RU2215861C1 - Method of well drilling - Google Patents

Abstract

FIELD: construction of wells for liquid and gaseous minerals; applicable in control of well drilling process. SUBSTANCE: method includes lowering of drill string, rotation of rock-cutting tool, producing of axial load on rock-cutting tool and maintaining axial load constant with fixed from displacement upper end of drill string by feed, with help of movable joint, of a part of bottomhole drill string assembly relative to drill string. Additional axial load is produced by additional feed of parts of bottomhole drill string assembly movable in axial direction and located above movable joint. EFFECT: provided automatic maintenance of drilling process optimal parameters, increased drilling rate with reduced troubles. 1 dwg

Description

Изобретение относится к области строительства скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые и может быть использовано для управления процессом бурения. The invention relates to the field of construction of wells for liquid and gaseous minerals and can be used to control the drilling process.

Известен способ бурения скважин с автоматической подачей долота (З.А. Вольгемут, В. К. Исачсенко и др. Устройство подачи долота для бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1969). Приведенные способы бурения основаны на автоматизации процесса бурения по регистрации изменения веса бурильной колонны (БК - бурильная колонна состоит из компоновки низа бурильной колонны - КНБК и колонны бурильных труб - КБТ "Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин". М., 1977) на крюке либо с использованием датчиков веса на забое. A known method of drilling wells with automatic feed bit (Z. A. Volgemut, V. K. Isachsenko and others. The device feed bit for drilling oil and gas wells. M: Nedra, 1969). The above drilling methods are based on the automation of the drilling process for recording changes in the weight of the drill string (BC - drill string consists of the bottom of the drill string - BHA and drill pipe string - KBT "Instructions for calculating drill strings for oil and gas wells." M., 1977 ) on the hook or using weight sensors at the bottom.

Приведенные способы имеют заложенную методическую погрешность, возникающую вследствие влияния сил трения, действующих в опорах и на поверхности роликов датчиков веса, сил сопротивления БК о стенки скважины, инерции буровой лебедки, сил трения на тормозных шайбах и т.д. В связи с чем регистрируемые параметры недостоверны, особенно осевая нагрузка. Все это приводит к ухудшению технологических показателей бурения. The above methods have an inherent methodological error arising as a result of the influence of the friction forces acting in the bearings and on the surface of the rollers of the weight sensors, the resistance forces of the BC against the borehole wall, the inertia of the drawworks, the friction forces on the brake discs, etc. In this connection, the recorded parameters are unreliable, especially the axial load. All this leads to a deterioration in the technological performance of drilling.

Наиболее близким техничеким решением является (а.с. СССР 644936, по кл. Е 21 В 17/00, опубл. 30.01.79. ОБ 4, 1979) устройство для создания нагрузки на долото, позволяющее осуществить способ бурения скважин, согласно которому спускают бурильную колонну, вращают породоразрушающий инструмент, создают осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент и поддерживают ее постоянной при зафиксированном от перемещения верхнем конце бурильной колонны путем подачи посредством подвижного соединения части компоновки низа бурильной колонны относительно колонны бурильных труб. The closest technical solution is (AS USSR 644936, class E 21 B 17/00, publ. 30.01.79. OB 4, 1979) a device for creating a load on the bit, allowing to implement a method of drilling wells, according to which they lower the drill string, rotate the rock cutting tool, create an axial load on the rock cutting tool and keep it constant when the upper end of the drill string is fixed from moving by supplying, by means of a movable joint, a part of the bottom of the drill string relative to the drill string silt pipes.

Недостатком технического решения является невозможность автоматически поддерживать постоянную осевую нагрузку в процессе бурения. Стабилизация выбранной расчетной нагрузки осуществляется только при одной нагрузке, определенной весом КНБК, расположенной ниже штока. Существенное влияние на осевую нагрузку оказывает давление, создаваемое промывочной жидкостью при циркуляции. Наличие канала, сообщающего внутреннюю полость устройства с затрубным пространством, не компенсирует гидравлические колебания давления при прохождении раствора через устройство при наличии по току движения ряда местных сопротивлений (радиальные и осевые каналы), где давление постоянно будет изменяться в зависимости от реологических свойств раствора. Обеспечить стабилизацию даже при одной заданной нагрузке невозможно. Изменение нагрузки на забой за счет талевой системы приводит к обычному режиму бурения, когда подают верхний конец бурильной колонны, приводит к искажению регистрируемых параметров бурения, приведенных в аналоге. The disadvantage of the technical solution is the inability to automatically maintain a constant axial load during drilling. The stabilization of the selected rated load is carried out only at one load determined by the weight of the BHA located below the stem. A significant effect on the axial load is exerted by the pressure created by the flushing fluid during circulation. The presence of a channel communicating the internal cavity of the device with the annulus does not compensate for hydraulic pressure fluctuations during the passage of the solution through the device in the presence of a number of local resistances (radial and axial channels), where the pressure will constantly change depending on the rheological properties of the solution. It is impossible to provide stabilization even at one given load. Changing the load on the bottom due to the tackle system leads to the normal drilling mode, when the upper end of the drill string is fed, leads to a distortion of the recorded drilling parameters shown in the analogue.

Следовательно, частичная стабилизация расчетной нагрузки осуществима только при одном весе КНБК. Therefore, partial stabilization of the design load is feasible only with one weight of BHA.

В основу настоящего изобретения поставлена задача: автоматическое поддержание оптимальных параметров процесса бурения, повышение скорости бурения при одновременном сокращении аварийности. The basis of the present invention is the task: to automatically maintain optimal parameters of the drilling process, increasing the drilling speed while reducing accident rate.

Для достижения технического результата в способе бурения скважин, согласно которому спускают бурильную колонну, вращают породоразрушающий инструмент, создают осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент и поддерживают ее постоянной при зафиксированном от перемещения верхнем конце бурильной колонны путем подачи посредством подвижного соединения части компоновки низа бурильной колонны относительно колонны бурильных труб, отличающийся тем, что дополнительную осевую нагрузку создают путем дополнительной подачи подвижных в осевом направлении, расположенных над подвижным соединением частей компоновки низа бурильной колонны. In order to achieve a technical result in the method of drilling wells, according to which the drill string is lowered, the rock cutting tool is rotated, the axial load on the rock cutting tool is created and it is kept constant when the upper end of the drill string is fixed from moving by means of a movable joint that feeds part of the bottom of the drill string relative to the drill string pipes, characterized in that the additional axial load is created by the additional supply of movable axially direction, arranged above the movable parts of the compound of the BHA.

Нами не обнаружены источники патентной документации и научно-технической литературы, описывающие заявленный способ бурения, где дополнительную осевую нагрузку создают путем дополнительной подачи подвижных в осевом направлении, расположенных над подвижным соединением частей компоновки низа бурильной колонны. We have not found sources of patent documentation and scientific and technical literature describing the claimed method of drilling, where additional axial load is created by additional supply of axially movable parts located above the movable joint of the assembly parts of the bottom of the drill string.

Изобретение явным образом не следует из известного уровня техники, то есть соответствует условию изобретательского уровня. Таким образом, достигаемый технический результат обусловлен неизвестными операциями рассматриваемого способа и их последовательностью. The invention does not explicitly follow from the prior art, that is, it meets the condition of an inventive step. Thus, the achieved technical result is due to the unknown operations of the method in question and their sequence.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем: бурение скважин осуществляют созданием осевой нагрузки путем дополнительной подачи подвижных в осевом направлении, расположенных над подвижным соединением частей компоновки низа бурильной колонны. The essence of the proposed method is as follows: the drilling of wells is carried out by creating an axial load by additionally supplying axially movable axes located above the movable joint of the bottom part of the drill string assembly.

Нижняя часть КНБК в процессе бурения постоянна, это в основном утяжеленные бурильные трубы - УБТ (определенной длины и веса), которая заранее определяется, исходя из геолого-технических условий. За счет нижней части КНБК создают осевую нагрузку на породоразрушаюший инструмент, а т.к. она постоянна по весу и свободно перемещается в осевом направлении (вверх-вниз), то нагрузка, создаваемая нижней частью КНБК, постоянна в процессе бурения, при этом КБТ и верхняя часть КНБК неподвижны в осевом направлении. Кроме того, за счет возможности осевого перемещения нижней части КНБК относительно колонны бурильных труб происходит гашение колебаний, генерируемых породоразрушающим инструментом. Колебания гасятся инерционной массой КНБК, свободно перемещающейся в осевом направлении относительно КБТ. И решена проблема вибрации бурильной колонны, которая значительно влияет на осевую нагрузку. Изменение осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент при вибрации достигает 25-50% средней замеренной. Вследствие чего облегчаются условия работы бурильной колонны, упрощается процесс регулирования осевой нагрузки. Дополнительно осевую нагрузку создают очередной подвижной частью КНБК, которая также свободно перемещается в осевом направлении относительно КБТ. Т.е. если осевой нагрузки недостаточно, то ее дополнительно создают частью КНБК, расположенной над нижним подвижным соединением. The lower part of the BHA during the drilling process is constant, it is mainly weighted drill pipes - drill collars (of a certain length and weight), which is determined in advance based on geological and technical conditions. Due to the lower part of the BHA, an axial load is created on the rock cutting tool, and since it is constant in weight and freely moves in the axial direction (up and down), then the load created by the lower part of the BHA is constant during drilling, while the KBT and the upper part of the BHA are stationary in the axial direction. In addition, due to the possibility of axial movement of the lower part of the BHA relative to the drill pipe string, the vibrations generated by the rock cutting tool are damped. The oscillations are quenched by the inertial mass of the BHA, which moves freely in the axial direction relative to the KBT. And solved the problem of vibration of the drill string, which significantly affects the axial load. The change in the axial load on the rock cutting tool during vibration reaches 25-50% of the average measured. As a result, the working conditions of the drill string are facilitated, the process of regulating the axial load is simplified. In addition, the axial load is created by the next movable part of the BHA, which also moves freely in the axial direction relative to the KBT. Those. if the axial load is insufficient, then it is additionally created by a part of the BHA located above the lower movable joint.

Осуществление способа поясняется чертежом. The implementation of the method is illustrated in the drawing.

Для осуществления способа бурения с поддержанием постоянной нагрузкой на долото бурильная колонна содержит колонну бурильных труб - 1, компоновку низа бурильной колонны, включающую утяжеленные бурильные трубы (УБТ) - 2, подвижное соединение - 3, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) - 4, подвижное соединение - 5, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) - 6, турбобур - 7 и долото - 8. To implement the drilling method while maintaining a constant load on the bit, the drill string contains a drill pipe string - 1, a drill string arrangement including heavy drill pipes (UBT) - 2, a movable joint - 3, heavy drill pipes (UBT) - 4, a movable joint - 5, weighted drill pipes (UBT) - 6, turbodrill - 7 and bit - 8.

Разбив разрез на пачки буримости, где заданы параметры бурения, осевая нагрузка, скорость вращения долота при заданных условиях промывки, легко с использованием данного способа автоматически поддерживать процесс бурения в заданных технологических показателях, что исключено в известных способах бурения. By dividing the section into drillability bursts, where drilling parameters, axial load, and bit rotation speed are specified under given washing conditions, it is easy to use this method to automatically support the drilling process at specified technological parameters, which is excluded in the known drilling methods.

Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.

Согласно геолого-технического наряда параметры бурения для условий турбинного способа следующие: скорость вращения долота 300 об/мин, осевая нагрузка 8 тн, расход промывочной жидкости 56 л/сек, долото 169СГНУ, утяжеленные бурильные трубы 146 мм, бурильные трубы 127 мм, турбобур ЗТСШ140. According to the geological and technical order, the drilling parameters for the conditions of the turbine method are as follows: rotational speed of the bit 300 rpm, axial load of 8 tons, flow rate of flushing fluid 56 l / s, 169 SGNU bit, 146 mm heavy drill pipes, 127 mm drill pipes, ZTSSh140 turbodrill .

Для создания осевой нагрузки 8 тн необходимо набрать 82 м УБТ. На поверхности собирают БК, состоящую из породоразрушающего инструмента - 8 (долото СГНУ169 мм), переводника, турбобура ЗТСШ140 - 7, нижней части УБТ - 6 диаметром 146 мм, длиной 82 м, подвижного соединения - 5, соединяющего УБТ - 6 с верхней частью УБТ - 4, через подвижное соединение - 5, очередного подвижного соединения - 3, УБТ - 2 и КБТ - 1. Собранную компоновку бурильной колонны спускают в скважину и с навеса прирабатывают породоразрушающий инструмент - 8. После приработки КБТ - 1 и КНБК подают вниз на ход нижнего подвижного соединения - 5. При этом часть бурильной колонны, расположенная над подвижным соединением - 5, находится в растянутом состоянии, а осевую нагрузку 8 тн создают нижней частью КНБК УБТ - 6 длиной 82 м, расположенной между турбобуром - 7 и подвижным соединением - 5, которая автоматически поддерживается в процессе всего интервала бурения. При этом барабан лебедки заторможен и соответственно часть бурильной колонны над верхним подвижным соединением - 5 не перемещается. To create an axial load of 8 tons it is necessary to gain 82 m of drill collar. A BC consisting of a rock cutting tool - 8 (a SGNU169 mm bit), a sub, a turbodrill ZTSSH140 - 7, a lower part of a drill collar - 6 with a diameter of 146 mm, a length of 82 m, a movable joint - 5 connecting the drill collar - 6 with the upper part of the drill collar is assembled - 4, through the movable joint - 5, the next movable joint - 3, UBT - 2 and KBT - 1. The assembled assembly of the drill string is lowered into the well and the rock cutting tool - 8 is worked out from the canopy. After running in KBT - 1 and BHA are fed down the run lower rolling joint - 5. The part of the drill the column located above the movable joint - 5 is in a stretched state, and the axial load of 8 tons is created by the lower part of the UBT - 6 BHA 82 m long, located between the turbo-drill - 7 and the movable joint - 5, which is automatically maintained during the entire drilling interval . In this case, the winch drum is inhibited and, accordingly, part of the drill string above the upper movable joint - 5 does not move.

Пробурив интервал разреза равным ходу верхнего подвижного соединения - 5, что будет видно по увеличению веса на крюке, вновь подают бурильную колонну вниз на длину хода подвижного соединения - 5 и барабан лебедки вновь затормаживают до бурения очередного интервала. Таким образом, осуществляют бурение очередного интервала. After drilling the cut interval equal to the stroke of the upper movable joint - 5, which will be seen by the increase in weight on the hook, the drill string is again fed down to the stroke length of the movable joint - 5 and the winch drum is braked again before drilling the next interval. Thus, drilling the next interval.

Если в процессе бурения выясняется, что необходимо увеличить осевую нагрузку, то дополнительно подают БК вниз и разгружают часть КНБК, состоящей из УБТ - 4 в подвижном соединении - 3. Таких частей КНБК может быть несколько. If it is found out during the drilling process that it is necessary to increase the axial load, then the BC is additionally fed down and the part of the BHA consisting of UBT - 4 in the movable joint - 3 is unloaded. There can be several such parts of the BHA.

Уменьшение осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент - 8 осуществляют путем натяжения БК, расположенных на подвижном соединении - 5. Reducing the axial load on the rock cutting tool - 8 is carried out by tensioning the BC located on the movable joint - 5.

В случае бурения с отбором керна в компоновку бурильной колонны необходимо включить керноотборный снаряд. При этом способ бурения не изменяется, но могут изменяться технологические показатели бурения, осевая нагрузка, скорость вращения колонкового долота, расход промывочной жидкости, что заранее задается геолого-техническим нарядом на бурении скважины. In the case of core drilling, a core sample must be included in the drill string assembly. At the same time, the drilling method does not change, but technological parameters of drilling, axial load, rotational speed of the core bit, flow rate of flushing fluid, which is predetermined by the geological and technical order for drilling the well, can change.

При роторном способе бурения из компоновки исключается турбобур - 7. With the rotary method of drilling, the turbo-drill-7 is excluded from the layout.

В предлагаемом способе бурения осевая нагрузка поддерживается автоматически и одновременно гасятся механические колебания бурильной колонны. Предлагаемый способ бурения является простым, надежным, дешевым и эффективным по сравнению с существующими опирающимися на сложную систему управления процессом бурения. Предлагаемое техническое решение позволит повысить скорость бурения, снизить аварийность. In the proposed drilling method, the axial load is maintained automatically and the mechanical vibrations of the drill string are simultaneously suppressed. The proposed drilling method is simple, reliable, cheap and efficient compared to existing drilling based on a complex control system. The proposed technical solution will increase the drilling speed, reduce accident rate.

Claims (1)

Способ бурения скважин, согласно которому спускают бурильную колонну, вращают породоразрушающий инструмент, создают осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент и поддерживают ее постоянной при зафиксированном от перемещения верхнем конце бурильной колонны путем подачи посредством подвижного соединения части компоновки низа бурильной колонны относительно колонны бурильных труб, отличающийся тем, что дополнительную осевую нагрузку создают путем дополнительной подачи подвижных в осевом направлении, расположенных над подвижным соединением частей компоновки низа бурильной колонны. The method of drilling wells, according to which the drill string is lowered, the rock cutting tool is rotated, the axial load on the rock cutting tool is created and it is kept constant when the upper end of the drill string is fixed from moving by supplying, by means of a movable joint, a part of the bottom of the drill string relative to the drill pipe string, characterized in that additional axial load is created by additional supply of movable axially located above the movable the connection of the parts of the layout of the bottom of the drill string.