SU1716069A1

SU1716069A1 - Method for preventing bottomhole curving

Info

Publication number: SU1716069A1
Application number: SU894675674A
Authority: SU
Inventors: Владимир Севастьянович Котельников; Виктор Николаевич Филев; Михаил Григорьевич Плишка; Илья Иосифович Рябчич; Михаил Петрович Мельник; Василий Антонович Андрусив; Николай Михайлович Полинник
Original assignee: Украинский научно-исследовательский институт природных газов
Priority date: 1989-09-11
Filing date: 1989-09-11
Publication date: 1992-02-28

Abstract

Изобретение относитс к бурению вертикальных скважин. Цель изобретени - повышение эффективности работы компоновки низа бурильной колонны в неустойчивой горной породе. Способ включает бурение компоновкой низа бурильной колонны и регулирование осевой нагрузки на долото при бурении. В процессе углублени скважины периодически измер ют диаметр ствола скважины. По результатам измерений определ ют длину устойчивой части ствола скважины от ее забо . При длинеустойчивой части ствола скважины меньше длины компоновки низа бурильной колонны увеличивают осевую нагрузку на долото. Если бурение осуществл ли при максимальной дл используемого долота нагрузке, то в этом случае уменьшают длину компоновки низа бурильной колонны, например, за счет перемещени верхнего центратора к долоту. СОThe invention relates to the drilling of vertical wells. The purpose of the invention is to increase the efficiency of the bottom-hole assembly in an unstable rock. The method includes drilling the layout of the bottom of the drill string and the regulation of the axial load on the bit during drilling. During the dredging process, the diameter of the borehole is measured periodically. Based on the measurement results, the length of the stable part of the wellbore from its bottom is determined. When the length of the stable part of the wellbore is less than the length of the bottom-hole assembly, the axial load on the bit increases. If the drilling was carried out at the maximum load for the bit used, in this case, the length of the bottom drill string assembly is reduced, for example, by moving the upper centralizer to the bit. WITH

Description

Изобретение относитс к бурению скважин и может использоватьс преимущественно при бурении вертикальных скважин.The invention relates to the drilling of wells and can be used mainly in the drilling of vertical wells.

Известен способ предупреждени искривлени скважин, включающий выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК), в состав которой включают ут желенные бурильные трубы возможно большего диаметра , спуск собранной компоновки с долото|М в скважину и регулирование нагрузки на долото в процессе бурени согласно условию , чтобы ее величина не превышала критическую нагрузку первого пор дка, при, которой происходит первый продольный изгиб ут желенных бурильных труб (УБТ). Указанные КНБК относ тс к типу ма тниковых/ компоновок.;A known method for preventing borehole distortion includes selecting a bottom-hole assembly (BHA), which includes loose drill pipes of the largest possible diameter, lowering the assembled assembly with a drill bit | M into the well, and controlling the load on the drill bit during the drilling process according to the condition that the value did not exceed the critical load of the first order, at which the first longitudinal bending of the flattened drill pipe (UBT) occurs. The BHAs referred to are the type of tandem / arrangements;

Однако данный способ имеет ограниченное применение, а именно: дл скважин, естественные углы искривлени (стабилизации ) которых не превышают 3-5 град. Угол стабилизации искривлени скважины равен по величине углу залегани пластов. С увеличением угла залегани пластов растет угол стабилизации и ма тниковые компоновки не выполн ют свою функцию - не предупреждают искривление.However, this method has limited application, namely: for wells, the natural angles of curvature (stabilization) of which do not exceed 3-5 degrees. The stabilization angle of the curvature of the well is equal to the angle of the layers. With an increase in the bedding angle, the stabilization angle increases, and the layouts do not fulfill their function — they do not prevent curvature.

Кроме того, при использовании ма тниковых компоновок нагрузку на долото ограничивают , что снижает показатели бурени скважины.In addition, when using a layered layout, the load on the bit is limited, which reduces drilling performance.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому вл етс способ предупреждени искривлени ствола скважины , включающий установку в КНБК неON О 0 ЧЭThe closest in technical essence to the present invention is a method for preventing borehole curvature, including installation in a non-OO OE CJP BHA.

скольких центрирующих устройств на расчетном рассто нии от долота, спуск компоновки с центраторами в скважину и регулирование в процессе бурени режимных параметров.how many centering devices are at the calculated distance from the bit, lowering the layout with centralizers into the well and adjusting the parameters during the drilling process.

НедЬстатком способа вл етс его недостаточна эффективность в случа х, когда КНБК с центраторами эксплуатируетс в нарушенной части ствола скважины. Эти случаи возникают при прохождении неустойчивых разрезов, а также при низкой скорости бурени при одновременно слабой устойчивости пород. В таких случа х одно или йесколько центрирующих уст- ройств в зависимости от их количества и места установки в КНБК расположены в уширенной части скважины. В таких случа х увеличиваетс крут щий момент на роторе или момент сопротивлени на забойном двигателе и нагрузку на долото уменьшают. Увеличиваетс врем нахождени центрирующих устройств в области каверн,увеличиваетс разрушающее действие лопастей центратора на стенки скважины. Каверноз- ность ствола увеличиваетс и центраторы уже не выполн ют своей задачи по обеспечению заданного направлени ствола сква- жинььThe disadvantage of the method is its lack of effectiveness in cases where the BHA with centralizers is operated in an impaired part of the wellbore. These cases occur during the passage of unstable cuts, as well as at low drilling rates and at the same time weak rock stability. In such cases, one or several centering devices, depending on their number and location in the BHA, are located in the wider part of the well. In such cases, the rotor torque or the drag moment on the downhole motor increases and the load on the bit is reduced. The time spent by the centering devices in the region of cavities increases, the damaging effect of the centralizer blades on the walls of the well increases. The cavernosity of the trunk increases and the centralizers no longer perform their task of providing a predetermined direction of the borehole

Цель изобретени - повышение эффек- тивности работы компоновки низа бурильной колонны в неустойчивой горной породе.The purpose of the invention is to improve the efficiency of the bottom-hole assembly in an unstable rock.

Поставленна 1дель достигаетс тем, что в способе предупреждени искривлени ствола скважины, включающем установку в КНБК центрирующих устройств на расчетном рассто нии от долота, спуск КНБК с долотом в скважину с регулированием осевой нагрузки на долото, дополнительно периодически измер ют диаметр ствола скважины, например геофизическим прибором , и по результатам измерений определ ют длину устойчивой части ствола от забо скважины; Сравнивают длину компоновки от долота до верхнего центрирующего уст- ройства с длиной устойчивого участка ствола скважины и, если длина компоновки превышает длину устойчивого участка ствола , увеличивают нагрузку на долото или уменьшают длину компоновки или осущест- вл ют указанные операции совместно.The delivered 1dile is achieved by the fact that in the method of preventing a borehole curvature, which includes installing centering devices in the BHA at an estimated distance from the bit, lowering the BHA with the bit into the well and adjusting the axial load on the bit, the diameter of the wellbore is additionally measured , and based on the measurement results, determine the length of the stable part of the wellbore from the bottom of the well; Compare the length of the arrangement from the bit to the upper centering device with the length of the stable portion of the wellbore and, if the length of the arrangement exceeds the length of the stable portion of the well, increase the load on the bit or reduce the length of the layout or perform the specified operations together.

Достижение поставленной цели позвол ет повысить эффективность предупреждени искривлени скважины, уменьшить аварийность с долотами и элементами КНБК, увеличить показатели работы долот, сократить врем на подготовку ствола скважины к спуску обсадных колонн за счет более качественного формировани ствола скважины в процессе бурени .Achieving this goal allows to increase the efficiency of preventing a bent hole, reduce accidents with bits and BHA elements, increase the performance of bits, shorten the time required to prepare a well bore for running casing strings due to better formation of a well bore during drilling.

Центрирующие устройства имеют, как правило, небольшую опорную поверхность. В случае, когда длина направл ющего участка КНБК, расположенного от долота до верхнего центратора, превышает длину устойчивого участка скважины в призабойной зоне, верхний центратор (или несколько верхних центраторов) находитс в процессе бурени в кавернозной части ствола скважины , диаметр которого может значительно превышать номинальный диаметр скважины . За счет увеличени прогиба КНБК в кавернозной части ствола увеличиваютс изгибающий момент и сила давлени верхнего центратора на стенки скважины. В результате стенки скважины еще больше разрушаютс под воздействием повышенных контактных нагрузок со стороны верхнего центратора. Эффективность направл ющего участка КНБК, отвечающего за предупреждение искривлени и формирование качественного ствола скважины, снижаетс . По предлагаемому способу достигаетс полна вписываемость направл ющего участка КНБК в устойчивую часть ствола скважины (участок номинального или близкого к нему диаметра скважины) в процессе бурени . Это достигаетс двум способами: уменьшают длину направл ющего участка КНБК или увеличивают нагрузку на долото при бурении. В первом случае активного воздействи на длину устойчивой части Ствола не происходит и вписываемость направл ющего участка КНБК в номинальный диаметр ствола достигаетс путем изменени компоновки, а именно: уменьшают рассто ние между долотом и верхним центратором. Во втором случае увеличение нагрузки на долото позвол ет увеличить скорость бурени , а следовательно, увеличить длину устойчивой части ствола скважины . Если указанные операции не позвол ют обеспечить вписываемость направл ющего участка КНБК в устойчивую часть ствола скважины, их осуществл ют совместно. При полной вписываемости направл ющего участка КНБК в устойчивую часть ствола скважины достигаетс наибольша эффективность работы КНБК как по предупреждению искривлени скважины, -так и по формированию эффективного ствола, обеспечивающего проходимость обсадных колонн . За счет уменьшени контактного давлени центрирующих устройств на стенки скважины уменьшаетс крут щий момент на бурильной колонне, улучшаютс услови ее работы и работы долота.Centering devices have, as a rule, a small bearing surface. In the case when the length of the BHA guide section, located from the bit to the upper centralizer, exceeds the length of the stable well section in the bottomhole zone, the upper centralizer (or several upper centralizers) is in the process of drilling in the cavernous portion of the well bore, the diameter of which may significantly exceed the nominal borehole diameter. By increasing the deflection of the BHA in the cavernous part of the trunk, the bending moment and pressure force of the upper centralizer against the borehole walls increase. As a result, the borehole walls are even more destroyed under the influence of increased contact loads from the upper centralizer. The effectiveness of the BHA guide section, which is responsible for preventing the curvature and forming a high-quality wellbore, is reduced. According to the proposed method, the BHA guide section is fully fit into the stable part of the borehole (the section of the nominal diameter or close to it) during the drilling process. This is achieved in two ways: reduce the length of the BHA guide section or increase the load on the bit during drilling. In the first case, there is no active influence on the length of the stable part of the Barrel, and the fit of the BHA guide section to the nominal diameter of the barrel is achieved by changing the layout, namely, reducing the distance between the bit and the upper centralizer. In the second case, an increase in the load on the bit allows an increase in the drilling rate and, consequently, an increase in the length of the stable part of the wellbore. If these operations do not allow the BHA guide portion to fit into the stable part of the wellbore, they are carried out jointly. With full penetration of the BHA guide section into the stable part of the wellbore, the BHA operation is most effective both in preventing the curvature of the well, and thus in forming an effective wellbore that provides casing permeability. By reducing the contact pressure of the centering devices on the borehole walls, the torque on the drill string is reduced, and the conditions for its operation and bit operation are improved.

Пример. Бурение скважины диаметром 295,3 мм осуществл ют компоновкой, котора включает УБТ диаметром 229 мм иExample. The well is drilled with a diameter of 295.3 mm and carried out by a configuration that includes a drill hole with a diameter of 229 mm and

четыре спиральных калибратора (КЛС) диа метром 295 мм. Первый КЛ С установлен над долотом, второй - на 9,5 м выше долота, третий - на рассто нии 87,6 м от долота. Нагрузку на долото при бурении поддерживают в пределах 160-200 кн.four spiral calibrators (CLS) with a diameter of 295 mm. The first CL of C is installed above the bit, the second - by 9.5 m above the bit, the third - at a distance of 87.6 m from the bit. The load on the bit while drilling is maintained within the range of 160-200 kn.

При забое 2750 м с помощью моменто- мера было отмечено увеличение крут щего момента на роторе и до конца долблени бурение осуществл лось с повышенным крут щим моментом. Принимают решение о проведении геофизических работ по измерению диаметра скважины. После подъема долота провод т кавернометрию и по ее результатам определ ют, что длина участка ствола скважины от забо с номинальным диаметром составл ет 71 м, а выше этого участка начинаютс каверны. Дл увеличени длины ствола с номинальным диаметром дальнейшее бурение скважины осуществл ют с нагрузкой на долото 280- 300 кн, что дает расчетное увеличение ско- рйсти бурени на 30-35% и на такую же величину увеличение длины ствола с номинальным диаметром. Повторные каротаж- ные измерени показали, что при данной нагрузке на долото обеспечиваетс полна вписываемость направл ющего участка КНБК в ствол .с номинальным диаметром;At the pit of 2750 m with the help of a torque meter, an increase in the torque on the rotor was noted and, until the end of the slotting, drilling was carried out with an increased torque. It is decided to carry out geophysical work on measuring the diameter of a well. After the bit has been raised, caliper is performed and, based on its results, it is determined that the length of the borehole section from the bottom with a nominal diameter is 71 m, and caverns begin above this section. To increase the length of the barrel with a nominal diameter, further drilling of the well is carried out with a load on the bit 280-300 kN, which gives an estimated increase in the drilling rate by 30-35% and an increase in the length of the barrel with a nominal diameter. Repeated logging measurements showed that with a given load on the bit, the BHA guide section is fully inserted into the barrel with a nominal diameter;

Ниже глубины 3240 м ожидаетс не- устойчивый разрез с интенсивным каверно- образованием. При забое 3300 м провод т кавернометрические работы, поданным которых определ ют, что длина ствола от за бо с номинальным диаметром составл ет Below a depth of 3240 m, an unstable incision with intensive cavern formation is expected. With the sinking of 3,300 m, cavernometric work is carried out, the filed of which determines that the length of the barrel from behind the boom with a nominal diameter is

42 м. Принимают решение уменьшить длину направл ющего участка КНБК. Собирают КНБК с трем КЛС, первый из которых устанавливают над долотом, второй - на 5 м и третий - на 17м выше долота. С использованием данной компоновки продолжают бурение скважины.42 m. It is decided to reduce the length of the BHA guide section. Collect BHA with three KLS, the first of which is set above the bit, the second - 5 m and the third - 17 m above the bit. Using this arrangement, drilling continues.

При выборе КНБК используют известные типы компоновок и методики их расчета , выбира в конкретном случае ту из них, котора позвол ет обеспечить вписываемость ее направл ющего участка в ствол с номинальным диаметром. При увеличении нагрузки на долото контролируют, чтобы ее величина не превышала допустимой дл данного типа долота.When choosing a BHA, they use known types of layouts and methods of their calculation, in a particular case, choosing the one that allows their guide section to fit into the barrel with a nominal diameter. With increasing load on the bit, it is controlled that its value does not exceed the allowable for this type of bit.

Claims

Claim method for preventing borehole distortion, including drilling the bottom hole assembly and controlling axial load on the bit during drilling, characterized in that, to increase the performance of the bottom drill string in unstable rock, the diameter of the well bore is periodically measured and According to the measurement results, the length of the stable part of the wellbore from its bottom is determined; moreover, if the length of the stable part of the wellbore is less than the length of the bottom hole assembly strings increase the axial load on the bit and / or reduce the length of the bottom-hole assembly.