RU2734915C2 - Method of directed drilling with correction of well trajectory - Google Patents
Method of directed drilling with correction of well trajectory Download PDFInfo
- Publication number
- RU2734915C2 RU2734915C2 RU2020101636A RU2020101636A RU2734915C2 RU 2734915 C2 RU2734915 C2 RU 2734915C2 RU 2020101636 A RU2020101636 A RU 2020101636A RU 2020101636 A RU2020101636 A RU 2020101636A RU 2734915 C2 RU2734915 C2 RU 2734915C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- well
- bit
- tangent
- axis
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000012937 correction Methods 0.000 title description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000007704 transition Effects 0.000 abstract description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B44/00—Automatic control systems specially adapted for drilling operations, i.e. self-operating systems which function to carry out or modify a drilling operation without intervention of a human operator, e.g. computer-controlled drilling systems; Systems specially adapted for monitoring a plurality of drilling variables or conditions
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам регулирования режимных параметров процесса бурения и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности при бурении наклонных нефтяных и газовых скважин с применением винтовых забойных двигателей.The invention relates to methods for regulating the operating parameters of the drilling process and can be used in the oil and gas industry when drilling inclined oil and gas wells using downhole screw motors.
Известен способ бурения с контролем режима работы гидравлического забойного двигателя в забойных условиях, включающий замеры показаний давления в нагнетательной линии под нагрузкой и без нагрузки на долото, поддержание постоянной разницы замеренных показаний давлений, определение максимально допустимой величины скорости подачи, осуществление замеров скорости подачи долота и снижение ее до допустимых значений (RU 2508447 C1, Е21В 44/00, Е21В 4/02, опубл. 27.02.2014 Бюл. 6). Однако указанный способ контроля работы гидравлического забойного двигателя недостаточно эффективен, учитывает в процессе бурения ограниченное количество рабочих параметров буровой установки и не обеспечивает в процессе бурения корректировки траектории ствола скважины.A known method of drilling with control of the operating mode of a hydraulic downhole motor in downhole conditions, including measuring the pressure readings in the injection line under load and without load on the bit, maintaining a constant difference in the measured pressure readings, determining the maximum allowable feed rate, measuring the bit feed rate and reducing it to permissible values (RU 2508447 C1, E21B 44/00, E21B 4/02, publ. 27.02.2014 Bull. 6). However, this method of controlling the operation of the hydraulic downhole motor is not effective enough, it takes into account the limited number of operating parameters of the drilling rig during the drilling process and does not provide corrections to the wellbore trajectory during the drilling process.
Известно устройство подачи бурового инструмента, реализующее способ бурения с автоматическим регулированием подачи бурового инструмента, основанный на поддержании постоянства крутящего момента на долоте и уменьшении колебаний низа бурильной колонны за счет контролируемого давления в манифольдной линии (RU 2013531 C1, Е21В 44/00, опубл. 13.05.1994). Указанный способ не ограничивает скорость подачи бурового инструмента, что является причиной преждевременного износа долота из-за его ударов о забой и перегруза при резкой смене разных по твердости горных пород. Превышение скорости бурения над скоростью восходящего потока бурового раствора часто приводит к закупорке кольцевого пространства выбуренными частицами породы. Недостатком способа является и то, что им не производится корректировка траектории скважины.A device for feeding a drilling tool is known, which implements a method of drilling with automatic control of the supply of a drilling tool, based on maintaining a constant torque on the bit and reducing oscillations of the bottom of the drill string due to controlled pressure in the manifold line (RU 2013531 C1, E21B 44/00, publ. 13.05 .1994). This method does not limit the feed rate of the drilling tool, which is the cause of premature wear of the bit due to its impacts against the bottomhole and overloading during an abrupt change of rocks of different hardness. Exceeding the drilling speed over the drilling fluid updraft rate often leads to plugging of the annulus with cuttings. The disadvantage of this method is that it does not correct the trajectory of the well.
Известен способ бурения с автоматическим регулированием подачи бурового инструмента в процессе бурения, включающим замер величины давления промывочной жидкости в манифольдной линии, сравнение ее с заданной и максимально допустимой величинами и управление исполнительным механизмом подачи бурового инструмента в зависимости от результатовThere is a known method of drilling with automatic regulation of the drilling tool feed during drilling, including measuring the pressure of the drilling fluid in the manifold line, comparing it with the specified and maximum allowable values and controlling the actuator feeding the drilling tool, depending on the results
сравнения, осуществление замеров дополнительных рабочих параметров бурения, параметров холостого хода, увеличение или уменьшение скорости подачи бурового инструмента (RU 2681325 C1, Е21В 44/02, опубл. 06.03.2019 Бюл. 7). Недостатками данного способа бурения являются низкая надежность, связанная с необходимостью сбора информации с большого количества датчиков, высокая трудоемкость настройки. Способ также не предусматривает бурения наклонных скважин с корректировкой их траектории.comparison, the implementation of measurements of additional operating parameters of drilling, idling parameters, an increase or decrease in the feed rate of the drilling tool (RU 2681325 C1, Е21В 44/02, publ. 03/06/2019 Bull. 7). The disadvantages of this method of drilling are low reliability associated with the need to collect information from a large number of sensors, high complexity of adjustment. The method also does not provide for drilling deviated wells with correcting their trajectory.
Известен способ бурения наклонных и горизонтальных участков скважины, предусматривающий бурение наклонных скважин с корректировкой их траектории, использующий для формирования наклонных участков скважины метод скольжения (проталкивания в породу) отклонителя винтового забойного двигателя (далее - отклонителя) (Slide Drilling - Farther and Faster). Отклонители предназначены для создания на долоте отклоняющего усилия или наклона оси долота к оси скважины с целью искривления скважины в заданном направлении. Недостатком метода является то, что бурение наклонного участка осуществляют подачей на долото осевой нагрузки, без вращения компоновки низа бурильной колонны, что снижает эффективность бурения участков скважины с изменением траектории и уменьшает их диаметр, и ухудшается доведение осевой нагрузки до долота.There is a method of drilling inclined and horizontal sections of a well, providing for drilling inclined wells with correcting their trajectory, using the method of sliding (pushing into the rock) of a downhole motor diverter (hereinafter referred to as a diverter) (Slide Drilling - Farther and Faster) to form inclined well sections. Deflectors are designed to create a deflecting force on the bit or tilt the bit axis to the borehole axis in order to deviate the borehole in a given direction. The disadvantage of this method is that the inclined section is drilled by applying an axial load to the bit, without rotating the bottom drill string assembly, which reduces the efficiency of drilling sections of the well with a change in trajectory and reduces their diameter, and the axial load to the bit becomes worse.
Известен способ и устройство направленного бурения (скольжения), также использующий для бурения скважин винтовые забойные двигатели с изгибом (отклонителем) на корпусе (IADC/SPE 92558, SPE/IADC Drilling Conference, Амстердам, Нидерланды, 23-25 февраля 2005 г.). Отклонители винтовых забойных двигателей позволяют долоту разрушать породу и формировать наклонную скважину в заданном направлении при подаче на него осевой нагрузки без вращения. Однако направленное бурение в режиме скольжения, происходящее под воздействием на долото тангенциальных сил, обладает рядом недостатков. Диаметр прямолинейных участков скважины всегда больше диаметра скважины с меняющейся интенсивностью искривления. Оно менее эффективно по сравнению с бурением в режиме вращения, требует контроля и установки положения отклонителя винтового забойного двигателя после прохождения каждого участка скважины с неизменной интенсивностью искривления. Кроме того, для установки отклонителя в заданном направлении необходимо учитывать силы, противодействующие вращению колонны бурильных труб. Для того, чтобы положение отклонителя оставалось относительно постоянным, поворот колонны бурильных труб осуществляют на несколько больший угол. Другим недостатком способа является неэффективное удаление образующихся при бурении частиц породы и увеличение их количества в нижней части скважины.The known method and device for directional drilling (sliding), also using for drilling downhole motors with a bend (diverter) on the body (IADC / SPE 92558, SPE / IADC Drilling Conference, Amsterdam, the Netherlands, 23-25 February 2005). Downhole motors diverters allow the bit to break rock and form a deviated well in a given direction when an axial load is applied to it without rotation. However, directional drilling in sliding mode, which occurs when tangential forces are applied to the bit, has several disadvantages. The diameter of the straight sections of the well is always larger than the diameter of the well with varying intensity of deviation. It is less effective than drilling in rotation mode, it requires monitoring and setting the position of the downhole motor diverter after passing each section of the well with a constant deviation rate. In addition, for setting the whipstock in a given direction, it is necessary to take into account the forces opposing the rotation of the drill string. In order for the whipstock position to remain relatively constant, the drill string is rotated through a slightly larger angle. Another disadvantage of this method is the ineffective removal of rock particles formed during drilling and an increase in their number in the lower part of the well.
Скапливающиеся в забое частицы породы могут привести к прихвату долота, прилипанию бурильных труб к стенкам скважины и созданию аварийной ситуации. Все это приводит к тому, что при использовании указанного способа направленного бурения скорость проходки меньше примерно на 70% по сравнению со скоростью проходки скважины при вращении колонны бурильных труб. Так как прямолинейный и искривленный участки скважины бурят долотами одного и того же типоразмера, к недостаткам способа можно отнести и то, что диаметр скважины, пробуриваемой методом проталкивания долота в породу не может превышать габаритных размеров долота.Rock particles accumulating in the bottom hole can lead to stuck bit, sticking of drill pipes to the borehole walls and create an emergency. All this leads to the fact that when using the specified method of directional drilling, the rate of penetration is less by about 70% compared to the rate of penetration of the well with the rotation of the drill string. Since the straight and curved sections of the well are drilled with bits of the same standard size, the disadvantages of the method include the fact that the diameter of the well drilled by pushing the bit into the rock cannot exceed the overall dimensions of the bit.
Указанный способ направленного бурения по назначению и своим техническим характеристикам является наиболее близким к заявляемому техническому решению и принят за прототип.The specified method of directional drilling for its intended purpose and its technical characteristics is the closest to the claimed technical solution and is adopted as a prototype.
Перед изобретением была поставлена задача повышения надежности и эффективности бурения наклонных участков скважины, увеличение срока эксплуатации бурового инструмента, увеличения скорости проходки и обеспечения более плавного перехода на прямолинейный участок скважины, сохранения диаметра на криволинейных участках, расширения потребительских функций.The invention was tasked with increasing the reliability and efficiency of drilling inclined sections of the well, increasing the service life of the drilling tool, increasing the rate of penetration and ensuring a smoother transition to the straight section of the well, maintaining the diameter in curved sections, expanding consumer functions.
Техническим результатом изобретения является повышение надежности и эффективности бурения наклонных участков скважины, увеличение срока эксплуатации бурового инструмента, увеличение скорости проходки и обеспечение более плавного перехода на прямолинейный участок скважины, сохранение диаметра на криволинейных участках, расширение потребительских функций. Технический результат достигается за счет того, что в способе направленного бурения, включающим управление траекторией скважины подачей на буровой инструмент осевой нагрузки и крутящих моментов, осуществляют подачу на долото крутящих моментов, обеспечивающих неравномерное вращение долота вокруг оси скважины или касательной к ней, при этом скорость вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней при разрушении породы в заданном направлении устанавливают меньше по сравнению со скоростью вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней при разрушении породы в других направлениях. Очевидно, что интенсивность искривления скважины обратно пропорциональна скорости вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней.The technical result of the invention is to improve the reliability and efficiency of drilling inclined sections of the well, increase the service life of the drilling tool, increase the rate of penetration and ensure a smoother transition to the straight section of the well, maintain the diameter on curved sections, expand consumer functions. The technical result is achieved due to the fact that in the method of directional drilling, including control of the trajectory of the borehole by feeding the axial load and torques to the drilling tool, the torque is supplied to the bit, providing uneven rotation of the bit around the axis of the borehole or tangential to it, while the rotation speed bits around the borehole axis or tangent to it when the rock is destroyed in a given direction are set less than the speed of rotation of the bit around the borehole axis or tangential to it when the rock is broken in other directions. Obviously, the intensity of borehole deviation is inversely proportional to the bit rotation speed around the borehole axis or tangent to it.
На чертеже условно показано устройство направленного бурения.The drawing schematically shows a directional drilling device.
Устройство направленного бурения содержит отклонитель 1 винтового забойного двигателя с долотом 2 и дистанционной системой 3 измерения положения отклонителя 1 в процессе бурения, верхний силовой привод 4, приводящий в движение буровую колонну с буровым инструментом и корректирующий траекторию скважины 5 по сигналам с вычислительного устройства 6, каналы связи 7 и 8, соединяющие дистанционную систему 3 измерения положения отклонителя 1 с вычислительным устройством 6 и вычислительное устройство 6 с верхним силовым приводом 4, соответственно.The directional drilling device contains a
Устройство направленного бурения работает следующим образом. Конструкция устройства и использование предлагаемого способа направленного бурения основаны на том, что вращающаяся в скважине колонна бурильных труб практически не испытывает в осевом направлении сопротивления трения, если скорость вращения намного больше осевой скорости движения колонны. Коэффициент трения в точке предстоящего движения является коэффициентом статического трения и примерно на 25% больше коэффициента динамического трения после начала движения и почти не зависит от скорости скольжения трубы, но при этом он значительно больше до начала движения. Даже в чистой скважине колонна бурильных труб испытывает трение со стороны стенок скважины, что затрудняет ее продвижение в скважине. Это трение затрудняет поддержание постоянной осевой нагрузки на долото.Directional drilling device works as follows. The design of the device and the use of the proposed method of directional drilling are based on the fact that the string of drill pipes rotating in the borehole practically does not experience frictional resistance in the axial direction if the rotation speed is much higher than the axial velocity of the string. The coefficient of friction at the point of the forthcoming movement is the coefficient of static friction and is approximately 25% higher than the coefficient of dynamic friction after the start of movement and almost does not depend on the sliding speed of the pipe, but at the same time it is much higher before the start of movement. Even in a clean hole, the drill string experiences friction from the borehole wall, making it difficult to move through the hole. This friction makes it difficult to maintain a constant axial load on the bit.
С учетом указанного выше, заявляемый способ направленного бурения с коррекцией траектории скважины предусматривает бурение наклонного участка скважины при сохранении вращения колонны бурильных труб. Вращение колонны бурильных труб достигается как на прямолинейных, так и на криволинейных участках скважины. Для этого дистанционная система 3 измерения положения отклонителя 1 в процессе бурения передает исходные данные о положении отклонителя 1 винтового забойного двигателя в вычислительное устройство 6 по каналу связи 7. Вычислительное устройство 6 обрабатывает полученную информацию и по каналу связи 8 выдает необходимые команды верхнему силовому приводу 4. Верхний силовой привод 4 корректирует в ту или иную сторону величину и направление крутящего момента, подаваемого на буровой инструмент и вращающий долото 2 вокруг оси скважины 5 или касательной к ее оси со скоростью, обеспечивающей бурение в заданном направлении с изменением пространственного положения скважины 5.In view of the above, the inventive method of directional drilling with correction of the well trajectory provides for drilling an inclined section of the well while maintaining the rotation of the drill pipe. Rotation of the drill string is achieved in both straight and curved sections of the well. For this, the
Проведенные испытания предлагаемого технического решения показали его высокую эффективность и достижение заявляемого технического результата. Скорость проходки участков скважины с изменяющейся интенсивностью искривления, к примеру, увеличилась более чем в 1,3 раза, при этом уменьшались осевые ударные нагрузки на долото, что способствовало увеличению срока его эксплуатации. Обеспечивался более плавный переход на прямолинейный участок скважины.The tests of the proposed technical solution have shown its high efficiency and the achievement of the claimed technical result. The rate of penetration of sections of a well with varying intensity of deviation, for example, increased by more than 1.3 times, while the axial shock loads on the bit decreased, which contributed to an increase in its service life. A smoother transition to the straight section of the well was provided.
Таким образом, предлагаемая совокупность существенных признаков приводит к достижению заявляемого технического результата, а заявляемое техническое решение отвечает критериям патентоспособности изобретения - новизне, изобретательскому уровню, промышленной применимости.Thus, the proposed set of essential features leads to the achievement of the claimed technical result, and the claimed technical solution meets the criteria of patentability of an invention - novelty, inventive step, industrial applicability.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020101636A RU2734915C2 (en) | 2020-01-17 | 2020-01-17 | Method of directed drilling with correction of well trajectory |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020101636A RU2734915C2 (en) | 2020-01-17 | 2020-01-17 | Method of directed drilling with correction of well trajectory |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2020101636A RU2020101636A (en) | 2020-04-10 |
| RU2020101636A3 RU2020101636A3 (en) | 2020-04-21 |
| RU2734915C2 true RU2734915C2 (en) | 2020-10-26 |
Family
ID=70155678
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020101636A RU2734915C2 (en) | 2020-01-17 | 2020-01-17 | Method of directed drilling with correction of well trajectory |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2734915C2 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1165929A1 (en) * | 1999-03-03 | 2002-01-02 | Earth Tool Company L.L.C. | Method and apparatus for directional boring |
| EA018610B1 (en) * | 2007-08-15 | 2013-09-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and system for steering a directional drilling system |
| US8544181B2 (en) * | 2007-02-20 | 2013-10-01 | Commonwealth Scientific & Industrial Research Organisation | Method and apparatus for modelling the interaction of a drill bit with the earth formation |
| RU2617817C2 (en) * | 2013-03-13 | 2017-04-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Current monitoring and control of directed drilling operations and their simulation |
| RU2669414C1 (en) * | 2014-09-16 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and system of directional drilling using contours of multiple feedback |
-
2020
- 2020-01-17 RU RU2020101636A patent/RU2734915C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP1165929A1 (en) * | 1999-03-03 | 2002-01-02 | Earth Tool Company L.L.C. | Method and apparatus for directional boring |
| US8544181B2 (en) * | 2007-02-20 | 2013-10-01 | Commonwealth Scientific & Industrial Research Organisation | Method and apparatus for modelling the interaction of a drill bit with the earth formation |
| EA018610B1 (en) * | 2007-08-15 | 2013-09-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and system for steering a directional drilling system |
| RU2617817C2 (en) * | 2013-03-13 | 2017-04-27 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Current monitoring and control of directed drilling operations and their simulation |
| RU2669414C1 (en) * | 2014-09-16 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and system of directional drilling using contours of multiple feedback |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2020101636A3 (en) | 2020-04-21 |
| RU2020101636A (en) | 2020-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7921937B2 (en) | Drilling components and systems to dynamically control drilling dysfunctions and methods of drilling a well with same | |
| US8763726B2 (en) | Drill bit gauge pad control | |
| US6918453B2 (en) | Method of and apparatus for directional drilling | |
| US5421420A (en) | Downhole weight-on-bit control for directional drilling | |
| US4995465A (en) | Rotary drillstring guidance by feedrate oscillation | |
| US7980326B2 (en) | Method and system for controlling force in a down-hole drilling operation | |
| EP2870320B1 (en) | Method for reducing stick-slip during wellbore drilling | |
| CA2697912C (en) | Dual bha drilling system | |
| US20090107722A1 (en) | Morphible bit | |
| US10196859B2 (en) | Drill bits, rotatable cutting structures, cutting structures having adjustable rotational resistance, and related methods | |
| US10975625B2 (en) | Simple rotary steerable drilling system | |
| RU2734915C2 (en) | Method of directed drilling with correction of well trajectory | |
| RU2738227C2 (en) | Method of directed drilling with correction of well trajectory | |
| CN110529099B (en) | Method for calculating accumulated static friction resistance of static friction area and method for reducing friction resistance | |
| Nour et al. | Picking the optimum directional drilling technology (RSS vs PDM): A machine learning-based model | |
| US11643883B1 (en) | Adjustable flex system for directional drilling | |
| US10876390B1 (en) | Method of controlling a drilling operation, and rotating control device mitigator | |
| De Grandis et al. | The Successful Application of a Hybrid Rotary Steerable System Allowed to Drill a Sidetrack Well With a Record Build-Up of 13 0/30m and a Tangent Section to Increase the Reservoir Exposure. | |
| Gu | On the hole cleaning optimization of drilling engineering |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE9A | Changing address for correspondence with an applicant |