RU2232882C2 - Method for adjusting load on chisel while drilling deep wells - Google Patents

Abstract

FIELD: well drilling technology.

SUBSTANCE: method includes forming a load on chisel due to unloading of portion of weight of heavy drilling pipes and supporting of given load during well drilling process with consideration of correction for suspension of mass of tensioned portion of drilling column. During drilling process torque is controlled as well as angle of turning of column on rotor, level of longitudinal and rotating oscillations of leading pipe, and reaction of pit-face and, on basis of these, load on chisel is given as well as speed of pushing of drilling tool.

EFFECT: higher effectiveness of drilling as well as prevention of heavy drilling pipes and chisels breakdowns.

5 cl, 4 dwg, 1 ex

Description

Предлагаемое изобретение относится к области строительства скважин и предназначается для повышения эффективности процесса бурения глубоких скважин и предотвращения аварий, связанных с поломкой бурильных труб и долот.The present invention relates to the field of well construction and is intended to improve the efficiency of the drilling of deep wells and prevent accidents associated with breakage of drill pipes and bits.

Известный способ регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин [1], принятый за аналог, состоит в том, что в момент контакта долота с забоем скважины осуществляют разгрузку части веса утяжеленных бурильных труб (УБТ) для создания планируемой нагрузки на долото и затем в процессе углубления долота заданную нагрузку поддерживают по индикатору веса бурильной колонны на крюке.A known method of regulating the load on the bit when drilling deep wells [1], adopted as an analogue, is that at the moment of contact of the bit with the bottom of the well, a part of the weight of the drill pipe is unloaded to create the planned load on the bit and then in the process the recesses of the bit the specified load is supported by the indicator of the weight of the drill string on the hook.

К недостаткам данного способа относятся:The disadvantages of this method include:

1) недогрузка долота вследствие зависания части веса бурильной колонны на стенках скважины (причем недогрузка долота тем больше, чем больше глубина скважины);1) underloading of the bit due to hanging part of the weight of the drill string on the walls of the well (moreover, underloading of the bit is greater, the greater the depth of the well);

2) неравномерность нагрузки, передаваемой на долото, вследствие деформации нижней сжатой части бурильной колонны;2) uneven load transmitted to the bit due to deformation of the lower compressed part of the drill string;

3) возможность поломки УБТ при бурении в перемежающихся по твердости породах при уширении ствола скважины;3) the possibility of damage to the drill collar while drilling in rocks interspersed in hardness when broadening the wellbore;

4) крутильные колебания низа бурильной колонны, нарушающие нормальный режим работы долота на забое скважины.4) torsional vibrations of the bottom of the drill string, violating the normal mode of operation of the bit at the bottom of the well.

Наиболее близким по сути технического исполнения к предлагаемому является способ контроля нагрузки на долото при бурении глубоких скважин [2]. Существо этого способа, взятого за прототип, состоит в том, что учитывают зависание бурильной колонны на стенках скважины и вносят поправки в изменение веса на крюке при задании нагрузки на долото.The closest in essence technical performance to the proposed one is a method of controlling the load on the bit when drilling deep wells [2]. The essence of this method, taken as a prototype, is that it takes into account the hang of the drill string on the walls of the well and amends the change in weight on the hook when setting the load on the bit.

К недостатку прототипа относится, прежде всего, то, что указанный способ учитывает только коррекцию нагрузки за счет зависания растянутой части бурильной колонны, тогда как основная доля потери нагрузки (иногда полное ее зависание) связана со сжатой частью низа колонны. Другие недостатки повторяются и перечислены выше в критике аналога (п.п.2, 3, 4).The disadvantage of the prototype relates primarily to the fact that this method takes into account only load correction due to the hanging of the stretched part of the drill string, while the main share of the load loss (sometimes its complete freezing) is associated with the compressed part of the bottom of the string. Other shortcomings are repeated and listed above in criticism of the analogue (items 2, 3, 4).

Техническим результатом предлагаемого способа является повышение эффективности бурения путем более полного доведения нагрузки на долото за счет снижения зависания сжатой части бурильной колонны на стенках скважины, а также предотвращение поломок утяжеленных бурильных труб и долот.The technical result of the proposed method is to increase drilling efficiency by more fully bringing the load on the bit by reducing the hanging of the compressed part of the drill string on the walls of the well, as well as preventing breakdowns of heavy drill pipes and bits.

Необходимый технический результат достигается тем, что в известном способе регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин, включающем создание нагрузки на долото за счет разгрузки части веса утяжеленных бурильных труб (УБТ) и поддержание заданной нагрузки в процессе углубления скважины с учетом поправки на зависание веса растянутой части бурильной колонны, в процессе бурения контролируют крутящий момент и угол закручивания колонны на роторе, уровень продольных и крутильных колебаний ведущей трубы, а также реакцию забоя и, исходя из этого, задают нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента. При бурении в перемежающихся по твердости породах нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента задают, исходя из постоянства крутящего момента на роторе, который поддерживают равным М=М_к+M_q, где М_к - момент, затрачиваемый на вращение бурильной колонны, M_q - момент, затрачиваемый на вращение долота. При этом контролируют угол закручивания бурильной колонны на роторе и поддерживают его в пределах от φ₀ до φ₀+180, где φ₀ - угол закручивания до потери устойчивости сжатой части бурильной колонны, а темп подачи бурильного инструмента осуществляют с частотой, равной частоте вращения бурильной колонны, и в противофазе ее продольных колебаний, фиксируемых на ведущей трубе. При уширении ствола скважины вслед за долотом нагрузку на долото ограничивают, исходя из прочности резьбовых соединений утяжеленных бурильных труб на изгиб.The necessary technical result is achieved by the fact that in the known method of regulating the load on the bit when drilling deep wells, which includes creating a load on the bit by unloading part of the weight of the drill pipe (UBT) and maintaining the specified load in the process of deepening the bore taking into account the correction for the hanging weight of the extended parts of the drill string, during drilling, control the torque and angle of rotation of the string on the rotor, the level of longitudinal and torsional vibrations of the lead pipe, as well as the reaction of the bottom hole and, based on this, set the load on the bit and the feed rate of the drilling tool. When drilling in rocks interspersed in hardness, the load on the bit and the feed rate of the drilling tool are set based on the constancy of the torque on the rotor, which is maintained equal to M = M _k + M _q , where M _k is the moment spent on rotation of the drill string, M _q - the moment spent on the rotation of the bit. In this case, the angle of rotation of the drill string on the rotor is controlled and maintained within the range from φ ₀ to φ ₀ +180, where φ ₀ is the angle of rotation until the stability of the compressed part of the drill string is lost, and the feed rate of the drilling tool is carried out with a frequency equal to the rotational speed of the drill columns, and in antiphase of its longitudinal vibrations, fixed on the lead pipe. When widening the wellbore after the bit, the load on the bit is limited, based on the bending strength of the threaded joints of the weighted drill pipes.

Обоснование предлагаемого способа регулирования нагрузки на долото.The rationale for the proposed method of regulating the load on the bit.

Основным критерием эффективного разрушения горных пород при бурении глубоких скважин является доведение и поддержание стабильной нагрузки на долото. Особенное значение это имеет при роторном способе бурения вследствие сложной динамики работы бурильной колонны.The main criterion for the effective destruction of rocks during the drilling of deep wells is to bring and maintain a stable load on the bit. This is of particular importance in the rotary method of drilling due to the complex dynamics of the drill string.

Как показано в работах [3, 4, 5 и др.], под действием осевой нагрузки, центробежных сил и скручивающего момента сжатая часть бурильной колонны принимает форму спирали, закрученной с переменным шагом. Влияние отдельных видов действующих нагрузок на потерю устойчивости става УБТ определяется системой уравненийAs shown in [3, 4, 5, etc.], under the action of axial load, centrifugal forces and torsional moment, the compressed part of the drill string takes the form of a spiral twisted with a variable pitch. The influence of certain types of existing loads on the loss of stability of the UBT stav is determined by the system of equations

где EJ - жесткость УБТ,where EJ is the rigidity of the UBT,

Р - вес единицы длины УБТ,P is the weight of a unit length of a collar,

l - длина УБТ,l is the length of the collar,

l_кр - критическая длина УБТ от действия осевой нагрузки,l _cr - the critical length of the drill collar from the action of axial load,

W_кр - критическая угловая скорость УБТ,W _cr - the critical angular velocity of the drill collar,

М_кр - критический момент пары сил, действующих на УБТ.M _cr - the critical moment of a pair of forces acting on the drill collar.

Формула Гринхилла связывает критическую величину крутящего момента и сжимающей нагрузки для невесомого стержняGreenhill formula relates the critical value of torque and compressive load for a weightless rod

где М - крутящий момент,where M is the torque

Р - продольная сжимающая нагрузка.P is the longitudinal compressive load.

Здесь при известной продольной силе можно определить крутящий момент, соответствующий потере устойчивости става УБТ, а при известном крутящем моменте определяется критическая продольная сила.Here, with a known longitudinal force, it is possible to determine the torque corresponding to the loss of stability of the UBT stavka, and with a known torque, the critical longitudinal force is determined.

Анализ решений уравнения Гринхилла с учетом действия сжимающих сил, центробежных сил и крутящего момента для реальных условий бурения глубоких скважин показывает, что сжатая часть бурильной колонны практически всегда теряет устойчивость. Аналогичный вывод был сделан академиком А.Н.Динником в 1923 году при решении задачи об устойчивости тяжелого стержня при совместном воздействии растягивающих сил и крутящего момента.An analysis of the solutions of the Greenhill equation, taking into account the action of compressive forces, centrifugal forces and torque for real drilling conditions of deep wells, shows that the compressed part of the drill string almost always loses stability. A similar conclusion was made by academician A.N.Dinnik in 1923 when solving the problem of the stability of a heavy rod under the combined action of tensile forces and torque.

Кинематически потеря устойчивости низа бурильной колонны в роторном бурении происходит следующим образом: в момент касания забоя став УБТ под действием центробежной силы от вращения получает прогиб первого или второго порядка; за счет трения полуволн о стенки скважины возникает тормозной момент и пара сил, приводящих к скручиванию УБТ в спираль. Причем при правом вращении спираль имеет левую свивку. Поскольку тормозной момент трения спирали о стенки скважины больше, чем вращающий момент, то вращение става УБТ происходит не вокруг оси скважины, а вокруг собственной спирально изогнутой оси. Количество витков спирали УБТ можно определить по углу закручивания колонны на роторе, который обычно называют пружиной(свободная отдача ротора после остановки его вращения). Для определения силы трения забойной спирали о стенки скважины можно использовать формулу Эйлера для тормозных устройств с гибкой связьюKinematically, the loss of stability of the bottom of the drill string in rotary drilling occurs as follows: at the moment of touching the bottom, becoming a drill collar under the action of centrifugal force, it receives a deflection of the first or second order from rotation; due to the friction of the half-waves on the borehole wall, a braking moment and a couple of forces arise, leading to the twisting of the drill collar into a spiral. Moreover, with right rotation, the spiral has a left lay. Since the braking moment of friction of the spiral against the borehole wall is greater than the torque, the rotation of the drill collar does not occur around the axis of the well, but around its own spiral curved axis. The number of turns of the UBT spiral can be determined by the angle of rotation of the column on the rotor, which is usually called a spring (free return of the rotor after stopping its rotation). To determine the friction force of the downhole spiral against the borehole walls, you can use the Euler formula for brake devices with flexible coupling

T_тр=N·e^fφ T _mp = N · e ^fφ

где Т_тр - сила трения изогнутых в спираль УБТ о стенки скважин,where T _Tr - the friction force of the UBT bent into a spiral about the walls of the wells

N - сила прижатия УБТ к стенкам скважины,N is the pressure force of the drill collar to the walls of the well,

f - коэффициент трения,f is the coefficient of friction,

φ - суммарный угол обхвата УБТ по линии контакта со стенками скважины, рад.φ is the total angle of coverage of the drill collar along the line of contact with the walls of the well, rad.

Недогрузка долота в процессе бурения обусловлена силами трения УБТ о стенки скважины и деформацией забойной спирали (ее сжатием).The underloading of the bit during drilling is due to the frictional forces of the drill collar on the wall of the well and the deformation of the downhole spiral (its compression).

Рассмотрим передачу нагрузки на долото в условиях спиральной свивки става УБТ. Развертка спиральной линии контакта УБТ со стенками скважины и разложение сил от веса УБТ показано на фиг.1.Consider the transfer of load on the bit in the conditions of the spiral lay of the drill collar. The scan of the spiral line of contact of the drill collar with the walls of the well and the decomposition of forces from the weight of the drill collar is shown in figure 1.

G=p·sinα; N=p·cosα;G = p sinα; N = p cosα;

ΔG=G_o-G=P(1-sinα),ΔG = G _o -G = P (1-sinα),

гдеWhere

α - угол наклона УБТ к оси скважины,α is the angle of inclination of the drill collar to the axis of the well,

Р - вес единицы длины УБТ,P is the weight of a unit length of a collar,

G_o - нагрузка на долото без потери устойчивости става УБТ,G _o - the load on the bit without loss of stability of the drill collar,

G - нагрузка, передаваемая на долото после потери устойчивости става УБТ,G is the load transmitted to the bit after the loss of stability of the drill collar,

ΔG - недогрузка долота,ΔG - underload of the bit,

N - нормальная нагрузка на стенки скважины.N is the normal load on the wall of the well.

Отсюда T_тр=p·cosα·e^fφ Hence T _Tr = p · cosα · e ^fφ

Из формулы видно, что потеря нагрузки, передаваемой на долото, тем больше, чем меньше шаг свивки забойной спирали.From the formula it is seen that the loss of load transmitted to the bit, the greater the smaller the pitch of the downhole spiral lay.

Модельные опыты показывают, что после образования первого полувитка забойной спирали вся последующая нагрузка, передаваемая сверху, уходит на деформацию следующего полувитка, т.е. на сжатие спирали, в результате чего увеличивается зависание осевой нагрузки. Следует, однако, учитывать, что в это время долото углубляется, реакция забоя падает и спираль раскручивается. При соответствующем темпе подачи нагрузки сверху можно обеспечить баланс сжатия и растяжения забойной спирали для поддержания стабильной нагрузки на долото. Контроль за моментом на роторе позволяет это сделать.Model experiments show that after the formation of the first half-turn of the downhole spiral, all subsequent load transferred from above goes to deformation of the next half-turn, i.e. compression of the spiral, as a result of which the increase in the axial load hangs. However, it should be borne in mind that at this time the bit deepens, the face reaction drops and the spiral unwinds. At the appropriate rate of loading of the load from above, it is possible to balance the compression and extension of the downhole spiral to maintain a stable load on the bit. Torque control on the rotor allows you to do this.

M_к=M_р.к.+М_с.к.; M_р.к. ≈ const,M _to = M _r.k. + M _s.k. ; M _r.k. ≈ const

гдеWhere

М_р.к. - момент, возникающий от трения в растянутой части бурильной колонны,M _r.k. - the moment arising from friction in the stretched part of the drill string,

М_с.к. - момент, возникающий от трения в сжатой части бурильной колонны.M _S.K. - the moment arising from friction in the compressed part of the drill string.

При бурении в разрезе перемежающихся по твердости пород нагрузка в обязательном порядке должна контролироваться по моменту на роторе. Это обусловлено тем, что реакция забоя меняется: во время выхода долота из более твердых пород в менее твердые она снижается, уменьшается давление УБТ на стенки скважины и, следовательно, падает момент трения и, наоборот, при выходе долота из менее твердых пород в более твердые. Если в мягких породах имеет место разрушение и осыпание стенок скважины, идущие вслед за долотом, то в момент встречи твердых пропластков пород возможна перегрузка става УБТ и его слом. Для предотвращения этого необходимо снижать нагрузку.When drilling in the context of rocks alternating in hardness, the load must be controlled by the moment on the rotor. This is due to the fact that the downhole reaction changes: when a bit exits from harder rocks to less hard ones, it decreases, the pressure of drill collars on the walls of the well decreases and, therefore, the friction moment decreases and, conversely, when the bit exits from less hard rocks to harder ones . If in soft rocks there is a destruction and shedding of the walls of the well, following the bit, then at the moment of meeting the hard layers of rocks, it is possible to overload the drill collar and break it. To prevent this, it is necessary to reduce the load.

В качестве примера аварийности, связанной с поломкой УБТ из-за перегрузки, можно привести бурение скважины №333 на пл. Веселая (ПГО “Оренбурггеология”), где в интервале 3411-4173 м при нагрузке на долото (диам. 295,3 мм) 12-16 тс (по индикатору веса) имели место 26 случаев слома верхних утяжеленных бурильных труб. Причина поломки труб состояла в том, что ствол скважины вслед за долотом формировался в диаметре 430 мм и верхняя часть УБТ подвергалась знакопеременной нагрузке с частотой, равной частоте подачи инструмента при бурении. Количество витков забойной спирали составляло 1,5-2.As an example of the accident associated with damage to the drill collar due to overload, we can cite the drilling of well No. 333 at Pl. Merry (PGO “Orenburggeologiya”), where in the interval of 3411-4173 m with a load on the bit (diam. 295.3 mm) 12-16 tf (according to the weight indicator), 26 cases of breaking of the upper weighted drill pipes took place. The reason for the pipe failure was that the wellbore, following the bit, was formed in a diameter of 430 mm and the upper part of the drill collar was subjected to an alternating load with a frequency equal to the tool feed frequency during drilling. The number of turns of the downhole spiral was 1.5-2.

Другой характерный пример. При бурении Кольской сверхглубокой скважины на глубине 8500-9500 м забойная спираль имела 5-6 витков и создавала при частоте вращения ротора 2 об/мин момент, равный 1400-2000 кгм. Однако при этом нагрузка на долото не превышала 4 тc и поэтому аварий с трубами не было.Another typical example. When drilling the Kola superdeep well at a depth of 8500-9500 m, the downhole spiral had 5-6 turns and created a torque equal to 1400-2000 kgm at a rotor speed of 2 rpm. However, the load on the bit did not exceed 4 ts and therefore there were no accidents with pipes.

Эксперименты по определению зависания нагрузки проводились при бурении скважины №5 пл. Усино-Кушорская (ПГО “Ухтанефтегазгеология”). Полностью зависающей считалась такая нагрузка (по мере ее увеличения от 0 до mах), при которой выработка долота на забое отсутствовала. Бурение производилось ротором на глубине 2800 м с частотой вращения 70 об/мин. Разгрузка веса бурильной колонны для создания нагрузки на долото составляла 14 тс (вес УБТ – 16 тс). Компановка низа бурильной колонны была следующая: долото 190, 5 ТКЗ, УБТП-152-120 м, СБТ 144×10, УБТ 147×11, СБТ 140×9.Experiments to determine the hang of the load were carried out while drilling well No. 5 pl. Usino-Kushorskaya (PGO “Ukhtaneftegazgeologiya”). Such a load was considered to be completely freezing (as it increased from 0 to max), at which there was no development of a bit at the bottom. Drilling was carried out by a rotor at a depth of 2800 m with a rotation frequency of 70 rpm. Unloading the weight of the drill string to create a load on the bit was 14 tf (UBT weight - 16 tf). The layout of the bottom of the drill string was as follows: bit 190, 5 TKZ, UBTP-152-120 m, SBT 144 × 10, UBT 147 × 11, SBT 140 × 9.

Рейсы 1, 2, 3Flights 1, 2, 3

Нагрузка на долото (по индикатору веса) - G=14 тc,Chisel load (according to the weight indicator) - G = 14 tc,

Зависание нагрузки - ΔG=9-10 тс,Hanging load - ΔG = 9-10 tf,

Фактическая нагрузка на долото - Gg=4-5 тс,Actual load on the bit - Gg = 4-5 tf,

Проходка на долото - h=6-9 м,Driving to the bit - h = 6-9 m,

Механическая скорость бурения - Vмех=0,2-0,3 м/час,Mechanical drilling speed - Vmech = 0.2-0.3 m / h,

Износ долота – ВоП₁До.Chisel Wear - VoP ₁ To.

Рейсы 4,5 Рейсы 6,7Flights 4.5 Flights 6.7

Выбросили 37 м УБТ Выбросили 50 м УБТThrew out 37 m of UBT Threw out 50 m of UBT

G = 14 тс G = 14 тсG = 14 tf G = 14 tf

ΔG = 5-6 тс ΔG = 2 тсΔG = 5-6 tf ΔG = 2 tf

G_g = 8-9 тс G_g = 12 тсG _g = 8-9 tf G _g = 12 tf

h = 11-12 м h = 18-20 мh = 11-12 m h = 18-20 m

V_мех = 0,8-0,9 м/час V_мех = 1,2 м/часV _fur = 0.8-0.9 m / h V _fur = 1.2 m / h

Износ долота В₁П¹Д₁ Износ долота В₁П₁Д₁ Wear bit B ₁ P ¹ D ₁ Wear bit B ₁ P ₁ D ₁

Данные эксперименты наглядно показали, что УБТ, имеющие большую жесткость, при закручивании в спираль создают большое распорное усилие на стенки скважины, нежели стальные бурильные трубы (СБТ), и поэтому замена части УБТ на СБТ привела к снижению зависания нагрузки и повышению эффективности работы долота.These experiments clearly showed that drill collars with greater rigidity, when twisted into a spiral, create a greater spacer force on the borehole walls than steel drill pipes (SBT), and therefore the replacement of a part of drill collar with SBT led to a decrease in load hang and increased bit efficiency.

“Плавающая” нагрузка на долото обусловлена не только и не столько дискретным характером передачи ее сверху (сжатием и разжатием забойной спирали), но еще тем, что при вращении става УБТ вокруг собственной спирально изогнутой оси имеет место перекатывание труб по стенкам скважины в сторону, обратную направлению вращения. Последнее вызывает появление крутильных колебаний низа бурильной колонны с частотой, пропорциональной скорости вращения.The “floating” load on the bit is caused not only and not so much by the discrete nature of its transfer from above (by compressing and unloading the downhole spiral), but also by the fact that when the drill collar rotates around its own spirally curved axis, the pipes roll back along the borehole walls in the opposite direction direction of rotation. The latter causes the appearance of torsional vibrations of the bottom of the drill string with a frequency proportional to the speed of rotation.

В свою очередь, крутильные колебания порождают продольные колебания колонны, доходящие до ротора. Амплитуда крутильных и генерируемых ими продольных колебаний может усиливаться, приближаясь к частоте свободных крутильных колебаний бурильной колонны (условие резонанса). На фиг.2 приведена запись продольных колебаний ведущей квадратной трубы в процессе бурения на глубине 3210 м, полученная от датчика веса. Здесь видно, что при нагружении долота от 0 до 14 те при частоте вращения ротора n=80 об/мин размах колебаний достигает 2-2,5 тс с частотой ν=54 1/мин. При увеличении числа оборотов ротора до 100 об/мин частота крутильных колебаний низа колонны вступает в резонансную область, и размах колебаний ведущей трубы возрастает до 8-9 тс. При снижении числа ротора до 62 об/мин уровень колебаний снижается. Это однозначно свидетельствует о том, что источником низкочастотных колебаний является забойная спираль, а не долото, как считают некоторые исследователи [6, 7, 8], т.к. условия работы долота (кроме числа оборотов) в данном случае оставались неизменными.In turn, torsional vibrations give rise to longitudinal vibrations of the column reaching the rotor. The amplitude of torsional and longitudinal oscillations generated by them can increase, approaching the frequency of free torsional vibrations of the drill string (resonance condition). Figure 2 shows the record of longitudinal vibrations of the leading square pipe during drilling at a depth of 3210 m, obtained from the weight sensor. It is seen here that when the bit is loaded from 0 to 14 te with a rotor speed of n = 80 rpm, the oscillation range reaches 2-2.5 tf with a frequency of ν = 54 1 / min. With an increase in the rotor speed to 100 rpm, the frequency of torsional vibrations of the bottom of the column enters the resonance region, and the amplitude of the vibrations of the lead pipe increases to 8–9 tf. With a decrease in the number of rotor to 62 rpm, the level of oscillation decreases. This clearly indicates that the downhole spiral is the source of low-frequency oscillations, and not the bit, as some researchers believe [6, 7, 8], because the working conditions of the bit (except for the number of revolutions) in this case remained unchanged.

При бурении скважины №43 Астраханская (ПГО “Нижневолжскгеология”) также было проверено влияние частоты подачи инструмента в пределах заданной нагрузки на темп углубления скважины, что отражено на фиг.3.When drilling well No. 43 Astrakhanskaya (PGO “Nizhnevolzhskgeologiya”), the influence of the tool feed frequency within the specified load on the rate of well deepening was also verified, which is reflected in FIG. 3.

Пример реализации предлагаемого способа регулирования нагрузки на долото.An example of the implementation of the proposed method of regulating the load on the bit.

Скважина бурится на глубине 2940 м долотами №10 диаметром 295,3 мм с плановой нагрузкой G=20×10 кгс. Для создания нагрузки используется наддолотный комплект УБТ-178 длиной 200 м. При роторном способе бурения в результате потери устойчивости низа бурильной колонны приращение момента на роторе составляет М=260 кгм. При этом угол закручивания бурильной колонны на роторе составляет φ=380°. Из этого следует, что при разгрузке веса бурильной колонны (по индикатору веса) С_инд.=18·10³ кгс став УБТ закручен в спираль, имеющую 1,5 витка. Расчетная потеря нагрузки вследствие зависания спирали УБТ на стенках скважины G=8·10³ кгс, следовательно, нагрузка, передаваемая на долото, равна G_инд-G=12·10³ кгс.The well is drilled at a depth of 2940 m with bits No. 10 with a diameter of 295.3 mm with a planned load of G = 20 × 10 kgf. To create the load, the UBT-178 over-bit kit 200 m long is used. With the rotary method of drilling, as a result of the loss of stability of the bottom of the drill string, the increment of the moment on the rotor is M = 260 kgm. The angle of rotation of the drill string on the rotor is φ = 380 °. From this it follows that when unloading the weight of the drill string (by weight indicator) With _ind. = 18 · 10 ³ kgf becoming UBT twisted into a spiral having 1.5 turns. The estimated load loss due to the hang of the UBT spiral on the well walls is G = 8 · 10 ³ kgf, therefore, the load transmitted to the bit is G _ind -G = 12 · 10 ³ kgf.

В процессе бурения момент на роторе при неизменном числе оборотов периодически изменяется в большую или меньшую сторону. Рост момента свидетельствует о закрутке спирали УБТ при встрече долотом более твердых пород, а снижение – переход в более мягкие породы. Исходя из этого режим нагружения долота по индикатору веса наверху должен задаваться с учетом моментной характеристики бурильной колонны при ее вращении в скважине. В противном случае неизбежно зависание нагрузки на стенках скважины. При закручивании первого полувитка УБТ зависание нагрузки резко прогрессирует, иногда вплоть до полного зависания вышерасположенной массы УБТ. Отсюда возникают три негативных момента:In the process of drilling, the moment on the rotor with an unchanged number of revolutions periodically changes up or down. An increase in torque indicates a twist of the UBT spiral when it encounters harder rocks, and a decrease indicates a transition to softer rocks. Based on this, the loading mode of the bit according to the weight indicator at the top should be set taking into account the moment characteristics of the drill string during its rotation in the well. Otherwise, the load on the walls of the well is inevitable. When the first half-turn of the collar collar is twisted, the load hangs up sharply, sometimes up to the complete hang of the upstream collar collar mass. Three negative points arise from this:

1) долото работает в режиме малой нагрузки, недостаточной для эффективного разрушения породы;1) the bit operates in a low load mode, insufficient for the effective destruction of the rock;

2) усиливается амплитуда крутильных колебаний низа бурильной колонны, что приводит к нестабильности нагрузки на долоте (режим “плавающей” нагрузки);2) the amplitude of torsional vibrations of the bottom of the drill string increases, which leads to instability of the load on the bit (“floating” load mode);

3) появляется возможность слома УБТ, если диаметр ствола скважины уширяется вслед за долотом.3) it becomes possible to break down the drill collar if the diameter of the wellbore broadens after the bit.

Прирост крутящего момента на роторе в процессе повышения нагрузки на долото (по индикатору веса) может служить мерой недогрузки долота вследствие зависания части веса УБТ на стенках скважины. Пока зависания УБТ нет (φ<φ₀+l80°),The increase in torque on the rotor in the process of increasing the load on the bit (according to the weight indicator) can serve as a measure of the underload of the bit due to the hanging part of the weight of the drill collar on the walls of the well. While there is no UBT freezing (φ <φ ₀ + l80 °),

М=М_к+М_g,M = M _k + M _g ,

но как только закрутка става УБТ достигает одного полувитка (φ>φ₀+l80°), начинается его зависание на стенках скважины, сопровождающееся возрастанием крутящего момента на роторе.but as soon as the twist of the drill collar reaches one half-turn (φ> φ ₀ + l80 °), it begins to hang on the walls of the well, accompanied by an increase in the torque on the rotor.

М=М_к+М_g+ΔМ,M = M _to + M _g + ΔM,

где М_к - момент, затрачиваемый на вращение колонны при бурении;where M _to - the moment spent on the rotation of the column during drilling;

М_g - момент, затрачиваемый на вращение долота при бурении;M _g - the moment spent on the rotation of the bit during drilling;

ΔМ - прирост момента за счет трения спирали УБТ о стенки скважины.ΔM is the increase in moment due to friction of the UBT spiral against the well wall.

На фиг.4 показана зависимость крутящего момента на роторе от нагрузки, создаваемой на долото №10, при частоте вращения n=80 об/мин. Кривая А показывает, что в номинальном стволе скважины (когда диаметр ствола соответствует диаметру долота) следует ограничить нагрузку, передаваемую на долото в пределах 18 тc (φ=240°). В стволе скважины увеличенного диаметра (кривая Б), когда прироста момента с увеличением нагрузки нет, спираль УБТ вращается не вокруг собственной оси, а вокруг оси скважины. При этом зависание УБТ на стенках скважины отсутствует, потерь нагрузки нет, но при больших нагрузках на долото возникает опасность поломки УБТ и, следовательно, необходимо также ограничивать нагрузку - в данном случае до 14 тс. Естественно, что как в первом, так и во втором случае будет иметь место некоторое снижение механической скорости проходки и проходки на долото. Однако эти потери оправданы по сравнению с потерями на ликвидацию аварии.Figure 4 shows the dependence of the torque on the rotor from the load created on the bit No. 10, at a speed of n = 80 rpm. Curve A shows that in the nominal wellbore (when the bore diameter corresponds to the diameter of the bit), the load transmitted to the bit should be limited to 18 tc (φ = 240 °). In the borehole of an increased diameter (curve B), when there is no increase in moment with increasing load, the UBT spiral does not rotate around its own axis, but around the axis of the well. At the same time, there is no crash in the drill collar on the walls of the well, there are no load losses, but with large loads on the bit, there is a risk of breakdown of the drill collar and, therefore, it is also necessary to limit the load - in this case, to 14 tf. Naturally, both in the first and in the second case, there will be some decrease in the mechanical speed of penetration and penetration to the bit. However, these losses are justified in comparison with the losses to eliminate the accident.

Источники информацииSources of information

1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению, т. 2. - М.: Недра, 1985, с. 3-4.1. Bulatov A.I., Avetisov A.G. Handbook of a drilling engineer, t. 2. - M .: Nedra, 1985, p. 3-4.

2. Авторское свидетельство “Способ контроля нагрузки на долото при роторном бурении глубоких скважин”, SU 1209835, E 21 B 45/00.2. Copyright certificate “Method for controlling the load on the bit during rotary drilling of deep wells”, SU 1209835, E 21 B 45/00.

3. Саркисов Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. - М.: Недра, 1971.3. Sarkisov G.M. Calculations of drill and casing strings. - M .: Nedra, 1971.

4. Сароян А.Е. Бурильные колонны в глубоком бурении. - М.: Недра, 1979.4. Saroyan A.E. Drill columns in deep drilling. - M .: Nedra, 1979.

5. Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении. - М.: Гостоптехиздат, 1960.5. Woods G., Lubinsky A. Curvature of wells during drilling. - M .: Gostoptekhizdat, 1960.

6. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. - М.: Недра, 1975.6. Balitsky P.V. The interaction of the drill string with the bottom of the well. - M .: Nedra, 1975.

7. Юнин Е.К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента. - М.: Недра, 1983.7. Yunin E.K. Low-frequency vibrations of a drilling tool. - M .: Nedra, 1983.

8. Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М., Федоров А.Ф. Расчет компоновок нижней части бурильной колонны. - М.: Недра, 1977.8. Belyaev V.M., Kalinin A.G., Solodky K.M., Fedorov A.F. Calculation of the layout of the lower part of the drill string. - M .: Nedra, 1977.

Claims (5)

1. Способ регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин, включающий создание нагрузки на долото за счет разгрузки части веса утяжеленных бурильных труб (УБТ) и поддержание заданной нагрузки в процессе углубления скважины с учетом поправки на зависание веса растянутой части бурильной колонны, отличающийся тем, что в процессе бурения контролируют крутящий момент и угол закручивания колонны на роторе, уровень продольных и крутильных колебаний ведущей трубы, а также реакцию забоя и, исходя из этого, задают нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента.1. The method of regulating the load on the bit when drilling deep wells, including creating a load on the bit by unloading part of the weight of the weighted drill pipe (UBT) and maintaining the specified load in the process of deepening the well, taking into account the correction for the hanging weight of the stretched part of the drill string, characterized in that in the process of drilling control the torque and angle of rotation of the column on the rotor, the level of longitudinal and torsional vibrations of the lead pipe, as well as the reaction of the bottom and, based on this, set the load on the bit feed rate of the boring tool. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при бурении в перемежающихся по твердости породах нагрузку на долото и темп подачи бурильного инструмента задают, исходя из постоянства крутящего момента на роторе, который поддерживают равным М = Мк + Мg,2. The method according to claim 1, characterized in that when drilling in rocks interspersed in hardness, the load on the bit and the feed rate of the drilling tool are set based on the constancy of the torque on the rotor, which is maintained equal to M = Mk + Mg, где Мк - момент, затрачиваемый на вращение бурильной колонны;where MK is the moment spent on the rotation of the drill string; Мg - момент, затрачиваемый на вращение долота.Mg - the moment spent on the rotation of the bit. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что контролируют угол закручивания бурильной колонны на роторе и поддерживают его в пределах от φ₀ до φ₀+l80°, где φ₀ - угол закручивания до потери устойчивости сжатой части бурильной колонны.3. The method according to claim 1, characterized in that they control the twist angle of the drill string on the rotor and maintain it in the range from φ ₀ to φ ₀ + l80 °, where φ ₀ is the twist angle to the stability of the compressed part of the drill string. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что темп подачи бурильного инструмента осуществляют с частотой, равной частоте вращения бурильной колонны, и в противофазе ее продольных колебаний, фиксируемых на ведущей трубе.4. The method according to claim 1, characterized in that the feed rate of the drilling tool is carried out with a frequency equal to the rotational speed of the drill string, and in antiphase of its longitudinal vibrations, fixed on the lead pipe. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при уширении ствола скважины вслед за долотом нагрузку на долото ограничивают, исходя из условия прочности резьбовых соединений утяжеленных бурильных труб на изгиб.5. The method according to claim 1, characterized in that when broadening the wellbore after the bit, the load on the bit is limited, based on the strength condition of the threaded joints of the weighted drill pipes to bend.

Images