RU2017923C1 - Способ стабилизации направления бурения скважины - Google Patents
Способ стабилизации направления бурения скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2017923C1 RU2017923C1 SU4882343A RU2017923C1 RU 2017923 C1 RU2017923 C1 RU 2017923C1 SU 4882343 A SU4882343 A SU 4882343A RU 2017923 C1 RU2017923 C1 RU 2017923C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- layout
- well
- assembly
- length
- curvature
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Использование: для стабилизации направления бурения геологоразведочных скважин. Сущность изобретения: определяют зенитный угол скважины, коэффициент трения компоновки о стенки скважины, распределенную массу, изгибную жесткость компоновки, диаметр скважины, радиальный зазор между компоновкой и скважиной. Компоновку искривляют в средней части в форме винтовой линии на длине не менее одного ее шага и сопряженных со средней частью концевых частей компоновки, не имеющих контакта со скважиной. По расчетным формулам определяют коэффициент распора компоновки, величину радиуса винтовой линии оси компоновки в ее средней части, начальную кривизну компоновки и ее длину. В процессе бурения компоновкой обеспечивается устойчивая ее работа во всем диапазоне частот вращения до 800 об/мин. 1 ил.
Description
Изобретение относится к направленному бурению геологоразведочных скважин.
Известен способ стабилизации прямолинейности скважины в процессе ее бурения, основанный на реализации устойчивого вращения призабойной компоновки вокруг оси скважины (обращение), альтернативно исключающего вращение компоновки только вокруг собственной неподвижной оси, ориентированной относительно сторон света, которое приводит к искривлению скважины. При этом устойчивость обращения элемента бурового снаряда и, в частности, призабойной компоновки обеспечивается при условии
χ≥ , (1) где χ - начальная кривизна компоновки (Здесь и далее термин "компоновка" вводится для краткости; под ним следует понимать колонковую трубу, УБТ (при бескерновом бурении) и т.п. без включения породоразрушающего инструмента и соединения с бурильной колонной, которые обычно отличаются поперечными размерами и жесткостью);
μ - коэффициент трения компоновки о стенки скважины;
ν - радиальный зазор между компоновкой и скважиной;
Р - нагрузка на компоновку, создаваемая буровым станком и весом колонны бурильных труб;
ρo - вес единицы длины компоновки в воздухе с весом промывочной жидкости внутри нее;
ω - частота вращения бурового снаряда;
D - диаметр скважины;
В - жесткость компоновки на изгиб;
g - ускорение свободного падения, [1],
Недостаток указанного способа заключается в том, что он не является достаточно надежным, так как включает в себя определение кривизны компоновки по формуле (1), которая была выведена для условий работы бурильной колонны и не учитывает специфики работы призабойной компоновки, а именно влияния сил бокового распора искривленной компоновки в скважине и наличия свободных участков компоновки, не имеющих контакта со скважиной.
χ≥ , (1) где χ - начальная кривизна компоновки (Здесь и далее термин "компоновка" вводится для краткости; под ним следует понимать колонковую трубу, УБТ (при бескерновом бурении) и т.п. без включения породоразрушающего инструмента и соединения с бурильной колонной, которые обычно отличаются поперечными размерами и жесткостью);
μ - коэффициент трения компоновки о стенки скважины;
ν - радиальный зазор между компоновкой и скважиной;
Р - нагрузка на компоновку, создаваемая буровым станком и весом колонны бурильных труб;
ρo - вес единицы длины компоновки в воздухе с весом промывочной жидкости внутри нее;
ω - частота вращения бурового снаряда;
D - диаметр скважины;
В - жесткость компоновки на изгиб;
g - ускорение свободного падения, [1],
Недостаток указанного способа заключается в том, что он не является достаточно надежным, так как включает в себя определение кривизны компоновки по формуле (1), которая была выведена для условий работы бурильной колонны и не учитывает специфики работы призабойной компоновки, а именно влияния сил бокового распора искривленной компоновки в скважине и наличия свободных участков компоновки, не имеющих контакта со скважиной.
Кроме того, способ не включает в себя определение оптимальной длины компоновки, что не позволяет применять его с наибольшей эффективностью.
Известен способ стабилизации прямолинейного направления скважин, также основанный на применении в процессе бурения предварительно искривленных призабойных компоновок. Он включает в себя определение коэффициента трения компоновки о стенки скважины, распределенной массы и изгибной жесткости компоновки, диаметра скважины и радиального зазора между компоновкой и скважиной, частоты вращения и нагрузки на забой, предварительное искривление компоновки с кривизной, определяемой по формуле (1), причем среднюю часть компоновки, имеющую непрерывный контакт со скважиной, искривляют по винтовой линии на длине не менее одного ее шага, радиус которой равен радиальному зазору, а сопряженные со средней частью компоновки ее концевые части, не имеющие контакта со скважиной, искривляют по винтовой спирали, радиус которой постепенно уменьшается от радиуса винтовой линии средней части до нуля в концевых сечениях компоновки, при этом касательные к оси компоновки в концевых точках удерживают на оси вращения компоновки, а ее длину (l) определяют по формуле
l=(2Π+4), (2) а также бурение этой компоновкой [2].
l=(2Π+4), (2) а также бурение этой компоновкой [2].
Недостаток способа заключается в том, что изготовление искривленной компоновки с радиусом винтовой линии ее средней части ( ν*), в точности равным радиальному зазору ( ν*= ν ) достаточно трудоемко. Кроме того, удовлетворительная центрация такой компоновки обеспечивается только в начале бурения до наступления ее износа. С появлением же износа компоновки или разработки скважины между ними образуется люфт, допускающий вращение компоновки вокруг оси, не совпадающей с осью скважины, что в итоге приводит к искривлению последней. Еще быстрее к такому же результату приводит бурение компоновкой, изначально изготовленной в соответствии с условием ν*< ν .
Другим недостатком способа является то, что он включает в себя определение кривизны компоновки по формуле (1), которая была выведена для работы бурильной колонны без учета специфики работы призабойной компоновки. В частности, в тех случаях, когда компоновку изготавливают с радиусом винтовой линии, несколько превышающим радиальный зазор, формула (1) перестает работать, так как не учитывает сил распора компоновки, которые вносят существенные коррективы в определение ее кривизны для обеспечения устойчивости обращения компоновки в заданных условиях бурения. Кроме того, при выводе формулы (1) не учитывались длины свободных участков колонны в приустьевой и в призабойной зонах, не имеющих контакта со скважиной, не учитывались ввиду их малости по отношению к общей длине колонны. Однако при отдельном рассмотрении устойчивости движения призабойной компоновки пренебрегать длиной свободных ее участков уже нельзя, так как они составляют 39% от длины компоновки.
Целью изобретения является повышение эффективности способа стабилизации направления скважины и устранение недостатков прототипа.
Указанная цель достигается тем, что в способе стабилизации направления буримой скважины, включающем определение коэффициента трения компоновки о стенки скважины, распределенной массы и изгибной жесткости компоновки, диаметра скважины и радиального зазора, предельных значений частоты вращения снаряда и нагрузки на забой, кривизны и длины компоновки, искривление средней части компоновки в форме винтовой линии на длине не менее одного ее шага и сопряженных со средней частью концевых частей компоновки, не имеющих контакта со скважиной, в форме винтовой спирали, радиус которой постепенно уменьшается от радиуса винтовой линии средней части до нуля в концевых сечениях компоновки, удержание на оси вращения компоновки касательных к ее оси в концевых точках, а также бурение этой компоновкой, компоновку искривляют так, что радиус винтовой линии оси компоновки в ее средней части, превышает радиальный зазор ( ν*>> ν ), при этом дополнительно определяют зенитный угол скважины, а коэффициент распора а = ν*/ν , кривизны искривления компоновки и ее длину определяют по формулам
a≅ 1+ , (3)
χ≥ a , (4)
l=(2Π+4) , (5) где A= + ,
К = lk/l, lk - длина средней части компоновки,
l - длина компоновки.
a≅ 1+ , (3)
χ≥ a , (4)
l=(2Π+4) , (5) где A= + ,
К = lk/l, lk - длина средней части компоновки,
l - длина компоновки.
ρ - вес единицы длины компоновки в промывочной жидкости,
α - зенитный угол скважины.
α - зенитный угол скважины.
Предлагаемый способ требует введения дополнительных операций по определению параметров ρ и α , поскольку применение искривленных компоновок с распором вызывает необходимость учета сил распора и соответствующих сил трения при спуске компоновки в скважину с противопоставлением им осевой составляющей веса компоновки, которая зависит от параметров ρ и α .
Применение компоновки с радиусом винтовой линии средней ее части, превышающим радиальный зазор, обеспечивает упругий распор компоновки в скважине. Появление сил бокового распора, несмотря на некоторое увеличение потерь на трение компоновки и ее износа, в целом, при разумном ограничении этих сил приносит положительный эффект, так как увеличивает надежность центрации компоновки в скважине во времени, а, следовательно, и стабилизацию прямолинейности последней за счет длительного поддержания упругого контакта компоновки со скважиной по мере разработки ее ствола и износа компоновки до определенного предела, при котором наступает равенство: а = 1. Кроме того, величина кривизны компоновки, вычисленная по формулам (3) и (4) с учетом сил распора, в 2-3 раза и более отличается от кривизны, вычисленной по формуле (1) прототипа без учета этих сил. Учет в формулах (3) и (4) влияния свободных участков компоновки на ее работу повышает точность определения кривизны на 14%.
Совокупность перечисленных признаков, позволяющая значительно повысить эффективность способа и расширить область его применения, и составляет существенные отличия предложенного решения от прототипа.
На чертеже показана проекция винтообразно искривленной компоновки на плоскость, проходящую через ось вращения компоновки, в двух положениях: до и после спуска ее в скважину, причем компоновка для наглядности изображена без поперечных размеров в виде упругой нити, совпадающей с ее собственной осью.
При заведении винтообразно искривленной компоновки 1 (см.чертеж), имеющей в исходном состоянии кривизну χ и радиус винтовой линии в средней части ν*, в скважину 2 с радиальным зазором ν, радиус винтовой линии компоновки станет равным радиальному зазору, а компоновка займет положение 3. Учитывая малость поперечных смещений компоновки по отношению к длине шага винтовой линии, работа распорных сил будет эквивалентна работе деформации изгиба компоновки
fχlк(ν*-ν)= B (χ-χν)2ds, (6) где fχ - распределенная нагрузка от упругого распора искривленной компоновки,
χν - кривизна компоновки в скважине,
ds - дифференциал дуги.
fχlк(ν*-ν)= B (χ-χν)2ds, (6) где fχ - распределенная нагрузка от упругого распора искривленной компоновки,
χν - кривизна компоновки в скважине,
ds - дифференциал дуги.
Кроме того, при принятых допущениях
= = a . (7)
Из уравнения (6) с учетом (7) после интегрирования имеем
fχ= . (8)
Удельное давление (f1) компоновки на стенку скважины при обращении компоновки определяем по известной формуле, добавляя в нее слагаемое (8)
f1= fχ+fc+fg= + + , (9) где fc - распределенная статическая составляющая нагрузки от действия осевой силы,
fg - распределенная динамическая нагрузка от действия центробежных сил, уменьшение радиуса действия которых от ν до 0 на концевых участках компоновки, не имеющих контакта со скважиной учитывает- ся множителем .
= = a . (7)
Из уравнения (6) с учетом (7) после интегрирования имеем
fχ= . (8)
Удельное давление (f1) компоновки на стенку скважины при обращении компоновки определяем по известной формуле, добавляя в нее слагаемое (8)
f1= fχ+fc+fg= + + , (9) где fc - распределенная статическая составляющая нагрузки от действия осевой силы,
fg - распределенная динамическая нагрузка от действия центробежных сил, уменьшение радиуса действия которых от ν до 0 на концевых участках компоновки, не имеющих контакта со скважиной учитывает- ся множителем .
При вращении компоновки только вокруг собственной оси (ориентированный изгиб) удельное давление (f2) соответственно составит
f2= + . (10)
(Здесь и далее подстрочные индексы 1 и 2 относятся соответственно к обращению и ориентированному изгибу).
f2= + . (10)
(Здесь и далее подстрочные индексы 1 и 2 относятся соответственно к обращению и ориентированному изгибу).
Величины крутящих моментов М1 и М2 на вращение искривленных компоновок при обращении и ориентированном изгибе соответственно равны
M1= + + l, (11)
M2= + l + M, (12) где МI 2 - момент, необходимый на преодоление работы деформации изгиба криволинейной компоновки при вращении ее вокруг собственной неподвижной оси.
M1= + + l, (11)
M2= + l + M, (12) где МI 2 - момент, необходимый на преодоление работы деформации изгиба криволинейной компоновки при вращении ее вокруг собственной неподвижной оси.
Величину МI 2 определим следующим образом.
Работа Aφ деформации изгиба криволинейной компоновки при повороте ее вокруг собственной оси на угол φ определится по формуле
Aφ= (χν-χφ)2ds , (13) где χφ = χν cos φ - текущее значение кривизны компоновки при повороте ее в скважине на угол φ вокруг собственной фиксируемой оси.
Aφ= (χν-χφ)2ds , (13) где χφ = χν cos φ - текущее значение кривизны компоновки при повороте ее в скважине на угол φ вокруг собственной фиксируемой оси.
Дифференцируя выражение (13) по φ , находим зависимость МI 2 , как функцию от угла поворота
МI 2 = В χν 2 l(1 - cos φ ) sin φ. (14)
Функция (14) - периодическая с амплитудой, достигаемой при φ = 120о и равной:
maxMI 2 = 1,3 В χν 2 l . (15)
Соответственно максимальное значение момента М2 найдем, подставляя (15) в (12):
max M2= + l + 1,3 χ l (16)
Области реализации обращения и ориентированного изгиба определяются сравнением величин моментов, вычисляемых по формулам (11) и (16).
МI 2 = В χν 2 l(1 - cos φ ) sin φ. (14)
Функция (14) - периодическая с амплитудой, достигаемой при φ = 120о и равной:
maxMI 2 = 1,3 В χν 2 l . (15)
Соответственно максимальное значение момента М2 найдем, подставляя (15) в (12):
max M2= + l + 1,3 χ
Области реализации обращения и ориентированного изгиба определяются сравнением величин моментов, вычисляемых по формулам (11) и (16).
В частности, для реализации обращения и исключения таким образом ориентированного изгиба, ведущего к искривлению скважин, необходимо потребовать, чтобы
М1 ≅ maxM2 (17)
Подставляя в неравенство (17) значения моментов (11) и (16) и решая его относительно параметра χν , получаем
χν≥ (18) откуда, используя соотношение (7), получаем формулу (4) для начальной кривизны компоновки.
М1 ≅ maxM2 (17)
Подставляя в неравенство (17) значения моментов (11) и (16) и решая его относительно параметра χν , получаем
χν≥ (18) откуда, используя соотношение (7), получаем формулу (4) для начальной кривизны компоновки.
Коэффициент бокового распора определим из условия беспрепятственного спуска компоновки в скважину под действием ее собственного веса. С использованием выражения (8) это условие можно записать в виде
+ ρsin ρcosα (19)
Решая совместно неравенства (18) и (19), приходим к формуле (3). Заменяя далее в формуле (2) параметр ν на ν*, получаем формулу (5) для определения длины компоновки.
+ ρsin ρcosα (19)
Решая совместно неравенства (18) и (19), приходим к формуле (3). Заменяя далее в формуле (2) параметр ν на ν*, получаем формулу (5) для определения длины компоновки.
Способ реализован при бурении плановых скважин диаметром 59 мм в Северной экспедиции ПГО "Севзапгеология".
Параметры колонковой трубы размера ⌀ 57 х 4,5 мм определяли при следующих исходных данных:
μ = 0,1 (промывочный раствор на основе полиакриламида);
α = 15о,
D = 60 мм = 6 см (по расширителю с учетом разработки ствола),
d = 57 мм = 5,7 см,
do = 48 мм = 4,8 см - внутренний диаметр колонковой трубы,
ν = 0,5(D - d) = 0,5(6 - 5,7) = 0,15 см,
)+d =0,00785(5,72-4,82)+0,0014,82=
ρ=(γ-γж)(d2-d )=(0,00785-0,001)(5,72-4,82)=0,05 кГ/см - вес единицы длины компоновки в промывочной жидкости;
B=EI=2,1·10(5,74-4,84)=5,4·107 кГ/см2
(E - модуль упругости, I - осевой момент инерции сечения трубы), К = 0,61,
Р = 1500 кГ, ω = 83,7 с-1 (800 об/мин); g= 981 см/с2.
μ = 0,1 (промывочный раствор на основе полиакриламида);
α = 15о,
D = 60 мм = 6 см (по расширителю с учетом разработки ствола),
d = 57 мм = 5,7 см,
do = 48 мм = 4,8 см - внутренний диаметр колонковой трубы,
ν = 0,5(D - d) = 0,5(6 - 5,7) = 0,15 см,
)+d
ρ=(γ-γж)(d2-d
B=EI=2,1·10(5,74-4,84)=5,4·107 кГ/см2
(E - модуль упругости, I - осевой момент инерции сечения трубы), К = 0,61,
Р = 1500 кГ, ω = 83,7 с-1 (800 об/мин); g= 981 см/с2.
По формуле (3) вычисляем параметр А и коэффициент распора:
A= + · = 2,38 кГ/см
a ≅ 1+ = 4,68
Таким образом, радиус винтовой линии при искривлении колонковой трубы не должен превышать;
ν*≅ аν= 4,68˙0,15 = 0,7 см = 7 мм, а величина одностороннего износа, в пределах которого обеспечивается действие упругого распора
δ ≅ ν* - ν=7 - 1,5 = 5,5 мм
Но поскольку по существующим нормам допустимый износ составляет 2,5 мм = 0,25 см (исходя из прочности трубы), то величину коэффициента распора приняли, исходя из этого значения
a= = ≈ 2,7, которое одновременно удовлетворяет и расчетному значению (2,7 < 4,68).
A= + · = 2,38 кГ/см
a ≅ 1+ = 4,68
Таким образом, радиус винтовой линии при искривлении колонковой трубы не должен превышать;
ν*≅ аν= 4,68˙0,15 = 0,7 см = 7 мм, а величина одностороннего износа, в пределах которого обеспечивается действие упругого распора
δ ≅ ν* - ν=7 - 1,5 = 5,5 мм
Но поскольку по существующим нормам допустимый износ составляет 2,5 мм = 0,25 см (исходя из прочности трубы), то величину коэффициента распора приняли, исходя из этого значения
a= = ≈ 2,7, которое одновременно удовлетворяет и расчетному значению (2,7 < 4,68).
Далее по формуле (4) определяли начальную кривизну колонковой трубы
χ≥ 2,7 = 4,6·10-5 см-1=0,57 мм/м (перевод математической кривизны (см-1) в трубную ( мм/м ) осуществляется по формуле, приведенной в работе: Алексеев В.Н. Об измерении кривизны бурильных труб. В сб. "Методика и техника разведки", Л., ОНТИ ВИТР, 1978, N 124, с. 26-31), а ее длину определяли по формуле (5)
l=(2Π+4) =964 см= 9,64 м, причем длина средней части
lk = 0,61 ˙ 9,64 = 5,88 м.
χ≥ 2,7 = 4,6·10-5 см-1=0,57 мм/м (перевод математической кривизны (см-1) в трубную ( мм/м ) осуществляется по формуле, приведенной в работе: Алексеев В.Н. Об измерении кривизны бурильных труб. В сб. "Методика и техника разведки", Л., ОНТИ ВИТР, 1978, N 124, с. 26-31), а ее длину определяли по формуле (5)
l=(2Π+4) =964 см= 9,64 м, причем длина средней части
lk = 0,61 ˙ 9,64 = 5,88 м.
Компоновку искривляли на гидропрессе по известной методике (см.Алексеев В. Н. Определение параметров пространственного искривления бурильных труб, сб. Методика и техника разведки, Д., ОНТИ ВИТР, 1979, N 128, с.53-58).
Для ее калибрования использовали обсадную трубу размером ⌀ 73 х 3,75 мм, внутренний диаметр которой (65,5 мм) удовлетворял расчетному
D* = d + 2 ν* = d + 2a ν = 57 + 2 ˙ 2,7˙ 1,5 = = 65,1 мм.
D* = d + 2 ν* = d + 2a ν = 57 + 2 ˙ 2,7˙ 1,5 = = 65,1 мм.
В обсадной трубе искривленную и нагретую колонковую трубу медленно вращали до полного остывания с целью снятия внутренних напряжений. Затем компоновку cпускали в скважину и осуществляли бурение, в процессе которого отмечалась устойчивая ее работа до достижения предельного износа и при изменении режимных параметров в расчетных диапазонах, в то время как компоновка, взятая за базу сравнения и изготовленная по способу прототипа уже при частоте вращения выше 500 об/мин теряла устойчивость обращения, а после непродолжительной эксплуатации и работоспособность, что фиксировалось по возрастанию интенсивности искривления скважины. Помимо отсутствия распора базовой компоновки ее кривизна также существенно отличалась от приведенной выше. В частности, базовую компоновку искривляли в соответствии с кривизной, определяемой по формуле (1) прототипа
+ =
Этот результат по сравнению с кривизной, вычисленной по предлагаемому способу, занижен в 0,57 : 0,23 = 2,5 раза.
+ =
Этот результат по сравнению с кривизной, вычисленной по предлагаемому способу, занижен в 0,57 : 0,23 = 2,5 раза.
Таким образом, применение компоновки с определенной степенью ее распора в скважине, а также учет этого и других факторов, отражающих специфику ее работы в скважине при определении параметров компоновки, повышает качество стабилизации прямолинейности скважин и в целом эффективность способа.
Claims (1)
- СПОСОБ СТАБИЛИЗАЦИИ НАПРАВЛЕНИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ, включающий определение коэффициента трения компоновки о стенки скважины, распределенной массы и изгибной жесткости компоновки, диаметра скважины и радиального зазора, предельных значений частоты вращения снаряда и нагрузки на забой, начальной кривизны компоновки, искривление средней части компоновки в форме винтовой линии на длине не менее одного ее шага и сопряженных со средней частью концевых частей компоновки, не имеющих контакта со скважиной, в форме винтовой спирали с радиусом, постепенно уменьшающимся от радиуса винтовой линии средней части до нуля в концевых сечениях компоновки, и с удержанием касательных к ее оси в концевых сечениях на оси вращения компоновки в процессе бурения скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, определяют зенитный угол скважины, определяют коэффициент распора компоновки в скважине по зависимости
a=1 + ,
где δ - допустимый износ компоновки;
ν - радиальный зазор между компоновкой и скважиной,
при соблюдении условия
a≅ 1+ ,
где μ - коэффициент трения компоновки о стенки скважины;
ρ - вес единицы длины компоновки в промывочной жидкости;
α - зенитный угол скважины,
причем параметр A определяется по зависимости
A= + ,
где P - осевая нагрузка на компоновку;
B - жесткость компоновки на изгиб;
D - диаметр скважины;
g - ускорение свободного падения;
ω - частота вращения бурового снаряда;
ρo - вес единицы длины компоновки с учетом веса промывочной жидкости внутри нее;
K = lк/l,
где lк - длина средней части компоновки;
l - длина компоновки,
а величины радиуса винтовой линии оси компоновки в ее средней части, начальной кривизны компоновки и ее длины определяют соответственно по формулам
ν*= a ν;
κ≥a ;
l=(2π+4),
где ν* - стрела прогиба компоновки при изготовлении.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4882343 RU2017923C1 (ru) | 1990-11-16 | 1990-11-16 | Способ стабилизации направления бурения скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU4882343 RU2017923C1 (ru) | 1990-11-16 | 1990-11-16 | Способ стабилизации направления бурения скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2017923C1 true RU2017923C1 (ru) | 1994-08-15 |
Family
ID=21545153
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU4882343 RU2017923C1 (ru) | 1990-11-16 | 1990-11-16 | Способ стабилизации направления бурения скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2017923C1 (ru) |
-
1990
- 1990-11-16 RU SU4882343 patent/RU2017923C1/ru active
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
1. Алексеев В.Н. Влияние начальной кривизны бурильных труб на работу бурильной колонны, сб.Методика и техника разведки Л.ОНТИ ВИТР, 1976, N 102, с.25-31. * |
2. Авторское свидетельство СССР N 1671838, кл. E 21B 7/08, 1988. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2126482C1 (ru) | Система для бурения по криволинейному пути и используемое в ней роторное буровое долото | |
US5014779A (en) | Device for expanding pipes | |
US4485879A (en) | Downhole motor and method for directional drilling of boreholes | |
CA2060445C (en) | Downhole adjustable stabilizer | |
CA2460524C (en) | Steerable underreaming bottom hole assembly and method | |
KR890006951A (ko) | 방향 드릴링에 특히 사용되는 플렉시블 드릴스트링멤버 | |
GB2261238A (en) | Turbine vibrator assembly | |
US4015673A (en) | Directional drilling system | |
EA018849B1 (ru) | Элемент бурового снаряда, бурильная труба и соответствующая колонна бурильных труб | |
NO336653B1 (no) | Fremgangsmåte for posisjonering av et fast rør i et borehull. | |
US4365678A (en) | Tubular drill string member with contoured circumferential surface | |
US4629012A (en) | Drainhole drilling assembly | |
RU2017923C1 (ru) | Способ стабилизации направления бурения скважины | |
Simonyants et al. | Stimulation of the drilling process with the top driven screw downhole motor | |
US20040060699A1 (en) | Torque reducing tubing component | |
US4465146A (en) | Tubular drill string member with contoured circumferential surface | |
US3961674A (en) | Directional drilling system | |
RU1773998C (ru) | Компоновка дл стабилизации пр молинейности скважин | |
RU2047723C1 (ru) | Способ направленного бурения наклонных скважин с заданной интенсивностью искривления | |
US2708099A (en) | Flexible resilient normally curved tubular drill guide having friction shoes | |
SU1671838A1 (ru) | Способ стабилизации направлени бурени ствола скважины компоновкой с колонковой трубой | |
RU2005162C1 (ru) | Устройство дл бурени скважин | |
SU1209835A1 (ru) | Способ контрол нагрузки на долото при роторном бурении глубоких скважин | |
KR960029555A (ko) | 나선홈내기용 오거드릴과, 이 오거드릴로 지중 홀의 주벽에 나선홈을 시공하는 방법 및 나선홈에 의해 지지력이 보강된 지중말뚝 | |
SU899835A1 (ru) | Наддолотный калибратор-стабилизатор |