NO161750B - PROCEDURE FOR PREVENTING THE BOWL OF A DRILL STRING. - Google Patents

Description

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for forhindring av buling i en borestreng under boring av en brønn i jordlaget. The invention relates to a method for preventing bulging in a drill string during drilling of a well in the soil layer.

De problemer som forekommer ved boring gjennom jordlag til meget store dypder er veldokumentert og er løst på en gun- The problems that occur when drilling through soil layers to very great depths are well documented and have been solved on a gun-

stig måte. Disse problemer er forverret ved såkalt "langtrekkende boring" hvor banen for borkronen bevisst avviker vesentlig fra vertikalretningen. Innsetting av rør, bore-strenger, foringer for rør i borehull med meget stor vinkel er særlig vanskelig. rise way. These problems are exacerbated by so-called "long-range drilling", where the path of the drill bit deliberately deviates significantly from the vertical direction. Inserting pipes, drill strings, liners for pipes in boreholes with a very large angle is particularly difficult.

I den senere tid har sofistikert teknikk med elektronisk In recent times, sophisticated technology with electronic

måling og dataoverføring blitt anvendt på dette problem. measurement and data transfer have been applied to this problem.

Mange av de kjente systemer sporer og styrer nøyaktig banen Many of the known systems precisely track and control the trajectory

for borstrengen gjennom underjordiske formasjoner. F.eks. beskriver US patent nr. 3.622.971 og nr. 4.021.774 appara- for the drill string through underground formations. E.g. describes US patent no. 3,622,971 and no. 4,021,774 appara-

ter for sporing av banen til en borstreng gjennom jorden ut fra målinger av azimut og skråvinkel. US patent nr. 3.622.971 innbefatter en beregningsenhet ved jordoverflaten for bestemmelse av en bane fra nedhullsmålinger. ter for tracing the path of a drill string through the earth based on measurements of azimuth and angle of inclination. US Patent No. 3,622,971 includes a calculation unit at the earth's surface for determining a trajectory from downhole measurements.

US patent nr. 3.968.473 viser et apparat for måling av vekten på borkronen og dreiemomentet som utøves på borstrengen. US patent no. 3,968,473 shows an apparatus for measuring the weight of the drill bit and the torque exerted on the drill string.

US patent nr. 3.759.489 beskriver et apparat for automatisk regulering av vekten på kronen. US patent no. 3,759,489 describes an apparatus for automatically regulating the weight of the crown.

Et problem som ikke er blitt tilstrekkelig tatt vare på er bulingen av segmentene til en borestreng. Dette bevirker avbøyninger som på sin side bevirker krefter mot hullveggen som øker friksjonsmotstanden. Også bulebelastninger bevir- A problem that has not been adequately addressed is the bulging of the segments of a drill string. This causes deflections which in turn cause forces against the hole wall which increase the frictional resistance. Bump loads also cause

ker rørtretthet. Noen seksjoner av et borehull kan ha skråvinkler på 80° til 90° (eller større) fra vertikalplanet i hvilket røret i denne seksjonen ikke vil gli gjennom hullet med akkurat kraften av sin egen vekt. I denne situasjon må seksjoner av rør bli skjøvet for å bevege seg. ker pipe fatigue. Some sections of a borehole may have slant angles of 80° to 90° (or greater) from the vertical plane in which the pipe in this section will not slide through the hole by just the force of its own weight. In this situation, sections of pipe must be pushed to move.

Når et rør blir skjøvet gjennom et borehull, vil det bøye When a pipe is pushed through a borehole, it will bend

seg og bule ut. Ved hver kontakt med veggen til borehullet and bulge out. At each contact with the wall of the borehole

vil en ekstra kraft bli utøvet mot veggen og bevirke ekstra bremsing. Dette danner den summerende situasjon med ekstra bremsing som bevirker nødvendig ekstra aksial kraft som igjen bevirker mer buling, mer kraft mot veggen og mer bremsing sånn at resultatet er en sneballvirkning. Et punkt vil bli nådd, hvor for et gitt sett av betingelser kraften for skyving av røret ikke er tilgjengelig eller røret kan svikte. Mange alternativer eksisterer for å forandre de gitte betingelser, såsom forandring av rørstrengen, forandring av borehullformen, dvs. foringen eller hullstørrelsen, forandring av friksjonskoeffisient og forandring av innretning for dannelse av en skyvekraft. an additional force will be exerted against the wall and cause additional braking. This creates the cumulative situation with extra braking which causes the necessary extra axial force which in turn causes more bulging, more force against the wall and more braking so that the result is a snowball effect. A point will be reached where, for a given set of conditions, the force to push the pipe is not available or the pipe may fail. Many options exist to change the given conditions, such as changing the pipe string, changing the borehole shape, i.e. the casing or the hole size, changing the coefficient of friction and changing the device for generating a thrust force.

Kriteriene for buling i en borestreng er kjent og er beskrevet i: Lubinski, Arthur og Woods, H.B., "Factors Affecting the Angle of Inclination and Dog-Legging in Rotary Bore Holes", API Drilling and Production Practice, 1953, s. 222-250; og Woods, H.B. og Lubinski, Arthur, "Practical Charts for Solving Problems on Hole Deviation", API Drilling and Production Practice, 1954, s. 56-71. Anvendelsen av disse kriterier for å indikere buling i aktuelle boresituasjoner og ved simulering av slik boring, er en gjenstand for foreliggende oppfinnelse. The criteria for bulging in a drill string are known and are described in: Lubinski, Arthur and Woods, H.B., "Factors Affecting the Angle of Inclination and Dog-Legging in Rotary Bore Holes", API Drilling and Production Practice, 1953, pp. 222- 250; and Woods, H.B. and Lubinski, Arthur, "Practical Charts for Solving Problems on Hole Deviation", API Drilling and Production Practice, 1954, pp. 56-71. The application of these criteria to indicate bulging in relevant drilling situations and when simulating such drilling is an object of the present invention.

Det er således en hensikt ved foreliggende oppfinnelse å bestemme om en buling av en borestreng vil opptre eller ikke under bestemte borebetingelser slik at disse betingelser kan modifiseres eller unngås. It is thus a purpose of the present invention to determine whether a bulging of a drill string will occur or not under certain drilling conditions so that these conditions can be modified or avoided.

Ifølge foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en fremgangsmåte for forhindring av buling av en borestreng under boring av en brønn i jordlag, kjennetegnet ved at den omfatter måling av kreftene på et. segment av borestrengen og azimut og skråvinkel for segmentet av borestrengen, oppløsning av nevnte krefter i aksial og normale komponenter som utøves på neste grunnere segment, hvilke aksiale og normale komponenter står i samsvar med målt azimut og skråvinkel for segmentene, at holdevekt, glidefriksjon og ytre krefter som utøves på segmentet fra borestrengen bestemmes, og at de ovennevnte trinn gjentas for suksessive grunnere segmenter av borestrengen, at resultant-aksialkraften på hvert segment av borestrengen sammenlignes med en bulingsterskelverdi, og at det indikeres når nevnte resultant-aksialkraft for et vilkårlig segment overskrider terskelverdien. According to the present invention, a method has been provided for preventing bulging of a drill string during drilling of a well in a soil layer, characterized in that it comprises measuring the forces on a. segment of the drill string and azimuth and angle of inclination for the segment of the drill string, resolution of said forces into axial and normal components exerted on the next shallower segment, which axial and normal components are consistent with measured azimuth and angle of inclination for the segments, that holding weight, sliding friction and external forces exerted on the segment from the drill string are determined, and that the above steps are repeated for successively shallower segments of the drill string, that the resultant axial force on each segment of the drill string is compared to a buckling threshold value, and that it is indicated when said resultant axial force for any segment exceeds the threshold value.

Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere under henvisning The invention will now be described in more detail under reference

til tegningene, hvor: to the drawings, where:

Fig. 1 viser en langtrekkende boreoperasjon for hvilken foreliggende oppfinnelse gir en bulingsindikasjon, Fig. 1 shows a long-range drilling operation for which the present invention provides a bulge indication,

Fig. 2 et planriss som viser azimut, Fig. 2 a plan view showing azimuth,

Fig. 3 viser en serie segmenter av borestrengen vist på Fig. 3 shows a series of segments of the drill string shown on

fig. 1, med de innbyrdes samvirkende krefter, fig. 1, with the mutually interacting forces,

Fig. 4 viser vektoroppløsning mellom to segmenter, Fig. 4 shows vector resolution between two segments,

Fig. 5 svarende til fig. 4 og viser vektoroppløsningen for Fig. 5 corresponding to fig. 4 and shows the vector resolution for

vilkårlig to hosliggende segmenter, any two adjacent segments,

Flg. 6-8 viser oppløsning av krefter mellom to hosliggende segmenter på en måte som tar hensyn både til skråvinkel og azimutforandring mellom segmentene, og Follow 6-8 show the resolution of forces between two adjacent segments in a way that takes into account both the slant angle and azimuth change between the segments, and

Fig. 9 og 10 viser bulingskriterier for forskjellige streng- Figs 9 and 10 show buckling criteria for different string-

og hulloppbygginger. and hole structures.

På tegningene viser fig. 1 en vanlig borerigg 10 som er plas-sert over et borehull 11. En borestreng 12 innbefatter de vanlige borerør, stabilisatorer, krager og kroner. Bore- In the drawings, fig. 1 a normal drilling rig 10 which is placed over a borehole 11. A drill string 12 includes the usual drill pipes, stabilizers, collars and crowns. Drill-

slam pumpes fra en forrådssump inn i borestrengen og føres tilbake på vanlig måte. Forandringer i boreslamtrykk kan benyttes for å transportere nedhullsparametere til overflaten ved bruk av loggapparater for bruk under boring av den type som er beskrevet i noen av de ovennevnte patenter. F.eks. mud is pumped from a storage sump into the drill string and returned in the usual way. Changes in drilling mud pressure can be used to transport downhole parameters to the surface using logging devices for use during drilling of the type described in some of the above patents. E.g.

kan banen for borestrengen, innbefatte skråvinkelen e og azimut A bli overført til et opphullssted. Også vekten på kronen (WOB) kan utledes fra nedhullsmålinger, selv om det er mere vanlig å bestemme den ved måling av kreftene på borestrengen ved overflaten og utleding av WOB fra disse målinger. the path of the drill string, including the slope angle e and azimuth A can be transferred to a borehole location. The weight on the bit (WOB) can also be derived from downhole measurements, although it is more common to determine it by measuring the forces on the drill string at the surface and deriving the WOB from these measurements.

I samsvar med foreliggende oppfinnelse gjøres bestemmelsen av en tendens til buling segment etter segment i borestrengen. Som benyttet her betyr uttrykket "segment" en kort lengde av borestrengen innbefattende krone, krager og borerør. Segmenter med like egenskaper er innbefattet i en seksjon. F.eks. kan borestrengen oppdeles i følgende seksj oner: In accordance with the present invention, the determination of a tendency to bulge is made segment by segment in the drill string. As used herein, the term "segment" means a short length of drill string including crown, collars and drill pipe. Segments with similar characteristics are included in a section. E.g. the drill string can be divided into the following sections:

Seksjon 1: Krone, 1 segment Section 1: Crown, 1 segment

Seksjon 2: 8 borkrager, 8 segmenter Section 2: 8 drill collars, 8 segments

Seksjon 3: Borrør, 1 segment pr. forbindelse. Section 3: Drill pipe, 1 segment per connection.

Skråvinkel for hvert segment betegnes ø^, hvor i er en indeks som angir de etter hverandre følgende segmenter begynner med segmentet ved bunnen. På tilsvarende måte, som vist på fig. 2, er azimut for hvert segment betegnet med asimut-forandringen mellom segmentene. The angle of inclination for each segment is denoted ø^, where i is an index indicating the successive segments beginning with the segment at the bottom. In a similar way, as shown in fig. 2, the azimuth for each segment is denoted by the azimuth change between the segments.

Som vist på fig. 1 vil målingene for skråvinkel og azimut for hvert segment og målingene av vekten på kronen bli tilført til en digital beregningsenhet 13 som også mottar som inn-kommende verdier holdevekten W. for hvert segment og frik-sjonskoeffisienten F^ mellom hvert segment og det omgivende slam og borehullet. Disse inngangsverdier benyttes for å bestemme aksialkraften AF^ på hvert segment i borestrengen. Den digitale beregningsenhet mottar også inngangsparametrer med hensyn til styrken for hvert segment av borestreng slik at et bulingskriterium M/r(sin) bestemmes for hvert segment. De aktuelle krefter blir sammenlignet med bulingskriteriene for hvert segment med en sammenligningsenhet 14. Hvis aksialkreftene overskrider terskelverdien, blir en indika-sjon på buling tilveiebragt av en indikator 15. As shown in fig. 1, the measurements for angle of inclination and azimuth for each segment and the measurements of the weight of the crown will be fed to a digital calculation unit 13 which also receives as incoming values the holding weight W. for each segment and the coefficient of friction F^ between each segment and the surrounding mud and the borehole. These input values are used to determine the axial force AF^ on each segment in the drill string. The digital calculation unit also receives input parameters with respect to the strength of each segment of drill string so that a bulge criterion M/r(sin) is determined for each segment. The relevant forces are compared to the buckling criteria for each segment with a comparison unit 14. If the axial forces exceed the threshold value, an indication of buckling is provided by an indicator 15.

Mens borehullet kan defineres av en aktuell retningsunder-søkelse som antydet på fig. 1, vil i praksis for oppfinnelsen borehullet også kunne defineres av en simulert under-søkelse. Som det vil fremgå av den følgende beskrivelse, kan foreliggende oppfinnelse gjennomføres direkte som angitt på fig. 1 eller kan gjennomføres som en simulering av en boreoperas j on. While the borehole can be defined by a current directional investigation as indicated in fig. 1, in practice for the invention the borehole will also be able to be defined by a simulated investigation. As will be apparent from the following description, the present invention can be carried out directly as indicated in fig. 1 or can be carried out as a simulation of a drilling operation.

Fig. 3 viser kreftene på suksessive segmenter av borestrengen. Av oversiktsgrunner er segmentene vist avstandsplas-sert fra hverandre slik at kraftvektorene mellom dem kan vises. De suksessive segmenter er angitt med betegnelsene 1, 2, 3 ...i. I den aktuelle situasjon benyttes 2000 segmenter. Hvert segment har en holdevekt Wl, W2, W3, som bestemmes av vekten av borerøret, kragene eller lignende, Fig. 3 shows the forces on successive segments of the drill string. For overview reasons, the segments are shown spaced apart so that the force vectors between them can be shown. The successive segments are indicated by the designations 1, 2, 3 ...i. In the current situation, 2000 segments are used. Each segment has a holding weight Wl, W2, W3, which is determined by the weight of the drill pipe, collars or the like,

og av tettheten for boreslammet som benyttes. Andre krefter som utøves på hvert segment innbefatter R^, R£/ R^-.-R^ and of the density of the drilling mud used. Other forces exerted on each segment include R^, R£/ R^-.-R^

som er reaksjonen fra borehullveggen på kraften som utøves vinkelrett til veggen; F^, F^...F^, som er friksjons-bremsingen i begge retninger av bevegelsen, og PL^, PI^, PL^.-.PL^ som er punktbelastningen av ytre kraft som utøves på hvert segment. F.eks. på det første segment vil den ytre kraft som utøves være vekten på kronen. Disse krefter oppløses i komponenter som virker langs segmentets akse og vinkelrett til segmentets akse. which is the reaction of the borehole wall to the force applied perpendicular to the wall; F^, F^...F^, which is the friction braking in both directions of the movement, and PL^, PI^, PL^.-.PL^ which is the point load of external force exerted on each segment. E.g. on the first segment, the external force exerted will be the weight of the crown. These forces are resolved into components that act along the axis of the segment and perpendicular to the axis of the segment.

Fig. 3 viser kraftbalansen over segmentet 1 og kraftvektorene som utøves på segment 2. Disse krefter bestemmes på følgende måte. Fig. 3 shows the force balance over segment 1 and the force vectors exerted on segment 2. These forces are determined in the following way.

Nedre aksialbelastning (ALL) Lower axial load (ALL)

ALL1 = 0, fordi segment 1 er det frie endelegemet på ALL1 = 0, because segment 1 is the free end body of

strengen. the string.

Punktbelastning (PL) Point load (PL)

PLI kan være kronevekten og/eller en hydraulisk kraft over PLI can be the crown weight and/or a hydraulic force above

enden av røret. end of the pipe.

Aksialvekt (WA) Axial weight (WA)

WA1 er aksialkomponenten for vekten, Wl; WA1 is the axial component of the weight, Wl;

WA1 = Wlcos ø1WA1 = Wlcos ø1

Kraftverkene og komponentene oppløses slik at den øvre aksialbelastning, ALU1, er parallell til aksen for segmentet 1 og ALL2 er parallell til aksen for segmentet 2. Fig. 4 viser The power plants and components are resolved so that the upper axial load, ALU1, is parallel to the axis of segment 1 and ALL2 is parallel to the axis of segment 2. Fig. 4 shows

en analyse av oppløsningen av kraftverktorene mellom to segmenter, hvis bare en forandring av skråvinkel tas i an analysis of the resolution of the power generators between two segments, if only a change of slant angle is taken into account

betraktning. Sluttoppløsning som gjelder for azimutforandring er gitt nedenfor. Fig. 4A viser oppløsningen av kraftvektoren mellom segmentene 1 og 2. Kraftvektoren ALU1 er kjent fra oppløsningen av krefter på segmentet 1. consideration. Final resolution applicable to azimuth change is given below. Fig. 4A shows the resolution of the force vector between segments 1 and 2. The force vector ALU1 is known from the resolution of forces on segment 1.

De vektordannede krefter som utøves på segment 2 er som vist. HE er parallell til segmentet 1. Størrelsen på HE er ALU1. BE er parallell til aksen for segmentet 2. DH er en rett linje. The vector forces exerted on segment 2 are as shown. HE is parallel to segment 1. The size of HE is ALU1. BE is parallel to the axis of segment 2. DH is a straight line.

DE og a er kjent. DE and a are known.

BE og BD bestemmes på følgende måte: BE and BD are determined as follows:

BE = DE cos = DE cos (øl - 02) BE = DE cos = DE cos (beer - 02)

DB = DE sin = DE sin (øl - 92) DB = DE sin = DE sin (beer - 92)

Hvis man kjenner øl, ø2, ALU1 og forutsetter kraftvektorene på fig. 4A så får man: ALL2 og ALLN2. If one knows beer, ø2, ALU1 and assumes the force vectors in fig. 4A then you get: ALL2 and ALLN2.

Man går nå tilbake til fig. 4 og forutsetter at ALLN2 er den vinkelrette komponent som reagerer på ikke-innretning av de to segmenter. One now returns to fig. 4 and assumes that ALLN2 is the perpendicular component that responds to non-alignment of the two segments.

Normal nedre aksialbelastning: Normal lower axial load:

ALLN2 er normalkomponenten til aksen for segmentet 2 som reagerer på aksialbelastningen ALU1, ALLN2 is the normal component of the axis of segment 2 which reacts to the axial load ALU1,

ALLN2 = ALU1 sin ( el - ©2) ALLN2 = ALU1 sin ( el - ©2)

Nedre aksialbelastning: Lower axial load:

ALL2 = ALU1 cos (el - ø2) ALL2 = ALU1 cos (el - ø2)

Reaksjon fra veggen (R) Reaction from the wall (R)

La alle normalkraftkomponentene fra ALL2 bli opptatt av segmentet 2 med komponenten ALLN2. Reaksjonen for veggen på segmentet 1, RI, er summen av alle krefter normalt til aksen for segmentet 1. Let all the normal force components from ALL2 be taken up by segment 2 with the component ALLN2. The reaction for the wall on segment 1, RI, is the sum of all forces normal to the axis of segment 1.

Aksial friksjonskraft (F) Axial friction force (F)

Fl er friksjonskraften langs aksen svarer til friksjonskoef-fienten fl ganger summen av kreftene normalt til aksen. Fl is the frictional force along the axis corresponds to the friction coefficient fl times the sum of the forces normal to the axis.

Fl = flRl Fl = flRl

Summering av kreftene normalt til aksen ( fig. 4) Summation of the forces normal to the axis ( fig. 4)

RI - WN1 + ALLN1 = 0 RI - WN1 + ALLN1 = 0

But, ALLN1 = 0 But, ALLN1 = 0

RI = WN1 = Wl sin Øl RI = WN1 = Wl sin Beer

Summering av krefter langs aksen ( fig. 4) Summation of forces along the axis ( fig. 4)

PLI + ALL1 + Fl - WA1 - ALU1 = 0 PLI + ALL1 + Fl - WA1 - ALU1 = 0

But, ALL1 = 0 But, ALL1 = 0

PLI er kjent PLI is known

Wl er kjent og WA1 = Wl cos øl Wl is known and WA1 = Wl cos beer

Fl er kjent = flRl = flWl sin Øl Fl is known = flRl = flWl sin Beer

Finn for ALU1 den ukjente, Find for ALU1 the unknown,

ALU1 = PLI + flWl sin Øl - Wl cos Øl + ALL1 ALU1 = PLI + flWl sin Øl - Wl cos Øl + ALL1

For reaksjon på det andre frie legemet ( fig. 4) For reaction on the second free body ( fig. 4)

Den aksiale belastning på enden av segmentet 2 er: The axial load at the end of segment 2 is:

ALL2 = ALU1 cos (Øl - 02) ALL2 = ALU1 cos (Beer - 02)

Den normale komponent, på grunn av ikke-innretting av de The normal component, due to non-alignment of the

to vektorer ALL2 og ALU1 er: two vectors ALL2 and ALU1 are:

ALLN2 = ALU1 sin (Øl - 02) ALLN2 = ALU1 sin (Beer - 02)

For det i- te frie legemet ( se fig. 5) For the ith free body (see fig. 5)

Fig. 5 viser to segmenter (i) og (i+1). Følg den prosedyre som tidligere er benyttet for å analysere segmentene 1 og 2. Fig. 5 shows two segments (i) and (i+1). Follow the procedure previously used to analyze segments 1 and 2.

PLi vil være kjent PLi will be known

ALLi kommer fra analysen av (i-l)-legemet ALLi comes from the analysis of the (i-l) body

ALLNi kommer fra analysen av (i-l)-legemet ALLNi comes from the analysis of the (i-l) body

Wi vil være kjent Wi will be known

øi vil være kjent island will be known

Øi+1 vil være kjent Øi+1 will be known

WAi = Wi cos øi WAi = Wi cos i

WNi = Wi sin Øi WNi = Wi sin Øi

Fi = fi Ri Fi = fi Ri

Summering av krefter normalt til aksen for segment ( i) Summation of forces normal to the axis for segment ( i)

Ri = ALLNi - WN i = 0 Ri = ALLNi - WN i = 0

Ri = Wi sin Øi - ALLNi Ri = Wi sin Øi - ALLNi

Summering av krefter parallelt til aksen for segmentet ( i) Summation of forces parallel to the axis of the segment ( i)

PLi + ALLi + Fi - WAi - ALUi = 0 PLi + ALLi + Fi - WAi - ALUi = 0

Den ukjente er ALUi, The unknown is ALUi,

ALUi = PLi + ALLi + Fi - WAi ALUi = PLi + ALLi + Fi - WAi

= PLi + ALLi + fi (Wi sin Øi - ALLNi) - Wi cos Øi = PLi + ALLi + fi (Wi sin Øi - ALLNi) - Wi cos Øi

For reaksjon på det ( i+ l)- te segment For reaction on the ( i+ l)-th segment

ALLi+1 = ALUi cos (Øi - Øi+1) ALLi+1 = ALUi cos (Øi - Øi+1)

ALLNi+1 = ALUi sin (Øi - Øl) ALLNi+1 = ALUi sin (Øi - Øl)

Inneslutningen av azimutforandringer i borehullprofilen nødvendiggjør en videre oppløsning av krefter som virker på hvert borestrengsegment.' Denne oppløsning er angitt på The inclusion of azimuth changes in the borehole profile necessitates a further resolution of forces acting on each drill string segment.' This resolution is indicated on

fig. 6, 7 og 8. fig. 6, 7 and 8.

Som tidligere betraktes hvert segment som et fritt legeme As before, each segment is considered as a free body

i likevekt. Kreftene på legemet er aksiale, normale og torsjonskrefter. in equilibrium. The forces on the body are axial, normal and torsional forces.

Aksialkreftene er: The axial forces are:

1. Aksialkomponenten av segmentholdevekten. 1. The axial component of the segment holding weight.

2. Glidende friksjonskraft. 2. Sliding friction force.

3. En ytre utøvd kraft, hvis noen, beregnet på å representere vekt-på-kronen, som eksempel. 4. Aksialkomponenten av kraften på legemet fra det neste dypere segment. 3. An externally exerted force, if any, calculated to represent weight-on-the-crown, as example. 4. The axial component of the force on the body from the next deeper segment.

Normalkreftene er: The normal forces are:

1. Normalkomponenten av segmentholdevekten, som virker i vertikalplanet gjennom segmentet. 2. Normalkomponenten av aksialkraften fra det neste dypere segment, som virker i vertikalplanet av segmentene. 3. Normalkomponenten av aksialkraften fra det neste dypere segment, som virker vinkelrett til vertikalplanet for segmentet. 1. The normal component of the segment holding weight, which acts in the vertical plane through the segment. 2. The normal component of the axial force from the next deeper segment, acting in the vertical plane of the segments. 3. The normal component of the axial force from the next deeper segment, acting perpendicular to the vertical plane of the segment.

Torsjonskreftene er: The torsional forces are:

1. Oppsamling av utøvd dreiemoment ved bunnen av borestrengen minus dreiemomenttap på grunn av friksjon for alt av 1. Accumulation of exerted torque at the bottom of the drill string minus torque loss due to friction for all of

strengen dypere enn segmentet. string deeper than the segment.

2. Dreiemomenttap på grunn av friksjon for segmentet. Resul-tantene av aksialkrefter som virker på den neste grunnere segment. Resultatet av normalkreftene bestemmer torsjons-og aksialfriksjonskreftene. 2. Torque loss due to segment friction. The results of axial forces acting on the next shallower segment. The result of the normal forces determines the torsion and axial friction forces.

Av de ovenfor beskrevne krefter er bare de tre som er komponenter av den resulterende aksialkraft fra det neste dypere segment av interesse for azimut og skråvinkelsforandringer mellom segmentene. Se fig. 6. Of the forces described above, only the three that are components of the resulting axial force from the next deeper segment are of interest for azimuth and slope angle changes between the segments. See fig. 6.

Den resulterende aksialkraft fra det neste dypere segment ligger i vertikalplan X - Z, har en lengde AC og har en skråvinkel 0^. La X være azimutforandringen mellom segmentene. Vertikalplanet A-D-E inneholder de løpende segmenter. Kraften AC kan oppløses i to komponenter, AD i planet for det løpende segment, og CD vinkelrett til det løpende vertikalplanet. I det løpende plan har AD en skråvinkel på ø.. The resulting axial force from the next deeper segment lies in the vertical plane X - Z, has a length AC and has an oblique angle 0^. Let X be the azimuth change between the segments. The vertical plane A-D-E contains the running segments. The force AC can be resolved into two components, AD in the plane of the running segment, and CD perpendicular to the running vertical plane. In the continuous plane, AD has an oblique angle of ø..

I vertikalplanet for det løpende segment, ADE, har det dypere segment en skråvinkel på Komponenten AD fra det dypere segment oppløses i to komponenter i vertikalplanet ADE, en aksial komponent langs skråvinkelen 0^+^ og en normal komponent vinkelrett til segmentet i+1. Se fig. 7 i vertikalplanet for det løpende segment. In the vertical plane of the running segment, ADE, the deeper segment has an oblique angle to The component AD from the deeper segment resolves into two components in the vertical plane ADE, an axial component along the oblique angle 0^+^ and a normal component perpendicular to the segment i+1. See fig. 7 in the vertical plane for the running segment.

Således er aksialresultantkraften fra legemet i, AC, oppløst i tre komponenter CD vinkelrett til planet ADE, AF i planet ADE langs aksen for legemet i+1, og DF i planet ADE vinkelrett til aksen for legemet i+1. Thus, the axial resultant force from the body i, AC, is resolved into three components CD perpendicular to the plane ADE, AF in the plane ADE along the axis of the body i+1, and DF in the plane ADE perpendicular to the axis of the body i+1.

I den ovenstående analyse er x den mindre av de to vinkler ved krysningen for de to vertikalplan. La 6 være azimutforandringen mellom segmentene i og i+1. Hvis 6 er mindre enn 90°, så er x = 6. Hvis imidlertid azimutforandringen er større enn 90°, slik det muligens vil opptre i mer ver-tikale deler av brønnboringen, så vil skråvinklene Q-,-, og bli målt i motsatte retninger. Se fig. 8. In the above analysis, x is the smaller of the two angles at the intersection of the two vertical planes. Let 6 be the azimuth change between segments i and i+1. If 6 is less than 90°, then x = 6. If, however, the azimuth change is greater than 90°, as will possibly occur in more vertical parts of the wellbore, then the slant angles Q-,-, and will be measured in opposite directions. See fig. 8.

* ;I dette tilfellet, er p = -e^+1 Videre vil, slik det ;er vist nedenfor normalkomponenten for holdevekten for segment i+1 ha en oppoverréttet retning for å være forenelig med den valgte tegnretning. ;Tegnretningen er at aksialkrefter er positive hvis de virker mot den dype enden av borehullet og er negative hvis de virker mot toppen av hullet. Som et resultat av denne tegnbestemmelse, er aksiale friksjonskrefter positive hvis borestrengen går ned i hullet. ;På denne måten bestemmes resultantaksialkreftene AL^. Denne aksialkraft er sammenlignet med bulingskriteriene som tidligere indikert. Kriterier for skruelin^eviklet buling er gitt av Lubinski and Woods i de artikler som er anført ovenfor. I deres fig. 2 er de stiplede eller av kurvene 1, 2 ;og 3 angivelser av betingelser hvor skruelinjeformet buling vil opptre. Fig. 2 ble utviklet under antagelsen av at skruevinkelen a er i "liten". I deres senere artikkel ut-videt Lubinski og Woods sin teori til å innbefatte effekten av a, selv hvis vinklene var "store". De demonstrerte at fig. 2 kunne bli benyttet som vist uten modifikasjon forut-satt at skalaen forandres. Abscissen skulle bli forandret fra am/r (symboler som blir forklart nedenfor) til m/r (sina), og ordinaten fra ø/a til [sina-tan (a-cj>) ]/sina - Derfor vil resten av denne diskusjonen med hensyn til bulingskriteriene ;bli basert på Lubinski og Woods figur 2, men med skala-forandringer som antydet. ;På fig. 2, kurve 3 for en."dimensjonsløs vekt" på 2 enheter og en skruelinjebuling opptrer når m/r (sina) er lik 0,4. Likeledes er kurven 2 for en "dimensjonsløs vekt" på 4 enheter med m/r (sina) for buling lik 2 og kurven 3 er for en "dimensjonsløs vekt" på 8 enheter med m/r (sina) ;lik 10 for buling. ;Tabell 1 nedenfor angir disse verdier og inneholder ekstra-polerte verdier for høyere "dimensjonsløse vekter". ;Vi har nå all den informasjon som er nødvendig for å utvikle enkle, lett programmerte kriterier for skruelinjet buling. Lubinski og Woods benytter et uttrykk som de kaller en "dimensjonsløs enhet". Den dimensjonsløse enhet har en lengde og en vekt. Lengden i fot for en dimensjonsløs enhet er: ;og vekten i pund av en dimensjonsløs enhet er hvor: ;p = vekten av rør pr. lengdeenhet i slam, lb/in eller lb/ft ;4 4 ;I = treghetsmoment, ft eller in ;= ir/64 (Do<4->Di<4>) ;Do = rørets, ytre diameter ;Di = rørets indre diameter. ;I tillegg er a vinkelen for hullet i forhold til vertikalplanet og r er radialklaringen mellom rørets ytre diameter og hullveggen. ;hvor Du = hulldiameter. ;ri ;Man kan vurdere bulingen i deler av aksialkompresjonskraften i røret således: ;Vi har nå alle de verdier som er nødvendige for å vurdere ;— M (sina) for enhver rørstørrelse, hulldiameter og hullvinkel. Fiq. 9 viser tabell 1 anqitt på loqq-loaa-DaDir som vekt i dimensjonsløse enheter (lik mot ;(sina). ;Ligningen for kurven er: ;Der.for vil en skruelinjet buling opptre når: ;Eksempel ;6 in (15 cm) ytre diameter x 2 1/4 in (5,7 cm) indre diameter-krager i 8 3/4 in (21 cm) hull. p = 82,6 /ft (123 kg/m) i luft = 70,2 /ft (5,85 /in eller 104 kg/m) i 10 ppg (1,20 kg/l) slam. E = 30 x IO<6> psi (2,1 x IO<8> kPa) mp = 57 x 70,2 = 4000 Ibs (1814 kg) ;Hvis a = 60°, ;AF = 2,93 (4000) (57/0,115)(sin 60)<0>,436;= 164.800 lb (74.753 kg) ;Den fullstendige kurve for AF mot hullvinkel for 6 in (15 cm) x 2 1/4 in (5,7 cm) krager i et 8 3/4 in (21 cm) hull er vist på fig. 10. På fig. 10 er også vist AF mot hullvinkel for 8 in (20 cm) x 3 in (7,6 cm) krager i en 12 1/4 in (31 cm) hullstørrelse. ;De symboler som benyttes i kraftligningene i en beregningsenhet for gjennomføring av oppfinnelsen er angitt nedenfor ;(for segment i+1) ;W = holdevekt for segment ;WA = aksialvektkomponent ;WN = normalvektkomponent (i vertikalplanet) ;PL = overført punktbelastning på segmentet, hvis noe FA = aksial glidefriksjonskraft ;ALU(i)=resulterende aksialkraft for det neste dypere ;segment ;ALL = aksialkomponent for ALU(i) på i+1 ;ALLN = vertikalplan-normalkomponent for i+1 av ALU(i) ALLH = horisontal-normalkomponent for ALU(i) ;RN = resultant-normalkraft på i+1 ;CF = koeffisient for glidefriksjon ;SF = pluss eller minus 1 for bestemmelse av fortegnet for friksjonskraften i henhold til fortegnsbestem-melse ;Vinklene som benyttes er ;ei+1 = gjennomsnitts skråvinkel for segment i+1 ;e (i)= skråvinkel for projeksjonen av ALU(i) pa vertikalplanet av i+1 ;p = forandring i skråvinkel mellom segmentene til vertikalplanet på i+1 ;6(i+1) = gjennomsnitts azimut for i+1 ;6 = forandring i azimut mellom segmentene x =6 hvis x er mindre enn eller lik 90°, eller 180° - 5;for 6 større enn 90° ;Kraftligningene for segmentet i+1 er gitt nedenfor: ;hvor ALL, ALLN og ALLH er beregnet som projeksjoner av ALU(i) fra det neste dypere segment. Dette betyr at ligning 1 til 9 ovenfor anvendes hvor, ;Det skal bemerkes at ligningen for RN, resultant-normal-kraften innbefatter kvadratene av ALLH og av ALLN + WN. Dette betyr at fortegnet for ALLH er uviktig og bare de relative fortegn for WN,og ALLN er viktige. ;Ligningen for torsjonsfriksjonstap er: ;hvor ;Flere mulige forhold blant azimutforandringer, skråvinkel-forandringer og retning for aksialkraft ALU(i) fra det dypere segment er av interesse. ;1. Hvis det er ingen azimutforandring, X = 0, så ;;2. For en azimutforandring mindre enn 90°, ;(a) ALL ha samme fortegn som ALU(i) som lenge p er mindre enn 90°. For p større enn 90°, et upraktisk tilfelle, er profilen bøyet i en spiss vinkel og ALL virker i en retning motsatt til ALU(i). (b) ALLN har det samme fortegn som ALU(i) for positiv p og motsatt fortegn for negativ p. Dette betyr at hvis profilen bygger opp en vinkel, er p negativ og hvis ALU(i) er negativ (virker mot overflaten), så virker ALLN i samme retning som WN. Hvis profilen er fallende vinkel, er p positiv og hvis ALU(i) er negativ, så er ALLN motsatt i retning til WN. 3. For en azimutforandring større enn 90° (et upraktisk tilfelle hvis ikke skråvinkel er nær vertikal), er vinkelen p definert til å være ~e^+2~ Qi* ~ Pa o 9runn av denne definisjon, (a) ALLN er bestandig motsatt i fortegn til ALU(i) så hvis ALU(i) er negativ (mot overflaten), vil fortegnet for ALLN være positiv. Geometrien viser at for ø.,, og i motsatte retninger, hvis ALU(i) er negativ, bør ALLN være motsatt i fortegn til WN. For derfor å være i overensstemmelse gjøres fortegnet for WN negativt hvis azimutforandringen er større enn 90°. (b) ALL har samme fortegn som ALU(i) så lenge den abso-lutte verdi for p er mindre enn 90°. Hvis den abso-lutte verdi for p er større enn 90°, vil ALL virke i en motsatt retning til den for ALU(i). * ;In this case, p = -e^+1 Furthermore, as is shown below, the normal component for the holding weight for segment i+1 will have an upward direction to be compatible with the selected character direction. The direction of the sign is that axial forces are positive if they act towards the deep end of the borehole and are negative if they act towards the top of the hole. As a result of this sign determination, axial frictional forces are positive if the drill string descends the hole. In this way, the resultant axial forces AL^ are determined. This axial force is compared to the buckling criteria as previously indicated. Criteria for helical buckling are given by Lubinski and Woods in the articles listed above. In their fig. 2 are the dashed lines or of the curves 1, 2 and 3 indications of conditions under which helical bulging will occur. Fig. 2 was developed under the assumption that the screw angle a is in "small". In their later paper, Lubinski and Woods extended their theory to include the effect of a, even if the angles were "large". They demonstrated that fig. 2 could be used as shown without modification provided that the scale is changed. The abscissa should be changed from am/r (symbols explained below) to m/r (sina), and the ordinate from ø/a to [sina-tan (a-cj>) ]/sina - Therefore, the rest of this discussion will with respect to the bulge criteria, be based on Lubinski and Wood's Figure 2, but with scale changes as indicated. ; On fig. 2, curve 3 for a "dimensionless weight" of 2 units and a helix bulge occurs when m/r (sina) equals 0.4. Likewise, curve 2 is for a "dimensionless weight" of 4 units with m/r (sina) for buckling equal to 2 and curve 3 is for a "dimensionless weight" of 8 units with m/r (sina) equal to 10 for buckling. Table 1 below indicates these values and contains extrapolated values for higher "dimensionless weights". ;We now have all the information necessary to develop simple, easily programmed criteria for helical bulging. Lubinski and Woods use an expression they call a "dimensionless entity". The dimensionless unit has a length and a weight. The length in feet of a dimensionless unit is: ;and the weight in pounds of a dimensionless unit is where: ;p = the weight of pipe per length unit in mud, lb/in or lb/ft ;4 4 ;I = moment of inertia, ft or in ;= ir/64 (Do<4->Di<4>) ;Do = pipe's outer diameter ;Di = pipe's inside diameter. ;In addition, a is the angle of the hole in relation to the vertical plane and r is the radial clearance between the pipe's outer diameter and the hole wall. ;where Du = hole diameter. ;ri ;One can assess the bulge in parts of the axial compression force in the pipe as follows: ;We now have all the values necessary to assess ;— M (sina) for any pipe size, hole diameter and hole angle. Fig. 9 shows table 1 anqitt on loqq-loaa-DaDir as weight i dimensionless units (eq towards ;(sina). ;The equation for the curve is: ;Therefore, a helical bulge will occur when: ;Example ;6 in (15 cm) outer diameter x 2 1/4 in (5.7 cm) inner diameter collars in 8 3/4 in (21 cm) hole. p = 82.6 /ft (123 kg/m) in air = 70.2 /ft (5.85 /in or 104 kg/m) in 10 ppg (1.20 kg/l) sludge. E = 30 x IO<6> psi (2.1 x IO<8> kPa) mp = 57 x 70.2 = 4000 Ibs (1814 kg) ;If a = 60°, ;AF = 2.93 (4000) (57/0.115)(sin 60)<0>.436;= 164,800 lb (74,753 kg) ;The complete curve of AF vs. hole angle for 6 in (15 cm) x 2 1/4 in (5.7 cm) collars in an 8 3/4 in (21 cm) hole is shown in fig. 10. In fig. 10 is also shown AF versus hole angle for 8 in (20 cm) x 3 in (7.6 cm) collars in a 12 1/4 in (31 cm) hole size. ;The symbols used in the force equations in a calculation unit for carrying out the invention are indicated below ;(for segment i+1) ;W = holding weight for segment ;WA = axial weight component ;WN = normal weight component (in the vertical plane) ;PL = transferred point load on the segment , if any FA = axial sliding friction force ;ALU(i)=resultant axial force for the next deeper ;segment ;ALL = axial component for ALU(i) on i+1 ;ALLN = vertical plane-normal component for i+1 of ALU(i) ALLH = horizontal-normal component for ALU(i) ;RN = resultant-normal force of i+1 ;CF = coefficient for sliding friction ;SF = plus or minus 1 for determining the sign of the friction force according to sign determination ;The angles used are ; ei+1 = average angle of inclination for segment i+1 ;e (i)= angle of inclination for the projection of ALU(i) on the vertical plane of i+1 ;p = change in angle of inclination between the segments of the vertical plane of i+1 ;6(i+ 1) = average azimuth for i+1 ;6 = change in azimuth between them ments x =6 if x is less than or equal to 90°, or 180° - 5;for 6 greater than 90° ;The force equations for segment i+1 are given below: ;where ALL, ALLN and ALLH are calculated as projections of ALU (i) from the next deeper segment. This means that equations 1 to 9 above are used where, ;It should be noted that the equation for RN, the resultant-normal force includes the squares of ALLH and of ALLN + WN. This means that the sign of ALLH is unimportant and only the relative signs of WN and ALLN are important. ;The equation for torsional friction loss is: ;where ;Several possible relationships among azimuth changes, slope angle changes and direction of axial force ALU(i) from the deeper segment are of interest. ;1. If there is no azimuth change, X = 0, then ;;2. For an azimuth change less than 90°, ;(a) ALL have the same sign as ALU(i) as long as p is less than 90°. For p greater than 90°, an impractical case, the profile is bent at an acute angle and ALL acts in a direction opposite to ALU(i). (b) ALLN has the same sign as ALU(i) for positive p and the opposite sign for negative p. This means that if the profile builds up an angle, p is negative and if ALU(i) is negative (acting towards the surface), then ALLN acts in the same direction as WN. If the profile is descending angle, p is positive and if ALU(i) is negative, then ALLN is opposite in direction to WN. 3. For an azimuth change greater than 90° (an impractical case if the slant angle is not close to vertical), the angle p is defined to be ~e^+2~ Qi* ~ Pa o 9runn by this definition, (a) ALLN is constant opposite in sign to ALU(i) so if ALU(i) is negative (toward the surface), the sign of ALLN will be positive. The geometry shows that for ø.,, and in opposite directions, if ALU(i) is negative, ALLN should be opposite in sign to WN. Therefore, to be consistent, the sign of WN is made negative if the azimuth change is greater than 90°. (b) ALL has the same sign as ALU(i) as long as the absolute value of p is less than 90°. If the absolute value of p is greater than 90°, ALL will act in an opposite direction to that of ALU(i).

4. For ingen azimut og vinkelforandring, 4. For no azimuth and angle change,

ALL = ALU(i) ALL = ALU(i)

ALLN = ALLH = 0 ALLN = ALLH = 0

Som et resultat av den måte de ovenfor nevnte ligninger er definert, er det ingen profilbegrensninger på hverken forandring av azimut eller forandring i skråvinkel mellom segmentene hva angår programberegninger. Selvfølgelig i praksis er azimut og skråvinkelforandring begrenset til muligheten til å forandre hullretning under boring slik at de ovennevnte ligninger er mer generelle enn nødvendig. As a result of the way the above-mentioned equations are defined, there are no profile restrictions on either change in azimuth or change in slant angle between the segments as far as program calculations are concerned. Of course, in practice, azimuth and slant angle changes are limited to the ability to change hole direction during drilling, so the above equations are more general than necessary.

Oppfinnelsen kan gjennomføres ved bruk av flere forskjellige typer kommersielt tilgjengelige digitale beregningsenheter. Et aktuelt system som er benyttet ved gjennomføring av oppfinnelsen var "Control Data Corp. Cyber 170-750"-beregningsenhet. The invention can be implemented using several different types of commercially available digital computing devices. A relevant system used in the implementation of the invention was the "Control Data Corp. Cyber 170-750" calculation unit.

Det program som kreves for gjennomføring av oppfinnelsen vil fremgå av det foranstående og av bruksanvisning for den spesielle beregningsenhet som benyttes. The program required for the implementation of the invention will be apparent from the foregoing and from the instructions for use for the particular calculation unit used.

Claims (5)

1. Fremgangsmåte for forhindring av buling av en borestreng under boring av en brønn i jordlag, karakterisert ved at det omfatter måling av kreftene på et segment av borestrengen og azimut og skråvinkel for segmentet av borestrengen, oppløsning av nevnte krefter i aksial og normale komponenter som utøves på neste grunnere segment, hvilke aksiale og normale komponenter står i samsvar med målt azimut og skråvinkel for segmentene, at holdevekt, glidefriksjon og ytre krefter som utøves på segmentet fra borestrengen bestemmes, at de ovennevnte trinn gjentas for suksessive grunnere segmenter av borestrengen, at resultant-aksialkraften på hvert segment av borestrengen sammenlignes med en bulingsterskelsverdi, og at det indikeres når nevnte resultant-aksialkraft for et vilkårlig segment overskrider terskelverdien.1. Method for preventing bulging of a drill string during drilling of a well in the soil layer, characterized in that it includes measuring the forces on a segment of the drill string and the azimuth and angle of inclination for the segment of the drill string, resolution of said forces into axial and normal components exerted on the next shallower segment, which axial and normal components correspond to the measured azimuth and slant angle of the segments, that the holding weight, sliding friction and external forces exerted on the segment from the drill string are determined, that the above steps are repeated for successively shallower segments of the drill string, that the resultant axial force on each segment of the drill string is compared with a bulging threshold value, and that it is indicated when said resultant axial force for an arbitrary segment exceeds the threshold value. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kraftoppløsningstrinnet innbefatter: oppløsning av holdevekten, friksjonskraften og ytre krefter i aksialkomponenten langs nevnte segment basert på azimut og skråvinkel for segmentet, og oppløsning av aksialkomponenten i aksialkraft som utøves på neste grunnere segment basert på azimut og skråvinkel for sistnevnte segment.2. Method according to claim 1, characterized in that the force resolution step includes: resolution of the holding weight, frictional force and external forces in the axial component along said segment based on azimuth and slant angle for the segment, and resolution of the axial component in axial force exerted on the next shallower segment based on azimuth and oblique angle for the latter segment. 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at komponentene for kreftene normalt til hvert segment multipliseres med friksjons-koeffisienten for å bestemme glidefriksjonen for hvert segment.3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the components of the forces normal to each segment are multiplied by the friction coefficient to determine the sliding friction for each segment. 4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at torsjonskreftene som virker på hvert segment bestemmes og at de samlede torsjonskrefter bestemmes på alle segmenter.4. Method according to claim 1, characterized in that the torsional forces acting on each segment are determined and that the total torsional forces are determined on all segments. 5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at simulerte verdier benyttes til å for-utsi forandringer i krefter på borestrengen, svarende til de simulerte krefter.5. Method according to claim 1, characterized in that simulated values are used to predict changes in forces on the drill string, corresponding to the simulated forces.