RU2060348C1

RU2060348C1 - Layout of drill column bottom

Info

Publication number: RU2060348C1
Authority: RU
Inventors: Л.М. Матвеенко; В.Д. Разуваев
Original assignee: Конструкторское бюро производственного объединения "Саратовнефтегаз"
Priority date: 1992-07-10
Filing date: 1992-07-10
Publication date: 1996-05-20

Abstract

FIELD: horizontal well drilling from daily surface. SUBSTANCE: drill column bottom includes bit, bottom hydraulic engine, pipe between the bit and engine shaft. Bit has lateral washing out passages with openings adjoining lateral wall of bit internal cavity. A ball enables to roll in circular groove is placed in the cavity. The groove is formed by cavity walls. Ball diameter is larger than diameter of lateral openings. Area of pipe flow section exceeds area of bit internal cavity surface. EFFECT: increased engineering-economical efficiency of drilling horizontal boreholes. 3 dwg

Description

Изобретение относится к бурению скважин, точнее к компоновкам низа бурильной колонны для бурения горизонтального и наклонного (искривленного) ствола скважины с дневной поверхности. The invention relates to drilling wells, and more specifically to the layout of the bottom of the drill string for drilling a horizontal and inclined (curved) wellbore from the surface.

Известна компоновка низа бурильной колонны (КНБК), включающая долото и забойный гидравлический двигатель (ЗГД). В горизонтальном и сильно наклонном стволе расположена соединенная с двигателем колонна бурильных труб, выходящая через искривленную часть в вертикальный ствол скважины. Над искривленным стволом в составе бурильной колонны имеются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), присоединенные верхним концом к колонне бурильных труб в вертикальном стволе скважины. Нагружение долота осуществляется разгрузкой веса УБТ на колонну бурильных труб протяженностью от начала искривления ствола скважины до ЗГД, включая весь горизонтальный ствол скважины [1]
Недостатки известной КНБК заключаются в следующем. По мере удлинения наклонного и горизонтального ствола скважины возрастает площадь контакта бурильной колонны со стенкой скважины, растет сила трения бурильной колонны о стенку скважины, достигая 6-8 тонн на каждые 100 м длины горизонтального и сильно наклоненного ствола, соответственно уменьшается нагрузка на долото от веса УБТ, что приводит к существенному уменьшению механической скорости бурения, возрастанию стоимости метра проходки. Кроме того, в известной КНБК не предусмотрены средства, стимулирующие вынос шлама из горизонтального и наклонного ствола скважины, что еще более затрудняет движение бурильной колонны в скважине, создает опасность прихвата бурильной колонны, препятствует стабильной проходке ствола скважины в заданном направлении.Known layout of the bottom of the drill string (BHA), including a bit and a downhole hydraulic motor (ZGD). In a horizontal and highly inclined wellbore, a drill pipe string connected to the engine is located, exiting through the curved portion into a vertical wellbore. Above the curved bore, the drill string contains weighted drill pipes (UBTs) attached with their upper end to the drill string in the vertical borehole. The loading of the bit is carried out by unloading the weight of the drill collar onto the drill pipe string extending from the beginning of the borehole curvature to the horizontal well, including the entire horizontal wellbore [1]
The disadvantages of the well-known BHA are as follows. As the inclined and horizontal borehole lengthens, the contact area of the drill string with the borehole wall increases, the friction force of the drill string against the borehole wall grows, reaching 6-8 tons for every 100 m of horizontal and highly inclined borehole length, and the load on the bit due to the weight of the drill collar decreases accordingly , which leads to a significant decrease in the mechanical drilling speed, an increase in the cost of a meter of penetration. In addition, the well-known BHA does not provide means that stimulate the removal of cuttings from a horizontal and inclined wellbore, which further complicates the movement of the drill string in the well, creates a risk of sticking the drill string, and prevents stable penetration of the wellbore in a given direction.

Известна КНБК, включающая долото и ЗГД, соединенный с колонной бурильных труб, расположенных в горизонтальном или наклонном стволе скважины. По длине колонны в горизонтальном или наклонном стволе скважины установлены с определенным интервалом гидравлические вибраторы, в которых движение клапанов синхронизировано со сдвигом фаз на половину периода. Работа вибраторов приводит к увеличению подвижности бурильной колонны в стволе скважины, улучшению передачи нагрузки от УБТ к долоту, повышению подвижности шлама и его выносу из скважины [2]
Однако реализовать эту КНБК практически невозможно, что связано не только со сложностью конструкции и трудностью настраивания вибрационной системы, но и с тем, что КНБК не учитывает ряд геологических и технологических факторов. Так, синхронизация работы вибраторов не учитывает влияния топографии и пространственных искривлений ствола скважины, а приложение пульсирующих гидравлических нагрузок сжатия к колонне бурильных труб большой протяженности приводит к расходованию гидравлической энергии лишь на деформацию волнообразования по длине колонны, а не к передаче нагрузки на долото. Кроме того, установка многочисленных вибраторов по длине бурильной колонны приводит к существенному повышению ее гидравлического сопротивления.Known BHA, including the bit and ZGD, connected to a string of drill pipes located in a horizontal or inclined wellbore. Hydraulic vibrators are installed at a certain interval along the length of the column in a horizontal or inclined wellbore, in which the movement of the valves is synchronized with a phase shift of half the period. The operation of the vibrators leads to an increase in the mobility of the drill string in the borehole, an improvement in the transfer of load from the drill collar to the bit, an increase in the mobility of the sludge and its removal from the well [2]
However, it is practically impossible to realize this BHA, which is associated not only with the complexity of the design and the difficulty of tuning the vibration system, but also with the fact that the BHA does not take into account a number of geological and technological factors. So, the synchronization of the vibrators does not take into account the influence of topography and spatial curvature of the wellbore, and the application of pulsating hydraulic compression loads to the long drill pipe string leads to the expenditure of hydraulic energy only on the deformation of wave formation along the length of the string, and not to transfer the load to the bit. In addition, the installation of numerous vibrators along the length of the drill string leads to a significant increase in its hydraulic resistance.

Известна также КНБК, включающая долото, ЗГД и патрубок между долотом и валом ЗГД. Патрубок имеет толстые стенки и узкое проходное сечение, представляя собой отрезок УБТ [3]
Недостатком известной КНБК является низкая эффективность бурения горизонтального и наклонного ствола скважины, так как тяжелый патрубок создает лишь отклоняющую нагрузку на долото, в то время как для проводки наклонной или горизонтальной скважины необходима осевая нагрузка. Передачу же осевой нагрузки на долото известная КНБК не предусматривает, что обуславливает низкую механическую скорость бурения наклонных и горизонтальных скважин. Кроме того, известная КНБК не способствует выведению шлама из наклонного и горизонтального ствола скважины, что еще более затрудняет возможность нагружения долота весом УБТ, расположенных в вертикальном стволе скважины, создает прихватоопасную ситуацию, дестабилизирует выбранное направление пpоложения наклонной и горизонтальной частей ствола скважины.BHA is also known, which includes a bit, ZGD and a pipe between the bit and the shaft of the ZGD. The pipe has thick walls and a narrow bore, representing a section of the drill collar [3]
A disadvantage of the known BHA is the low efficiency of drilling a horizontal and deviated wellbore, since a heavy nozzle creates only a deflecting load on the bit, while axial load is required to guide an inclined or horizontal well. The well-known BHA does not provide for axial load transfer to the bit, which leads to a low mechanical drilling speed of deviated and horizontal wells. In addition, the well-known BHA does not contribute to the removal of cuttings from an inclined and horizontal wellbore, which makes it even more difficult to load a drill bit with a weight of drill collars located in a vertical wellbore, creates a tacky situation, destabilizes the chosen direction of the inclined and horizontal parts of the wellbore.

Целью изобретения является повышение эффективности бурения горизонтального и наклонного ствола скважины. The aim of the invention is to increase the efficiency of drilling a horizontal and inclined wellbore.

Цель достигается тем, что в известной КНБК, включающей долото, ЗГД и патрубок между долотом и валом ЗГД, компоновка содержит долото с боковыми промывочными каналами, отверстия которых прилегают к боковой стенке внутренней полости долота, где размещен шар с возможностью качения в кольцевой канавке, образованной стенками полости, причем диаметр шара больше диаметра боковых отверстий, а площадь проходного сечения патрубка больше площади поверхности внутренней полости долота, расположенной нормально к его оси. The goal is achieved by the fact that in the known BHA, including the bit, ZGD and the pipe between the bit and the shaft of the ZGD, the arrangement contains a bit with side flushing channels, the holes of which are adjacent to the side wall of the inner cavity of the bit, where the ball is placed with the possibility of rolling in an annular groove formed the walls of the cavity, and the diameter of the ball is larger than the diameter of the side holes, and the area of the passage section of the nozzle is larger than the surface area of the internal cavity of the bit, located normally to its axis.

Включение в КНБК долота с боковыми промывочными каналами, отверстия которых прилегают к боковой стенке внутренней полости долота, приводит к вращению отверстий промывочных каналов долота по окружности, лежащей в вертикальной или несколько отклоненной от вертикали плоскости, при вращении долота в горизонтальном или наклонном стволе скважины. The inclusion in the BHA of a bit with side flushing channels, the holes of which are adjacent to the side wall of the internal cavity of the bit, leads to rotation of the holes of the flushing channels of the bit in a circle lying in a vertical or slightly deviated plane from the vertical side, when the bit is rotated in a horizontal or inclined wellbore.

Наличие шара во внутренней полости долота, установленного с возможностью качения в кольцевой канавке, образованной стенками полости, обеспечивает возможность периодического перекрытия отверстий боковых промывочных каналов и получения при этом повышенного перепада давления на долоте. The presence of a ball in the inner cavity of the bit, which is installed with the possibility of rolling in the annular groove formed by the walls of the cavity, provides the possibility of periodically blocking the holes of the side flushing channels and thereby obtaining an increased pressure drop on the bit.

Произведение этого повышения перепада давления на долоте на площадь поверхности внутренней полости долота, расположенной нормально к его оси, дает импульс силы, приложенной по оси долота в направлении к забою скважины, а наличие над долотом патрубка с площадью проходного сечения больше упомянутой площади поверхности в полости долота обеспечивает усиление нагрузки на долото за счет увеличения площади, воспринимающей перепад давления на долото и импульс давления, возникающей при перекатывании шара в полости долота. The product of this increase in the pressure drop across the bit by the surface area of the internal cavity of the bit normal to its axis gives an impulse of force applied along the axis of the bit in the direction to the bottom of the well, and the presence of a nozzle with a passage area larger than the surface area in the bit cavity above the bit provides an increase in the load on the bit by increasing the area perceiving the pressure drop on the bit and the pressure impulse that occurs when the ball rolls in the cavity of the bit.

Превышение диаметра шара над диаметром отверстий боковых промывочных каналов, прилегающих к боковой стенке полости, предотвращает возможность присасывания шара к отверстию, так как в момент неполного перекрытия отверстия шар касается стенок полости только точками, а не по линии и не по поверхности. The excess of the diameter of the ball over the diameter of the holes of the side flushing channels adjacent to the side wall of the cavity prevents the possibility of suction of the ball to the hole, since at the time of incomplete overlapping of the hole, the ball touches the walls of the cavity only with points, and not along the line and not on the surface.

Создание периодического осевого усилия непосредственно на долоте приводит к тому, что на конце бурильной колонны действует сила, вытягивающая бурильную колонну в направлении проводки скважины с эффективным нагружением долота за счет двух составляющих: от собственно возникающего усилия на долоте путем реализации описанного механизма и от передачи усилия на долото, создаваемого весом УБТ в вертикальном стволе скважины, чему способствуют колебания бурильной колонны, вызываемые периодическим частичным перекрытием промывочных отверстий долота. Кроме того, колебания колонны препятствуют осаждению и уплотнению вокруг колонны выбуренной породы (шлама), способствуют удалению шлама из горизонтального и наклонного ствола скважины. Величину импульсов давления регулируют диаметром шара. Creating a periodic axial force directly on the bit leads to the fact that at the end of the drill string there is a force pulling the drill string in the direction of the borehole with effective loading of the bit due to two components: from the actual force on the bit by implementing the described mechanism and from transferring force to a bit created by the weight of the drill collar in the vertical wellbore, which is facilitated by the oscillations of the drill string caused by periodic partial overlapping of the flushing holes bit. In addition, the oscillations of the column prevent the deposition and compaction of drill cuttings (sludge) around the column, contribute to the removal of sludge from the horizontal and inclined wellbore. The magnitude of the pressure pulses is regulated by the diameter of the ball.

Действие перечисленных факторов обеспечивает повышение эффективности бурения горизонтальных и наклонных скважин с дневной поверхности. The action of these factors provides an increase in the efficiency of drilling horizontal and deviated wells from the day surface.

На фиг. 1 показана компоновка низа бурильной колонны для бурения горизонтального и наклонного ствола скважины; на фиг. 2 узел I на фиг. 1; на фиг. 3 сечение А-А на фиг. 2. In FIG. 1 shows the layout of the bottom of the drill string for drilling a horizontal and deviated wellbore; in FIG. 2 node I in FIG. 1; in FIG. 3, section AA in FIG. 2.

КНБК включает долото 1, ЗГД 2, патрубок 3 между долотом и валом ЗГД; ЗГД соединен с колонной бурильных труб 4, лежащей на нижней поверхности ствола скважины 5. В корпусе долота имеется полость 6, куда открыты отверстия 7 боковых промывочных каналов 8; отверстия прилегают к боковой стенке 9 полости 6. В полости 6 размещен шар 10 с возможностью качения в кольцевой канавке 11, образованной стенками полости 6. Площадь проходного сечения патрубка 3 больше площади поверхности 12 внутренней полости долота. BHA includes a bit 1, ZGD 2, a pipe 3 between the bit and the shaft of the ZGD; ZGD is connected to the drill pipe string 4 lying on the lower surface of the wellbore 5. In the body of the bit there is a cavity 6 where the openings 7 of the side flushing channels 8 are open; the holes are adjacent to the side wall 9 of the cavity 6. In the cavity 6 there is a ball 10 with a possibility of rolling in an annular groove 11 formed by the walls of the cavity 6. The area of the passage section of the pipe 3 is larger than the surface area 12 of the internal cavity of the bit.

КНБК работает следующим образом. BHA works as follows.

Перед спуском в скважину 5 в полость 6 долота 1 с боковыми промывочными каналами 8 помещают шар 10, изготовленный, например, из фторопласта, или меди, или алюминия, или плотной резины, или другого материала мягче стали, из которой изготовлено долото, но достаточно тяжелого, т.е. тонущего в промывочной жидкости. Наворачивают на долото патрубок 3, другой конец которого соединяют с валом ЗГД 2. ЗГД соединяют с колонной бурильных труб 4 и спускают в скважину 5. Выше места начала наклонения (искривления) скважины в вертикальном стволе в состав бурильной колонны включают УБТ. После спуска в скважину нагнетают в бурильную колонну 4 промывочную жидкость, которая вызывает вращение вала ЗГД 2 и соединенного с ним через патрубок 3 долота 1. Перепад давления на долоте 1 и гидросопротивления в колонне до долота (за вычетом площади отверстий 7 промывочных каналов 8) создают осевую гидравлическую нагрузку на долото 1. При вращении долота 1 шар 10 перекатывается в кольцевой канавке 11, образованной стенками полости 6, и периодически частично перекрывает боковые отверстия 7 промывочных каналов 8. Возникающее при этом повышение давления воспринимается площадью 12 полости 6 и переходными площадками патрубка 3 (от большого диаметра патрубка 3 к меньшему диаметру ниппеля долота 1), т.е. площадью проходного сечения патрубка 3 за вычетом площади промывочных отверстий 7 в площадке 12 полости 6 долота 1. Before descending into the well 5, a ball 10 is placed in the cavity 6 of the bit 1 with side flushing channels 8, made, for example, of fluoroplastic, or copper, or aluminum, or dense rubber, or other material softer than the steel from which the bit is made, but rather heavy , i.e. drowning in flushing fluid. A nozzle 3 is screwed onto the bit, the other end of which is connected to the shaft of the drill rod 2. The drill rod is connected to the string of drill pipes 4 and lowered into the well 5. Above the point of the beginning of the inclination (curvature) of the well in the vertical shaft, the drill string is included in the drill string. After the descent into the well, drilling fluid is injected into the drill string 4, which causes the rotation of the shaft of the ЗГД 2 and the bit 1 connected to it through the pipe 3. The pressure drop across the bit 1 and the hydraulic resistance in the string to the bit (minus the area of the openings 7 of the washing channels 8) create axial hydraulic load on the bit 1. When the bit 1 rotates, the ball 10 rolls in the annular groove 11 formed by the walls of the cavity 6, and periodically partially blocks the side holes 7 of the washing channels 8. The resulting increase in phenomenon perceived area 12 of the cavity 6 and the nozzle adapter plate 3 (on a large diameter pipe 3 to the smaller diameter of the pin 1 bit), i.e. the cross-sectional area of the pipe 3 minus the area of the washing holes 7 in the area 12 of the cavity 6 of the bit 1.

Произведение величины повышения давления на упомянутую площадь дает импульсное повышение осевой силы на долоте 1, что способствует страгиванию бурильной колонны со стенки скважины 5 с передачей на долото нагрузки от веса УБТ. Импульсные страгивания бурильной колонны приводят также к псевдоожижению выбуренного шлама и стимулируют его вынос из горизонтального и наклонного ствола скважины 5 промывочной жидкостью, движущейся в циркуляционной системе скважины. The product of the magnitude of the pressure increase by the mentioned area gives a pulsed increase in the axial force on the bit 1, which helps the drill string to move away from the borehole wall 5 and transfer the load to the bit from the weight of the drill collar. Pulse straining of the drill string also leads to fluidization of the cuttings and stimulate their removal from the horizontal and inclined wellbore 5 by the flushing fluid moving in the borehole circulation system.

Таким образом достигается повышение эффективности бурения в горизонтальном и наклонном стволе скважины. Thus, an increase in drilling efficiency in a horizontal and deviated wellbore is achieved.

П р и м е р. Вертикальный ствол скважины пробурен долотом диаметром 295,3 мм до глубины 500 м; отсюда долотом 215,9 мм произведено искривление ствола с переходом в горизонтальный ствол на глубине 620 м. Длина горизонтального ствола 250 м. Долото имеет два промывочных канала, оборудованных гидромониторными насадками с диаметром канала 10 мм. В полости долота имеется шар диаметром 35 мм. В качестве ЗГД используется винтовой двигатель типа Ду диаметром 172 мм со стабилизирующими кольцами диаметром 195 мм. Между долотом и валом ЗГД установлен патрубок, имеющий наружный диаметр 195 мм, толщину стенки 15 мм, внутренний диаметр 165 мм. Винтовой ЗГД соединен с колонной бурильных труб диаметром 127 мм. УБТ расположены в конце вертикального ствола. Вес УБТ составляет 20 т. Расход промывочной жидкости 25 л/с; перепад давления на долоте 5 МПа, перепад давления в бурильной колонне до долота (включая ЗГД) составляет 7 МПа. Площадь проходного сечения бурильной трубы 95 см², площадь проходного сечения патрубка 210 см². Сила гидравлического растяжения бурильной колонны, равная произведению гидропотерь в колонне до долота и перепада давления в долоте на площадь проходного сечения бурильной колонны, составляет около 11 т. Сила трения колонны о стенки скважины, из расчета 6 тонн на 100 м горизонтального и наклонного ствола, составляет 18 т, в связи с чем из суммарной нагрузки от веса УБТ 10 тонн и гидравлической нагрузки 11 т (разгружаемой весом бурильной колонны), на долото передается 31 18 13 т, в то время как для нормальной отработки долота требуется 18-23 т. Дальнейшее нагружение весом УБТ неэффективно, так как наряду с горизонтальной, действует вертикальная составляющая веса УБТ, прижимающая бурильную колонну к стенке скважины. Получение недостающих 5-10 т нагрузки получаются за счет силы, равной произведению импульсного повышения давления на площадь внутреннего сечения патрубка. Исходя из упомянутой необходимой нагрузки 5-10 т для страгивания бурильной колонны в горизонтальном и наклонном стволе скважины, шар должен при перекрытии отверстия давать импульсное повышение давления 25-50 атм. Столь существенные периодические нагрузки, предлагаемые непосредственно к долоту, не только обеспечивают перемещение бурильной колонны с нагружением долота, но и способствуют псевдоожижению и вымыву шлама из горизонтального и наклонного ствола, что обеспечивает повышение механической скорости бурения и других технико-экономических показателей бурения наклонных и горизонтальных скважин.PRI me R. The vertical wellbore was drilled with a bit with a diameter of 295.3 mm to a depth of 500 m; from here with a 215.9 mm chisel, the barrel was bent into a horizontal shaft at a depth of 620 m. The horizontal shaft was 250 m long. The chisel has two flushing channels equipped with hydraulic monitor nozzles with a channel diameter of 10 mm. In the cavity of the bit there is a ball with a diameter of 35 mm. As a DGD, a Du-type screw motor with a diameter of 172 mm with stabilizing rings with a diameter of 195 mm is used. A nozzle is installed between the bit and the SHG shaft, having an outer diameter of 195 mm, a wall thickness of 15 mm, and an inner diameter of 165 mm. A helical screwdriver is connected to a drill pipe string with a diameter of 127 mm. Drill collars are located at the end of a vertical trunk. The weight of the drill collar is 20 tons. The flow rate of flushing fluid is 25 l / s; the pressure drop on the bit is 5 MPa, the pressure drop in the drill string to the bit (including the ZGD) is 7 MPa. The area of the bore of the drill pipe 95 cm ^{2 the} area of the bore of the pipe 210 cm ² . The hydraulic tensile strength of the drill string, equal to the product of hydraulic losses in the string to the bit and the pressure drop in the bit to the drill pipe cross-sectional area, is about 11 tons. The friction force of the string against the borehole wall, at the rate of 6 tons per 100 m of horizontal and inclined bore, is 18 tons, and therefore, from the total load of the drill collar weight of 10 tons and the hydraulic load of 11 tons (discharged by the weight of the drill string), 31 18 13 tons are transferred to the bit, while 18-23 tons are required for normal working out of the bit. loading with drill collar weight is inefficient, since along with the horizontal, the vertical component of the drill collar weight acts, pressing the drill string against the borehole wall. Obtaining the missing 5-10 tons of load are obtained due to the force equal to the product of the pulse increase in pressure by the internal section of the pipe. Based on the necessary load of 5-10 tons for stragging the drill string in a horizontal and deviated wellbore, the ball should, when the hole is closed, give a pulse pressure increase of 25-50 atm. Such significant periodic loads, offered directly to the bit, not only provide the movement of the drill string with the loading of the bit, but also contribute to the fluidization and leaching of cuttings from the horizontal and inclined bore, which ensures an increase in the mechanical drilling speed and other technical and economic indicators for drilling inclined and horizontal wells .

Claims

The layout of the bottom of the drill string, including a downhole hydraulic motor, a bit with flushing channels and an internal cavity formed by the bottom and side walls, a ball with a diameter larger than the diameter of the holes of the flushing channels extending into the cavity, and installed between the bit and the shaft of the downhole motor a nozzle with a passage section larger than the bottom area of the bit cavity, characterized in that the washing channels are made in the bottom of the inner cavity of the bit and are adjacent to the side wall along the bones.