RU2738227C2 - Method of directed drilling with correction of well trajectory - Google Patents
Method of directed drilling with correction of well trajectory Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738227C2 RU2738227C2 RU2019119158A RU2019119158A RU2738227C2 RU 2738227 C2 RU2738227 C2 RU 2738227C2 RU 2019119158 A RU2019119158 A RU 2019119158A RU 2019119158 A RU2019119158 A RU 2019119158A RU 2738227 C2 RU2738227 C2 RU 2738227C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- drilling
- bit
- axis
- tangent
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 86
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000012937 correction Methods 0.000 title description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract description 7
- 230000007704 transition Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 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
- E21B44/02—Automatic control of the tool feed
- E21B44/04—Automatic control of the tool feed in response to the torque of the drive ; Measuring drilling torque
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 использованием 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 результатов 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.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 comparison results, measuring additional operating parameters of drilling , idling parameters, increasing or decreasing 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 участка с изменением траектории осуществляют без вращения низа бурильной колонны, что снижает эффективность бурения наклонных участков скважины и уменьшает их диаметр, подвергает буровой инструмент дополнительному износу.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 drilling of a section with a change in trajectory is carried out without rotating the bottom of the drill string, which reduces the efficiency of drilling inclined sections of the well and reduces their diameter, exposes the drilling tool to additional wear.
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 under the influence of tangential forces on 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 compared to 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, in order to set 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 80% по сравнению со скоростью проходки скважины при вращении колонны бурильных труб. Так как прямые и искривленные 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 меньше чем на участке с вращением долота вокруг оси скважины или касательной к ней.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 80% compared to the rate of penetration of the well with the rotation of the drill string. Since straight and curved sections of the borehole are drilled with bits of the same standard size, the disadvantages of the method include the fact that the diameter of the borehole drilled by pushing the bit into the rock is less than in the section with bit rotation around the borehole axis or tangent to it.
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 наклонный участок скважины, сохранения диаметра пробуриваемой скважины при переходе на наклонный участок, расширения потребительских функций.The invention was tasked with increasing the reliability and efficiency of drilling the 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 inclined section of the well, maintaining the diameter of the drilled well when moving to the inclined section, 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 наклонный участок скважины, сохранение диаметра пробуриваемой скважины при переходе на наклонный участок, 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 посредством верхнего силового привода, сначала устанавливают отклонитель забойного двигателя (далее - отклонитель) в скважине в заданное положение однократной подачей на буровой инструмент соответствующего крутящего момента или неоднократной последовательной подачей на буровой инструмент соответствующих разных по величине и меняющихся по направлению крутящих моментов, затем осуществляют разрушение породы в заданном направлении подачей на долото крутящих моментов, обеспечивающих вращение долота вокруг оси скважины (оси ствола скважины) или касательной к ней, при этом скорость вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней устанавливают такой, чтобы разрушение породы в заданном направлении осуществлялось в течение отрезка времени, соответствующего половине оборота долота вокруг оси скважины или касательной к ней, более длительного, чем отрезок времени разрушения породы, соответствующий другой половине оборота долота вокруг оси скважины или касательной к ней. Очевидно, что отрезку времени, соответствующему половине оборота долота вокруг оси скважины или касательной к ней, который является более длительным, соответствует меньшая скорость вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней, и что отрезку времени, соответствующему другой половине оборота долота вокруг оси скважины или касательной к ней, более короткого по времени, соответствует большая скорость вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней. При этом отклонение траектории скважины будет осуществляться в том направлении, в котором скорость вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней будет меньше. 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 increase the reliability and efficiency of drilling of 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 inclined section of the well, maintain the diameter of the drilled well when moving to the inclined section, 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 by means of the upper power drive, first set the whipstock of the downhole motor (hereinafter referred to as the diverter) in the borehole to a predetermined position by a single feed on the drilling rig the tool of the appropriate torque or repeated sequential supply of the corresponding torques of different magnitude and changing in direction to the drilling tool, then the rock is destroyed in a given direction by applying torques to the bit, ensuring the rotation of the bit around the axis of the well (axis of the wellbore) or tangent to it , while the speed of rotation of the bit around the axis of the borehole or tangent to it is set such that the destruction of the rock in a given direction is carried out within a time interval corresponding to half of the bit turn around the axis of the borehole a well or tangent to it, longer than the time interval of rock destruction corresponding to the other half of the bit turn around the axis of the well or tangent to it. Obviously, the longer time interval corresponding to half of the bit rotation around the borehole axis or tangent to it corresponds to a lower bit rotation speed around the borehole axis or tangential to it, and that the time interval corresponding to the other half of the bit rotation around the borehole axis or a tangent to it, which is shorter in time, corresponds to a large rotation speed of the bit around the axis of the well or tangent to it. In this case, the deviation of the well trajectory will be carried out in the direction in which the bit rotation speed around the well axis or tangent to it will be less. 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 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 бурильным 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 diverter 1 of a downhole motor with a bit 2 and a remote system 3 for measuring the position of a diverter 1 during drilling, an upper power drive 4 that drives a drill string with a drilling tool and corrects the trajectory of 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 наклонных участках скважины с меняющейся интенсивностью искривления. Для этого дистанционная система 3 измерения положения отклонителя 1 в процессе бурения передает исходные данные о положении отклонителя 1 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 крутящих моментов, подаваемых на бурильный инструмент и вращающий долото 2 вокруг оси скважины 5 или касательной к ее оси со скоростью, обеспечивающей бурение в заданном направлении с заданной интенсивностью изменения пространственного положения скважины 5.In view of the above, the inventive method of directional drilling with a well trajectory correction provides for drilling an inclined section of the well while maintaining the rotation of the drill pipe string. Rotation of the drill pipe string is achieved both in straight and inclined sections of the well with varying intensity of curvature. For this, the remote system 3 for measuring the position of the deflector 1 in the process of drilling transmits the initial data on the position of the deflector 1 of the downhole motor to the computing device 6 via the
Указанное выше устройство, предназначенное для реализации способа направленного бурения, реализует заявляемый способ направленного бурения, а именно, способ, включающий управление траекторией скважины 5 подачей на буровой инструмент осевой нагрузки и крутящих моментов посредством верхнего силового привода 4, когда сначала устанавливают отклонитель 1 забойного двигателя с долотом 2 в скважине 5 в заданное положение однократной подачей на буровой инструмент соответствующего крутящего момента или неоднократной последовательной подачей на буровой инструмент соответствующих разных по величине и меняющихся по направлению крутящих моментов, затем осуществляют разрушение породы в заданном направлении подачей на долото 2 крутящих моментов, обеспечивающих вращение долота 2 вокруг оси скважины 5 или касательной к ней, при этом скорость вращения долота 2 вокруг оси скважины 5 или касательной к ней устанавливают такой, чтобы разрушение породы в заданном направлении осуществлялось в течение отрезка времени, соответствующего половине оборота долота 2 вокруг оси скважины 5 или касательной к ней, более длительного, чем отрезок времени разрушения породы, соответствующий другой половине оборота долота 2 вокруг оси скважины 5 или касательной к ней., при этом отклонитель забойного двигателя с дистанционной системой измерения его положения в процессе бурения, находящееся на поверхности вычислительное устройство, корректирующее, с учетом информации указанной дистанционной системы измерения о фактическом положении отклонителя забойного двигателя относительно заданной траектории скважины, величину и/или направление крутящих моментов, подаваемых на буровой инструмент и обеспечивающих соответствующую скорость вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней.The above device, designed to implement the method of directional drilling, implements the inventive method of directional drilling, namely, a method including control of the trajectory of the
Наиболее близким по назначению и техническим характеристикам к предлагаемому выше устройству направленного бурения является принятое за прототип устройство и способ направленного бурения (скольжения), использующие для бурения отклонители винтовых забойных двигателей (IADC/SPE 92558, SPE/IADC Drilling Conference, Амстердам, Нидерланды, 23-25 февраля 2005 г.). Недостатком указанного устройства является его низкая эффективность при бурении верхних интервалов скважин.The closest in purpose and technical characteristics to the proposed directional drilling device is the device and method of directional drilling (sliding) adopted as a prototype and using downhole motor diverters for drilling (IADC / SPE 92558, SPE / IADC Drilling Conference, Amsterdam, Netherlands, 23 -25 February 2005). The disadvantage of this device is its low efficiency when drilling the upper well intervals.
Технический результат предлагаемого устройства аналогичен техническому результату, указанному выше для заявляемого способа направленного бурения и заключается в повышении надежности и эффективности бурения наклонных участков скважины, увеличении срока эксплуатации бурового инструмента, сокращении энергозатрат, увеличении скорости проходки и обеспечении более плавного перехода на наклонный участок скважины, сохранении диаметра пробуриваемой скважины при переходе на наклонный участок, расширении потребительских функций. От прототипа заявленное изобретение отличается тем, что содержит отклонитель 1 с забойным двигателем и долотом 2 и дистанционную систему 3 измерения его положения в процессе бурения, находящееся на поверхности вычислительное устройство 6, корректирующее, с учетом информации дистанционной системы измерения о фактическом положении отклонителя 1 винтового забойного двигателя относительно заданной траектории скважины, величину и/или направление крутящих моментов, подаваемых на буровой инструмент и обеспечивающих соответствующую скорость вращения долота вокруг оси скважины или касательной к ней.The technical result of the proposed device is similar to the technical result indicated above for the proposed method of directional drilling and consists in increasing the reliability and efficiency of drilling inclined sections of the well, increasing the service life of the drilling tool, reducing energy consumption, increasing the rate of penetration and ensuring a smoother transition to the inclined section of the well, maintaining the diameter of the drilled well during the transition to the inclined section, expansion of consumer functions. The claimed invention differs from the prototype in that it contains a whipstock 1 with a downhole motor and a bit 2 and a remote system 3 for measuring its position during drilling, a computing device 6 on the surface, which corrects, taking into account the information of the remote measurement system about the actual position of the whipstock 1 of the screw downhole of the motor relative to a given trajectory of the well, the magnitude and / or direction of the torques supplied to the drilling tool and providing the appropriate speed of rotation of the bit around the axis of the well or tangential to it.
Проведенные испытания показали высокую эффективность предлагаемого способа направленного бурения с коррекцией траектории скважины и достижение заявленного 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 carried out have shown the high efficiency of the proposed method of directional drilling with correction of the well trajectory 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 |
|---|---|---|---|
| RU2019119158A RU2738227C2 (en) | 2019-06-20 | 2019-06-20 | Method of directed drilling with correction of well trajectory |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019119158A RU2738227C2 (en) | 2019-06-20 | 2019-06-20 | Method of directed drilling with correction of well trajectory |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019119158A RU2019119158A (en) | 2019-07-30 |
| RU2019119158A3 RU2019119158A3 (en) | 2019-12-24 |
| RU2738227C2 true RU2738227C2 (en) | 2020-12-09 |
Family
ID=67586420
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019119158A RU2738227C2 (en) | 2019-06-20 | 2019-06-20 | Method of directed drilling with correction of well trajectory |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2738227C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050126022A1 (en) * | 2002-08-01 | 2005-06-16 | Hansberry Mitchell L. | Multi-gimbaled borehole navigation system |
| RU2289010C1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Method for drilling branching boreholes in horizontal well |
| RU2354824C2 (en) * | 2006-06-06 | 2009-05-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) | Method of control and adjustment of drilling bottom hole parametres |
| 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 |
| RU2660827C1 (en) * | 2014-12-31 | 2018-07-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Continuous determination of location during drilling |
| RU2669414C1 (en) * | 2014-09-16 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and system of directional drilling using contours of multiple feedback |
-
2019
- 2019-06-20 RU RU2019119158A patent/RU2738227C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20050126022A1 (en) * | 2002-08-01 | 2005-06-16 | Hansberry Mitchell L. | Multi-gimbaled borehole navigation system |
| RU2289010C1 (en) * | 2005-06-14 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-Бурение" | Method for drilling branching boreholes in horizontal well |
| RU2354824C2 (en) * | 2006-06-06 | 2009-05-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) | Method of control and adjustment of drilling bottom hole parametres |
| 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 |
| RU2669414C1 (en) * | 2014-09-16 | 2018-10-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and system of directional drilling using contours of multiple feedback |
| RU2660827C1 (en) * | 2014-12-31 | 2018-07-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Continuous determination of location during drilling |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2019119158A3 (en) | 2019-12-24 |
| RU2019119158A (en) | 2019-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2118441B1 (en) | Drilling components and systems to dynamically control drilling dysfunctions and methods of drilling a well with same | |
| US4995465A (en) | Rotary drillstring guidance by feedrate oscillation | |
| US5421420A (en) | Downhole weight-on-bit control for directional drilling | |
| US8763726B2 (en) | Drill bit gauge pad control | |
| US7810584B2 (en) | Method of directional drilling with steerable drilling motor | |
| CA2697912C (en) | Dual bha drilling system | |
| US7814991B2 (en) | Process and apparatus for subterranean drilling | |
| EP2870320B1 (en) | Method for reducing stick-slip during wellbore drilling | |
| EP3784864B1 (en) | Downhole motor stall detection | |
| CN110671044B (en) | Directional drilling system and method | |
| RU2732288C1 (en) | Methods and systems for drilling boreholes in geological formations | |
| US10196859B2 (en) | Drill bits, rotatable cutting structures, cutting structures having adjustable rotational resistance, and related methods | |
| US10975625B2 (en) | Simple rotary steerable drilling system | |
| OA10429A (en) | Steerable drilling with downhole motor | |
| RU2738227C2 (en) | Method of directed drilling with correction of well trajectory | |
| RU2734915C2 (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 | |
| Louhenapessy et al. | The Effectiveness of Directed Drilling Track Planning Method with Variation of Build Up Rate | |
| US10577864B2 (en) | Method and system for drilling a borehole |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE9A | Changing address for correspondence with an applicant |