текучу субстанцію з підземної зони або шлам з підземної зони. Спосіб може також включати зміну інтенсивності подачі текучої субстанції, що закачується в по суті вертикальну свердловину для забезпечення контролю тиску на вибій свердловини з метою досягнення буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного режиму буріння. Відповідно до іншого варіанта втілення, спосіб прокачування бурового розчину по системі свердловин включає буріння по суті вертикальної свердловини від поверхні до підземної зони й буріння зчленованої свердловини від поверхні до підземної зони з використанням бурильних труб. Зчленована свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в місці перетину поблизу підземної зони. Спосіб включає формування дренажної порожнини від місця перетину до підземної зони й подачу бурового розчину через бурильні труби під час формування дренажної порожнини. Буровий розчин виходить з бурильних труб поблизу їх наконечника. Спосіб також включає установку насосних труб в по суті верти 9 82860 кальну свердловину. Насосні труби містять впускний отвір насоса, розташований в місці з'єднання, найбільш наближеному до перетину з підземною зоною. Спосіб включає відкачку текучої суміші з по суті вертикальної свердловини через насосні труби, при цьому текуча суміш входить у насосні труби через впускний отвір насоса. Спосіб може включати зміну швидкості відкачки текучої суміші з по суті вертикальної свердловини через насосні труби для контролю величини тиску на вибої свердловини з метою забезпечення бажаного режиму буріння, наприклад, буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного гідростатичного режиму буріння. Технічні переваги окремих варіантів втілення даного винаходу включають спосіб і систему прокачування бурового розчину по системі свердловин, які включають закачування газу в по суті вертикальну свердловину. Ін тенсивність подачі газу, що закачується в по суті вертикальну свердловину, може змінюватися для досягнення бажаного режиму буріння, наприклад, з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного режиму буріння. Відповідно, режими буріння й відкачування можуть покращуватися. Інша те хнічна перевага окремих варіантів втілення даного винаходу включає контроль рівня залягання текучої субстанції в зчленованій свердловині, який діє як гідравлічний затвор для протидії надходженню текучої субстанції з пласта, що може вийти через бурове устаткування під час процесу буріння. Пластова текуча субстанція, що «затискується», може містити отрутний газ, наприклад, сірководень. Відповідно, при цьому бурове устаткування й персонал можуть бути захищені від виходу отрутного газу на поверхню, що збільшує безпеку системи буріння. Ще одна технічна перевага окремих варіантів втілення даного винаходу - це спосіб і система прокачування бурового розчину по системі свердловин, що включає подачу текучої суміші в по суті вертикальну свердловину через насосні труби. Текуча суміш може містити буровий розчин, використаний при бурінні, й шлам з підземної зони. Газ, що виходить з підземної зони, може минути насосні труби, що надає можливість його відділення або спалення окремо від іншої текучої субстанції в буровій системі. Крім того, швидкість відкачування текучої суміші з по суті вертикальної свердловини може змінюватися для досягнення бажаного режиму буріння, наприклад, з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного режиму буріння. Інші те хнічні переваги будуть легко очевидні будь-якому кваліфікованому фахівцеві в даній області з доданих фігур, опису й формули винаходу. Крім окремих переваг, що перелічені вище, різні варіанти втілення даного винаходу можуть включати всі, деякі або жодну з перелічених переваг. 10 Для більш повного розуміння конкретних варіантів втілення даного винаходу й їхні х переваг нижче приводяться посилання до наступного опису з супроводжувальними кресленнями, на яких: Фіг.1 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча субстанція подається в по суті вертикальну свердловину через трубопровід відповідно до одного варіанта втілення даного винаходу; Фіг.2 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча субстанція подається в по суті вертикальну свердловину, а текуча суміш повертається в свердловину через трубопровід відповідно до одного варіанта втілення даного винаходу; Фіг.3 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча суміш відкачується з по суті вертикальної свердловини через насосні труби відповідно до варіанта втілення даного винаходу; Фіг.4 - блок-схема, що ілюструє приклад способу прокачування текучої субстанції по системі свердловин, у якій текуча субстанція подається в по суті вертикальну свердловину через трубопровід відповідно до варіанта втілення даного винаходу; й Фіг.5 - блок-схема, що ілюструє приклад способу прокачування текучої субстанції в системі свердловин, у якій текуча суміш відкачується з по суті вертикальної свердловини через насосні труби відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Фіг.1 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин 10. Система свердловин містить підземну зону, що може містити вугільний пласт. Очевидно, що з використанням подвійної системи свердловин даного винаходу також може бути забезпечений доступ до інших підземних зон для того, щоб переміщати й/або добувати воду, вуглеводні, газй інші текучі субстанції з підземної зони й збагачувати мінерали в підземній зоні до початку розробки родовища. Відповідно до Фіг.1, по суті вертикальна свердловина 12 проходить від поверхні 14 до цільового пласта підземної зони 15. По суті вертикальна свердловина 12 досягає підземної зони 15 й проходить через неї. По суті вертикальна свердловина 12 може проходитися з відповідними обсадними трубами 16, які закінчуються у вугільному пласті або вище його рівня, або в іншій підземній зоні 15. Розширена порожнина 20 може бути сформована в по суті вертикальній свердловині 12 у місці розташування підземної зони 15. Розширена порожнина 20 може мати різну форму в різних варіантах втілення даного винаходу. Розширена порожнина 20 забезпечує з'єднання в місці перетину по суті вертикальної свердловини 12 із зчленованою свердловиною, що використовується для формування дренажної порожнини в підземній зоні 15. Розширена порожнина 20 також є місцем збору для текучих субстанцій, які відводяться із підземної зони 15 у період проведення робіт. Вертикальна ділянка по суті вертикальної свердловини 12 подовжується нижче розширеної по 11 82860 рожнини 20, щоб сформувати відстійник 22 для розширеної порожнини 20. Зчленована свердловина 30 проходить від поверхні 14 до розширеної порожнини 20 по суті вертикальної свердловини 12. Зчленована свердловина 30 містить по суті вертикальну ділянку 32, по суті горизонтальну ділянку 34, й вигнуту, або криволінійну ділянку 36, що з'єднує вертикальну й горизонтальну ділянки 32 й 34. Горизонтальна ділянка 34 розташована в по суті горизонтальній площині підземної зони 15 і перетинає розширену порожнину 20 по суті вертикальної свердловини 12. У конкретних варіантах втілення винаходу зчленована свердловина 30 може не містити горизонтальну ділянку, наприклад, якщо підземна зона 15 не горизонтальна. У таких випадках зчленована свердловина 30 може містити ділянку, яка розташована по суті в тій же площині, що й підземна зона 15. Зчленована свердловина 30 може проходитися з використанням зчленованих бурильних труб 40, що містять відповідні свердловинний двигун і буровий наконечник 42. Бурова вишка 67 розташована на поверхні землі. Пристрій виміру параметрів у процесі буріння 44 може бути встановлений в зчленовані бурильні труби 40 для контролю орієнтації й напрямку свердловини, що пройдена буровим наконечником 42. По суті вертикальна ділянка 32 зчленованої свердловини 30 може бути пройдена з відповідними обсадними трубами 38. Після того, як розширена порожнина 20 перетнеться із зчленованою свердловиною 30, буріння триває через розширену порожнину 20 з використанням зчленованих бурильних тр уб 40 і відповідного устаткування для горизонтального буріння, щоб сформувати дренажну порожнину 50 у підземній зоні 15. Дренажна порожнина 50 й інші свердловини такого типу включають проходку в по хилих, хвилястих або інших типах залягання вугільного пласта або підземної зони 15. Під час буріння дренажної порожнини 50 буровий розчин (наприклад, буровий „мул”) закачується вниз по зчленованим бурильним трубам 40 насосом 64 і виходить з них поблизу бурового наконечника 42, де використовується для очищення пласта й видалення шламу. Буровий розчин також використовується для посилення дії бурового наконечника 42 при руйнуванні пласта. Загальний напрямок потоку бурового розчину через бурильні труби 40 й зовні них зазначений стрілками 60. Система 10 містить клапан 66 і клапан 68 у трубопроводі між зчленованою свердловиною 30 і насосом 64. Коли буровий розчин закачується по зчленованим бурильним трубам 40 під час буріння, клапан 66 відкритий. Під час з'єднання або роз'єднання бурильних труб 40 або в інших необхідних випадках клапан 68 відкритий, щоб дозволити текучій субстанції (тобто буровому розчину або стисненому повітрю) надходити в зчленовану свердловину 30 зовні зчленованих бурильних труб 40, у просторі між зчленованими бурильними трубами 40 і поверхнею зчленованої свердловини 30. Подача текучої субстанції в зчленовану свердловину 30 здійснюється зовні зчленованих бурильних труб 12 40, поки не відбувається активне буріння, наприклад, при з'єднанні або роз'єднанні бурильних труб; що дає можливість операторові підтримувати необхідний тиск на вибої зчленованої свердловини 30. Крім того, текучі субстанції, якщо буде потреба, можуть пропускатися як через клапан 66, так і через клапан 68. В проілюстрованому варіанті втілення клапан 68 частково відкритий, щоб дозволити текучій субстанції вільно опускатися по зчленованій свердловині 30. Коли тиск у зчленованій свердловині 30 більше ніж тиск підземної зони 15 («затискання пласта»), система свердловин перебуває в режимі підвищеного гідростатичного тиску. Коли тиск у зчленованій свердловині 30 менше ніж у пласті, система свердловин має режим зниженого гідростатичного тиску. При бурінні з підвищеним тиском буровий розчин й переміщувані в ньому продукти руйнування породи (шлам) можуть бути втрачені в підземній зоні 15. Втрата бурового розчину й шламу збиткова не тільки через втрати бурового розчину, що повинен бути заново приготовлений; крім того, суміш може закупорити пори підземної зони, які необхідні для відведення газу й води. Текуча субстанція, наприклад, стиснене повітря або інший прийнятний газ, може бути закачаний в по суті вертикальну свердловину 12 через трубопровід 80. В проілюстрованому варіанті втілення газ закачується через трубопровід 80; однак слід розуміти, що інші текучі субстанції можуть закачуватися через трубопровід 80 в інших варіантах втілення. Газ може закачуватися через трубопровід повітряним компресором 65, насосом або іншими засобами. Потік газу взагалі зображений стрілками 76. Трубопровід має відкритий кінець 82 у розширеній порожнині 20 такий, що газ виходить з неї в розширеній порожнині 20. Інтенсивність потоку газу або іншої текучої субстанції, що закачується в по суті вертикальну свердловину 12, може бути змінена для того, щоб регулювати тиск на вибої зчленованої свердловини 30. Крім того, співвідношення газу або іншої текучої субстанції в суміші, що подається в по суті вертикальну свердловину 12, може також бути змінене для корегування тиску на вибої свердловини. Шляхом зміни тиску на вибої зчленованої свердловини 30 може досягатися бажаний режим буріння, наприклад, із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, рівноважне буріння або буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини. Буровий розчин, що подається через зчленовану бурильну трубу 40, змішується з газом або іншою текучою субстанцією, що подається через трубопровід 80, утворює текучу суміш. Текуча суміш протікає нагору по по суті вертикальній свердловині 12 зовні трубопроводу 80. Такий потік текучої суміші зображений стрілками 74 на Фіг.1. Текуча суміш може також містити відходи буріння підземної зони 15 й текучу субстанцію з підземної зони 15, наприклад, воду або метан. Буровий розчин, що закачується через зчленовану свердловину 30 зовні зчленованої бурильної труби 40, може бути також змішаний з газом, щоб утворити рідку 13 82860 суміш, що піднімається до поверхні по по суті вертикальній свердловині 12 зовні трубопроводу 80. Зчленована свердловина 30 також має рівень текучої субстанції 39. Рівень текучої субстанції 39 може формуватися регулюванням інтенсивністю подачі текучої субстанції насосом 64 й/або інтенсивністю подачі повітря компресором 65. Такий рівень текучої субстанції діє як гідростатичний затвор для створення опору протіканню текучої субстанції з пласта, наприклад, отрутного газу (наприклад, сірководню), по зчленованій свердловині 30. Такий опір є результатом гідростатичного тиску товщі текучої субстанції в зчленованій свердловині 30. Таким чином, бурова вишка 67 й персонал можуть бути захищені від текучої субстанції з пласта, що може містити отрутний газ і яка надходить по зчленованій свердловині 30 на поверхню. До того ж, більший простір між трубопроводом та стовбуром свердловини в по суті вертикальній свердловині 12 дозволяє доставити вибурену породу до поверхні при нижчому тиску, а ніж у випадку, якби вона виносилася по зчленованій свердловині 30 зовні зчленованих бурильних труб 40. Заданий тиск на вибої свердловини може підтримуватися під час буріння, навіть якщо необхідно встановити додаткові штанги до зчленованих бурильних труб 40, оскільки кількість газу, що нагнітається в по суті вертикальну свердловину 12, може змінюватися для компенсації зміни тиску через використання додаткових штанг бурильних труб. Фіг.2 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин 410 відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Система свердловин 410 здебільшого подібна до системи 10, що наведена на Фіг.1, однак циркуляція текучої субстанції в системі свердловин 410 відрізняється від циркуляції текучої субстанції в системі 10. Система свердловин 410 містить по суті вертикальну свердловину 412 й зчленовану свердловину 430. Зчленована свердловина 430 перетинає по суті вертикальну свердловину 412 у розширеній поре ні 420. Зчленована свердловина 430 містить по суті вертикальну частину 432, вигн уту частину 436 й по суті горизонтальну частину 434. Зчленована свердловина перетинає розширену порожнину 420 по суті вертикальної свердловини 412. По суті горизонтальна частина 434 зчленованої свердловини 430 проходиться по підземній зоні 415. Зчленована свердловина 430 проходиться з використанням зчленованих бурильних труб 440, що містять двигун і буровий наконечник 442. Дренажна порожнина 450 проходиться з використанням зчленованих бурильних тр уб 440. Буровий розчин закачується через зчленовані бурильні труби 440, як описано вище при розгляді Фіг.1. Головний потік такого бурового розчину ілюструється стрілками 460. Буровий розчин може змішуватися з текучою субстанцією й/або шламом з підземної зони 450 після виходу бурового розчину із зчленованих бурильних труб 440. Використовуючи клапан 468, текучі субстанції можуть бути спрямовані в зчленовану свердловину 430 зовні зчленованих бурильних труб 440 при з'єднанні або 14 роз'єднанні труб, або інших необхідних операцій, наприклад, вільному падінню рівня текучої субстанції, проілюстрованому на Фіг.1. Текуча субстанція, наприклад стиснене повітря, може закачуватися в по суті вертикальну свердловину 412 у кільцевий простір між трубопроводом 480 і поверхнею по суті вертикальної свердловини 412. В проілюстрованому варіанті втілення газ закачується в по суті вертикальну свердловину 412 зовні трубопроводу 480; однак слід розуміти, що в інших варіантах втілення можуть закачуватися інші. Газ або інша текуча субстанція може закачуватися з використанням повітряного компресора 465, насоса або інших засобів. Потік газу зображений стрілками 476. Інтенсивність подачі газу або іншої текучої субстанції, що подається в по суті вертикальну свердловину 412, може змінюватися для регулювання тиску на вибої зчленованої свердловини 430. До того ж, склад суміші газу або іншої текучої субстанції, що подається в по суті вертикальну свердловину 412, може також змінюватися для регулювання тиску на вибої свердловини. Шляхом зміни тиску на вибої зчленованої свердловини 430 може досягатися бажаний режим буріння, наприклад, режим буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, режим рівноважного буріння або буріння з підвищеним гідростатичним тиском у стовбурі свердловини. Буровий розчин, що подається по зчленованим бурильним трубам 440, змішують із газом або іншою текучою субстанцією, що подається в по суті вертикальну свердловину 412 зовні трубопроводу 480, щоб сформувати текучу суміш. Текуча суміш входить у відкритий кінець 482 трубопроводу 480 й проходить нагору по по суті вертикальній свердловині 412 через трубопровід 480. Такий потік текучої суміші зображено стрілками 474. Текуча суміш може також містити шлам від буріння підземної зони 415 й текучу субстанцію з підземної зони 415, наприклад, воду або метан. Текуча субстанція, що нагнітається через зчленовану свердловину 430 зовні зчленованих бурильних труб 440, може також змішуватися з газом, щоб сформува ти текучу суміш, що надходить в по суті вертикальну свердловину 412 зовні трубопроводу 480. Фіг.3 ілюструє циркуляцію текучої субстанції в системі свердловин 110 відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Система свердловин 110 має по суті вертикальну свердловину 112 й зчленовану свердловину 130. Зчленована свердловина 130 перетинає по суті вертикальну свердловину 112 у розширеній порожнині 120. Зчленована свердловина 130 містить по суті вертикальну ділянку 132, вигнуту ділянку 136 й по суті горизонтальну ділянку 134. Зчленована свердловина перетинає розширену порожнину 120 по суті вертикальної свердловини 112. По суті горизонтальна ділянка 134 зчленованої свердловини 130 проходиться у підземній зоні 115. Зчленована свердловина 130 проходиться з використанням зчленованих бурильних труб 140, що містить свердловинний двигун і буровий наконечник 142. 15 82860 Дренажна порожнина 150 проходиться з використанням зчленованих бурильних труб 140. По суті вертикальна свердловина 112 містить насосні труби 180, які містять впускний отвір 182 насоса, що розміщений в розширеній порожнині 120. Буровий розчин закачується по зчленованим бурильним трубам 140, як описано вище при розгляді Фіг.1. Головний потік бурового розчину ілюструється стрілками 160. Буровий розчин може змішува тися з текучою субстанцією й/або шламом з підземної зони 150 й формувати текучу суміш після виходу бурового розчину із зчленованих бурильних труб 140. Текуча суміш відкачується через по суті вертикальну свердловину 112, через впускний отвір 182 насоса й насосні труби 180 з використанням насоса 165, як зображено стрілками 172. Пластовий газ 171 з підземної зони 115 надходить по по суті вертикальній свердловині 112 до області нижчого тиску, минаючи впускний отвір 182 насоса. Таким чином, окремі варіанти втілення даного винаходу забезпечують спосіб відкачування текучої субстанції з системи двопластової свердловини через насосні труби й обмеження кількості пластового газу, що відкачується через насосні труби. Пластовий газ 171 може бути спалений, як зображено на Фіг.3, або використаний. Швидкість відкачування текучої суміші з по суті вертикальної свердловини 112 через насосні труби 180 може змінюватися для регулювання глибини залягання рівня рідкої субстанції й тиску на вибої системи свердловин 110. Шляхом зміни рівня текучої субстанції й тиску на вибої можливо досягати бажаного режиму буріння, наприклад, режиму буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, рівноважного режиму буріння або буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини. По суті вертикальна свердловина 112 містить датчик тиску 168 для реєстрації тиску в по суті вертикальній свердловині 112. Датчик тиску 168 може бути електрично з'єднаний з двигуном 167 насоса 165 для автоматичної зміни швидкості обертання насоса 165 на основі заданого тиску в системі свердловин 110. В інших варіантах втілення швидкість обертання насоса 165 може змінюватися вручну для забезпечення бажаного режиму буріння. Під час з'єднання або роз'єднання бурильних труб 140 або в інших випадках за потреби, буровий розчин може подаватися через зчленовану свердловину 130 зовні зчленованих бурильних труб 140. Такий буровий розчин можна змішува ти з текучою субстанцією й/або шламом підземної зони 150, щоб сформувати текучу суміш, що відкачується з по суті вертикальної свердловини 112 через насосні труби 180. Фіг.4 - блок-схема процесу, що ілюстр ує приклад способу циркуляції текучої субстанції в системі свердловин відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Спосіб починається з кроку 200, у якому по суті вертикальна свердловина проходиться від поверхні до підземної зони. В окремих варіантах втілення підземна зона може містити вугільний пласт або родовище вуглеводнів. На стадії 202 проходиться зчленована свердловина 16 від поверхні до підземної зони. Зчленована свердловина проходиться з використанням бурильних труб. Зчленована свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання поблизу підземної зони. Місце з'єднання свердловин може перебувати в розширеній порожнині. Стадія 204 включає формування дренажної порожнини від місця з'єднання свердловин до підземної зони. На стадії 206, при проходці дренажної порожнини, буровий розчин закачується через бурильні труби. Буровий розчин може виходити з бурильної труби поблизу бурового наконечника. На стадії 208, газ, наприклад стиснене повітря, закачується в по суті вертикальну свердловину через трубопровід. В інших варіантах втілення інші текучі субстанції можуть закачуватися в по суті вертикальну свердловину через трубопровід. Трубопровід містить отвір у місці з'єднання з підземною зоною такий, що газ виходить з трубопроводу в місці з'єднання з підземною зоною. В окремих варіантах втілення газ змішується з буровим розчином, щоб сформувати текучу суміш, яка виходить на поверхню по по суті вертикальній свердловині зовні трубопроводу. Текуча суміш може також містити текучу субстанцію з підземної зони й/або шлам. Інтенсивність подачі або суміш газу або іншої текучої субстанції, що подаються в по суті вертикальну свердловину, можуть змінюватися, щоб регулювати тиск системи на вибої свердловини для досягнення бажаного режиму буріння, наприклад, буріння з підвищеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного гідростатичного режиму буріння. Фіг.5 - блок-схема процесу, що ілюстр ує приклад способу циркуляції текучої субстанції в системі свердловин відповідно до варіанта втілення даного винаходу. Спосіб починається на стадії 300, на якому по суті вертикальна свердловина проходиться від поверхні до підземної зони. В окремих варіантах втілення підземна зона може містити вугільний пласт або родовище вуглеводнів. На стадії 302 проходиться зчленована свердловина від поверхні до підземної зони. Зчленована свердловина проходиться з використанням бурильних труб. Зчленована свердловина зміщена по горизонталі від по суті вертикальної свердловини на поверхні й перетинає по суті вертикальну свердловину в місці з'єднання поблизу підземної зони. З'єднання може перебувати в розширеній порожнині. Стадія 304 включає формування дренажної порожнини від місця з'єднання свердловин до підземної зони. На стадії 306, при проходці дренажної порожнини, буровий розчин закачується через бурильні труби. Буровий розчин може виходити з бурильних труб поблизу бурового наконечника. На стадії 308 насосні труби встановлюються в по суті вертикальній свердловині. Насосні труби містять впускний отвір насоса, що розташований якнайближче до місці з'єднання свердловин. На стадії 310 текуча суміш відкачується по по суті вертика 17 льній свердловині через насосні труби. Текуча суміш входить у насосні труби через впускний отвір насоса. Текуча суміш може містити буровий розчин після того, як він вийшов з бурильних труб, текучу субстанцію з підземної зони й/або шлам з підземної зони. Швидкість відкачування текучої суміші з по суті вертикальної свердловини через насосні труби може змінюватися, щоб регулювати тиск на вибої свердловини для досягнення бажаного режиму буріння, наприклад, буріння з підви 82860 18 щеним гідростатичним тиском в стовбурі свердловини, буріння із зниженим гідростатичним тиском в стовбурі свердловини або рівноважного гідростатичного режиму буріння. Хоча даний винахід описаний детально, фахівцями в даній області техніки можуть бути запропоновані різні зміни й модифікації. Слід розуміти, що даний винахід охоплює такі зміни та модифікації в межах об'єму прикладеної формули винаходу. 19 Комп’ютерна в ерстка М. Ломалова 82860 Підписне 20 Тираж 26 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601