RU2049903C1

RU2049903C1 - Device for stabilization of inclined well bore in drilling with downhole motor

Info

Publication number: RU2049903C1
Authority: RU
Inventors: Владимир Михайлович Шенбергер; Юрий Степанович Кузнецов; Василий Павлович Овчинников; Григорий Павлович Зозуля; Владимир Андреевич Пыталев; Роберт Хайдарович Ибрагимов; Николай Александрович Петров
Original assignee: Владимир Михайлович Шенбергер; Юрий Степанович Кузнецов; Василий Павлович Овчинников; Григорий Павлович Зозуля; Владимир Андреевич Пыталев; Роберт Хайдарович Ибрагимов; Николай Александрович Петров
Priority date: 1992-02-18
Filing date: 1992-02-18
Publication date: 1995-12-10

Abstract

FIELD: well drilling. SUBSTANCE: device for stabilization of inclined well bore in drilling with downhole motor has cone bit, bit sub, three calibrators with two flywheels between them, spindle of sectional turbodrill and two centralizers on bodies of spindle and turbodrill. Bit sub has directed upward colmatage nozzle in form of abrasion-resistant sleeve with tangential inlet holes near bottom parts built in steel cover. Made in diagonally opposite blades of third calibrator are coaxial through channels for horizontal hard-alloy pipe with tangential slotted hole in the middle part and diffusers at the ends. Pipe is fixed with clamping nuts deepened in blade and having taper recesses being as extensions of diffusers. EFFECT: higher degree of stabilization of straight-inclined well section with decreased probability of occurrence of complications with multicentralizer assembly of drill string bottom part. 2 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к наклонному бурению забойными двигателями, в частности к неориентируемым компоновкам низа бурильной колонны для стабилизации прямолинейно-наклонного участка, а также устройствам, предупреждающим прихваты и поглощения с укреплением стенок скважины. The invention relates to downhole drilling with downhole motors, in particular to non-orientable bottom of the drill string to stabilize a straight inclined section, as well as devices that prevent sticking and absorption with strengthening the walls of the well.

Известно устройство для стабилизации ствола наклонной скважины для бурения забойным двигателем, включающее последовательно установленные над долотом переводник с наклонными вверх насадками и забойный двигатель [1] Недостатком известного устройства является то, что оно недостаточно эффективно позволяет кольматировать ствол скважины высоконапорными струями жидкости, поскольку струйные насадки способствуют размыву стенок скважины, сложенных мягкими и средними породами, в результате диаметр ствола скважины увеличивается. При увеличении диаметра ствола скважины несколько раз удаляется и ранее созданный кольматационный экран. Многократная, хотя и непродолжительная фильтрация в пласт, сопровождающая направленную кольматацию, приведет к разупрочнению стенок скважины, сложенных с глинистым цементирующим материалом. Кроме того, компоновка низа бурильной колонны (КНБК) не позволяет надежно стабилизировать ствол скважины. A device for stabilizing a wellbore of an inclined well for drilling with a downhole motor including a sub sequentially mounted above the bit with upwardly inclined nozzles and a downhole motor [1] A disadvantage of the known device is that it is not efficient enough to clog the wellbore with high-pressure fluid jets, since the jet nozzles contribute to erosion of the walls of the well, composed of soft and medium rocks, as a result, the diameter of the wellbore increases. As the borehole diameter increases, the previously created mud screen is also removed several times. Repeated, albeit short-term filtration into the formation, accompanying directional mudding, will lead to softening of the walls of the well, stacked with clay cementing material. In addition, the layout of the bottom of the drill string (BHA) does not allow reliable stabilization of the wellbore.

Известно также устройство для стабилизации ствола наклонной скважины для бурения забойным двигателем, включающее последовательно установленные над долотом калибратор, два маховика, второй калибратор, забойный двигатель и центратор [2] Недостатком этого устройства является невысокая эффективность стабилизации ствола скважины, связанная с недостаточным количеством устанавливаемых опорно-центрирующих элементов, ввиду опасности создания прихватоопасной ситуации в осложненном стволе скважины, а механизмы, позволяющие в процессе бурения одновременно не только калибровать, но и укреплять стенки скважины, не предусмотрены. There is also known a device for stabilizing a wellbore of an inclined well for drilling with a downhole motor, including a calibrator, two flywheels, a second calibrator, a downhole motor and a centralizer sequentially installed above the bit [2]. The disadvantage of this device is the low efficiency of wellbore stabilization due to the insufficient number of installed support wells. centering elements, due to the danger of creating a tacky situation in a complicated wellbore, and the mechanisms that allow the process to be drilled I was at the same time not only to calibrate, but also to strengthen, not provided the borehole wall.

Сущность изобретения заключается в том, что устройство для стабилизации ствола наклонной скважины для бурения забойным двигателем снабжено наддолотным переводником, последовательно установленными над вторым калибратором вторым маховиком и третьим калибратором и размещенным на корпусе забойного двигателя, дополнительным центратором, причем наддолотный переводник имеет расположенную в верх под углом к оси переводника насадку, выполненную в виде абразивостойкого стакана с тангенциальными входными отверстиями около донной части, встроенного в зафиксированный в стенке наддолотного переводника металлический чехол с боковыми отверстиями, совмещенными с тангенциальными отверстиями стакана для гидравлической связи внутреннего пространства переводника с наружным, а в диагонально противоположных лопастях третьего калибратора выполнены соосно сквозные каналы, с горизонтально установленной в них твердосплавной насадкой в виде закрепленной в лопастях калибратора трубки с тангенциальным щелевым отверстием в средней части и диффузорами по концам. The essence of the invention lies in the fact that the device for stabilizing the borehole of an inclined well for drilling with a downhole motor is equipped with a supra-bit sub, sequentially mounted above the second calibrator by a second flywheel and third calibrator and placed on the downhole motor housing, with an additional centralizer, and the sub-bit transformer has an angle located at the top to the axis of the sub nozzle, made in the form of an abrasion-resistant glass with tangential inlets near the bottom, a metal case with side holes aligned with the tangential holes of the glass for hydraulically connecting the internal space of the sub with the external and diagonally opposed blades of the third calibrator are made coaxially through channels with a carbide nozzle horizontally mounted in them in the form of fixed in blades of the tube calibrator with a tangential slit hole in the middle part and diffusers at the ends.

Кроме того, узел крепления трубки выполнен в виде прижимных гаек с конусными выточками, совмещенными с диффузором трубки, прижимные гайки заглублены в лопастях калибратора. In addition, the tube mount is made in the form of clamping nuts with conical recesses aligned with the tube diffuser, the clamping nuts are buried in the blades of the calibrator.

Технический результат выражается в повышении надежности стабилизации ствола скважины путем установки дополнительного количества опорно-центрирующих устройств, что в свою очередь стало возможным при повышении качества ствола скважины путем предварительной волновой кольматации и докольматации слогающих стенок. The technical result is expressed in increasing the reliability of stabilization of the wellbore by installing an additional number of support-centering devices, which in turn has become possible with improving the quality of the wellbore by means of preliminary wave colmatation and precolmatization of the collapsing walls.

На фиг. 1 показано устройство, общий вид с местными разрезами; на фиг.2 сечение по А-А на фиг.1; на фиг.3 сечение по Б-Б на фиг.1. In FIG. 1 shows a device, a general view with local sections; figure 2 section along aa in figure 1; figure 3 section along BB in figure 1.

Устройство для стабилизации ствола наклонной скважины для бурения забойным двигателем состоит из долота 1, над которым установлен наддолотной переводник 2 с насадкой, выполненной в виде абразивостойкого стакана 3 с тангенциальными входными отверстиями 4 около донной части 5, причем абразивостойкий стакан 3 концентрично встроен в стальной чехол 6 с боковыми отверстиями 7, совмещенными с тангенциальными отверстиями 4 стакана 3. В свою очередь стальной чехол 6 зафиксирован в стенке переводника 2, например посредством резьбы, таким образом, чтобы осевая линия абразивостойкого стакана 3 была направлена в верх под углом к осевой линии переводника 2. В результате насадка 3-7 гидравлически сообщает внутреннее пространство переводника 2 с наружным. Далее установлен полноразмерный калибратор 8, маховик 9, второй калибратор 8, второй маховик 9 и третий калибратор 10. В двух диагонально противоположных лопастях 11 третьего калибратора 10 несколько выше середины соосно выполнены сквозные каналы 12 под горизонтально установленную в последних твердосплавную насадку в виде трубки 13 с тангенциальным щелевым отверстием 14 в средней части и диффузорами 15 по концам. В третьем калибраторе 10 твердосплавная трубка 13 зафиксирована заглубленными в лопастях 11 прижимными гайками 16 с конусными выточками 17, совмещенными с диффузорами 15 трубки 13. Верхний калибратор 10 соединен с валом 18 шпинделя секционного забойного двигателя 10. На шпинделе 19 или между шпинделем 19 и нижней секцией турбобура 20 установлен центратор 21. Кроме того, между секциями забойного двигателя 20 дополнительно установлен межсекционный центратор 22. Далее к забойному двигателю присоединяются утяжеленные бурильные трубы 23, а затем бурильные трубы (не показаны). A device for stabilization of a wellbore of an inclined well for drilling with a downhole motor consists of a bit 1, above which there is a super-bit sub 2 with a nozzle made in the form of an abrasion-resistant glass 3 with tangential inlet holes 4 near the bottom part 5, and the abrasion-resistant glass 3 is concentrically integrated in a steel case 6 with side openings 7 aligned with the tangential openings 4 of the glass 3. In turn, the steel cover 6 is fixed in the wall of the sub 2, for example by means of a thread, so that The center line of the abrasion-resistant cup 3 was directed upward at an angle to the center line of the sub 2. As a result, the nozzle 3-7 hydraulically communicates the interior of the sub 2 with the outer. Next, a full-sized calibrator 8, a flywheel 9, a second calibrator 8, a second flywheel 9, and a third calibrator 10 are installed. Through two diagonally opposed blades 11 of the third calibrator 10, through channels 12 are coaxially formed slightly above the middle and are provided with a carbide nozzle horizontally mounted in the latter in the form of a tube 13 s a tangential slit hole 14 in the middle part and diffusers 15 at the ends. In the third calibrator 10, the carbide tube 13 is fixed with clamping nuts 16 buried in the blades 11 and the conical recesses 17 aligned with the diffusers 15 of the tube 13. The upper calibrator 10 is connected to the spindle shaft 18 of the sectional downhole motor 10. On the spindle 19 or between spindle 19 and the lower section a central drill 21 is installed in the turbodriller 20. In addition, between sections of the downhole motor 20, an intersectional centralizer 22 is additionally installed. Then, weighted drill pipes 23 and then drill pipes are connected to the downhole motor Uba (not shown).

Устройство для стабилизации ствола наклонной скважины для бурения забойным двигателем работает следующим образом. A device for stabilization of the shaft of an inclined well for drilling with a downhole motor works as follows.

В процессе сборки компоновки низа бурильной колонны диаметры опорно-центрирующих элементов и расстояния между ними регулируют таким образом, чтобы расчетная величина отклоняющей силы на долоте была равна нулю. Диаметры калибраторов 8, 10 уменьшают последовательно от нижнего к верхнему, а диаметры центраторов 21, 22 выбирают в зависимости от величины отклоняющей силы на долоте 1 и свойств разбуриваемых пород, которые обычно находятся в пределах соотношений:
d_к (1,000.0,972)D_д;
d_ц (0,991.0,972)D_д;
d_м (0,750.0,850)D_д; l_м 2.4 м где D_д, d_к, d_ц, d_м соответственно диаметры долота, калибратора, центратора и маховика;
l_м длина маховика.In the process of assembling the layout of the bottom of the drill string, the diameters of the support-centering elements and the distances between them are adjusted so that the calculated value of the deflecting force on the bit is zero. The diameters of the calibrators 8, 10 are reduced sequentially from the lower to the upper, and the diameters of the centralizers 21, 22 are selected depending on the magnitude of the deflecting force on the bit 1 and the properties of the drilled rocks, which are usually within the ratios:
d _to (1,000.0,972) D _d ;
d _c (0.991.0.972) D _d ;
d _m (0.750.0.850) D _d ; l _m 2.4 m where D _d , d _k , d _c , d _m respectively the diameters of the bit, calibrator, centralizer and flywheel;
l _m flywheel length.

В процессе бурения часть бурового раствора поступает к гидромониторным насадкам долота 1 для очистки забоя от выбуренной породы шлама, а часть бурового раствора в результате некоторого перепада давления над долотом 1 поступает по тангенциальным отверстиям 7, 4 внутрь стакана 3, где приобретает вращательно-поступательное движение, что способствует возникновению в осевой зоне внутренней полости стакана 3 области разряжения, заполненной парогазовой фазой. Вращательное движение неоднородной среды становится неустойчивым. На выходе из стакана 3 образуется режим течения с периодической срывной кавитацией, где происходит схлопывание кавитационных полостей и генерирование пульсаций давления ультразвуковой частоты. В кавитационном поле протекает интенсивное диспергирование частиц бурового раствора. Выходящий из насадки 3-7 пульсирующий поток жидкости частично смешиваясь с восходящим потоком бурового раствора с забоя, включающим частицы выбуренной породы, кольматирует поровое пространство околоскважинной зоны по всему кольцевому объему при вращении наддолотного переводника 2 широким спектром частиц от коллоидных размеров до величины 10 мм и более шлама. При создаваемом насадкой 3-7 волновом поле и наличии широкого фракционного состава частиц бурового раствора существенно ускорится процесс предварительной кольматации с образованием каркаса кольматирующей среды из максимально приемлемых для размеров пор частиц. Из-за эжектирующего эффекта направленный в верх насадки 3-7 дополнительно улучшится очистка забоя от шлама. В процессе углубления ствол скважины калибруется калибраторами 8, причем при гашении маховиками 9 поперечных колебаний долота 1 и нормализации работы вала 18 забойного двигателя 20. При этом, разумеется, срезается часть стенки скважины с закольматированным участком, что способствует незначительному возобновлению фильтрации в пласт с образованием глинистой корки. После откалибровки ствола скважины лопасти калибраторов 8 (особенно второго) способствуют затирке неровностей и поровых каналов стенок скважины, производя тем самым механическую кольматацию. Нижней частью третьего калибратора 10 удаляют глинистую корку, тем самым подготавливают стенку скважины к докольматации. Часть скоростного потока бурового раствора в колонном пространстве поступает по тангенциальному щелевому отверстию 14 внутрь горизонтальной трубки 13, где по закону сохранения количества движения получает ускоренное вращательное движение и разделяется на два потока в разные стороны, в осевой зоне которых также образуются разряженные зоны с кавитационными полостями и кавернами. При переходе в диффузоры 15 (зоны повышенного давления) пузырьки схлопываются, вызывая пульсации давления ультразвуковой частоты. Одновременно воздействие на частицы бурового раствора кавитационного и ультразвукового полей способствует их интенсивной диспергации до коллоидных размеров. Так как выходы раствора из трубки 13 максимально приближены к стенкам скважины, практически не происходит смешения с буровым раствором более широкого фракционного состава, а пульсирующий поток защищен лопастями 11 и не сбивается восходящим потоком с забоя и струями в результате утечек из ниппеля (шпинделя 19) забойного двигателя 20. Таким образом, вся мощь волнового поля перпендикулярно направленная к стенкам скважины участвует в докольматации каркаса кольматирующей среды околоскважинной зоны частицами минимальных размеров, что совместно с разными направлениями (по часовой и против часовой) вращения потоков на выходах горизонтальной насадки 13-15 позволит всесторонне докольматировать поровое пространство и практически полностью снизить проницаемость. Исключение дальнейшего проникновения фильтрата в пласт и забивка в поры коллектора глинистых частиц бурового раствора позволит не только сохранить прочность и устойчивость стенок скважины, но порой даже и повысить. В тех случаях, когда все же будет происходить процесс кавернообразования как нижняя 3-7 в наддолотном переводнике 2, так и верхняя 13-15 в третьем калибраторе 10 насадки будут высыпать из каверн накопившийся шлам и обвалившиеся стенки при минимальном (в сравнении со струйными насадками) эрозионным размывом. During drilling, part of the drilling fluid enters the nozzle of the drill bit 1 to clean the bottom of the cuttings, and part of the drilling mud flows through the tangential holes 7, 4 into the nozzle 3 through a tangential hole 7, 4, where it acquires a rotational-translational motion, which contributes to the occurrence in the axial zone of the inner cavity of the glass 3 of the region of rarefaction filled with the vapor-gas phase. The rotational motion of an inhomogeneous medium becomes unstable. At the exit from the cup 3, a flow regime is formed with periodic stall cavitation, where cavitation cavities collapse and ultrasonic frequency pressure pulsations are generated. Intensive dispersion of drilling fluid particles proceeds in the cavitation field. The pulsating fluid flow emerging from the nozzle 3-7 is partially mixed with the upward flow of the drilling mud from the bottom, including particles of cuttings, colmatizes the pore space of the near-wellbore zone along the entire annular volume during rotation of the sub-bore sub 2 with a wide range of particles from colloidal sizes to 10 mm and more sludge. With the wave field created by the nozzle 3-7 and the presence of a wide fractional composition of the drilling fluid particles, the process of preliminary colmatization will significantly accelerate with the formation of a framework of a clogging medium from particles most acceptable for pore sizes. Due to the ejection effect, directed to the top of the nozzle 3-7 will further improve the cleaning of the bottom of the sludge. In the process of deepening, the wellbore is calibrated by calibrators 8, and when the flywheel damps 9 lateral vibrations of the bit 1 and normalizes the shaft 18 of the downhole motor 20. In this case, of course, a part of the borehole wall with a collapsed area is cut off, which contributes to a slight resumption of filtration into the formation with the formation of clay peels. After calibrating the borehole, the blades of the calibrators 8 (especially the second) contribute to the grouting of irregularities and pore channels of the borehole walls, thereby producing mechanical clogging. The bottom part of the third calibrator 10 removes the clay crust, thereby preparing the wall of the well for pre-colmatization. Part of the high-speed mud flow in the column space enters through a tangential slot hole 14 into the horizontal tube 13, where, according to the law of conservation of momentum, it receives accelerated rotational motion and is divided into two flows in different directions, in the axial zone of which also rarefied zones with cavitation cavities and caverns. Upon transition to the diffusers 15 (high pressure zones), the bubbles collapse, causing pressure pulsations of ultrasonic frequency. At the same time, the effect on the particles of the drilling fluid of cavitation and ultrasonic fields contributes to their intensive dispersion to colloidal sizes. Since the exits of the solution from the tube 13 are as close as possible to the walls of the well, there is practically no mixing with the drilling fluid of a wider fractional composition, and the pulsating flow is protected by the blades 11 and does not interfere with the upward flow from the bottom and jets as a result of leaks from the downhole nipple (spindle 19) engine 20. Thus, all the power of the wave field perpendicular to the walls of the well is involved in the precolmation of the skeleton of the mudding medium of the near-wellbore zone with particles of minimum dimensions, which together with different directions (clockwise and counterclockwise) of the rotation of the flows at the outputs of the horizontal nozzle 13-15 will allow comprehensively recolming the pore space and almost completely reduce permeability. The exclusion of further penetration of the filtrate into the formation and clogging of clay particles of the drilling fluid into the pores of the reservoir will not only save the strength and stability of the borehole walls, but sometimes even increase it. In those cases when the process of cavern formation will nevertheless occur, both the lower 3-7 in the over-bit sub 2 and the upper 13-15 in the third nozzle calibrator 10 will pour accumulated sludge and collapsed walls from the caverns at a minimum (in comparison with jet nozzles) erosive erosion.

После подъема долота 1 для его замены на устье промеряют размеры калибраторов 8 (обычно уменьшающихся в диаметре) и в соответствии с произведенными расчетами для дальнейшего углубления оставляют или производят замену на другие одновременно с возможной сменой маховиков 9 на другие, имеющие необходимую длину, что не представляет сложность и занимает значительно меньше времени, чем, например, на смену центраторов между секциями забойного двигателя 20. After raising the bit 1 to replace it at the mouth, measure the size of the calibrators 8 (usually decreasing in diameter) and, in accordance with the calculations made, leave or replace it with others at the same time as possible to replace the flywheels 9 with others having the required length, which does not represent complexity and takes much less time than, for example, the change of centralizers between sections of the downhole motor 20.

Предлагаемое устройство позволяет оперативно изменять диаметры калибраторов и длины маховиков между ними на валу забойного двигателя для решения задач по безориентированному управлению тpаектории ствола скважины исключая осложнения и аварийную ситуацию путем надежной калибровки стенок скважины тремя калибраторами и кольматации околоскважинной зоны ультразвуковым полем. Таким образом, решается задача проводки скважины по наиболее экономичному трехинтервальному профилю при бурении забойным двигателем с многоцентраторной компоновкой. The proposed device allows you to quickly change the diameters of the calibrators and the lengths of the flywheels between them on the shaft of the downhole motor to solve problems of directionless control of the wellbore trajectory eliminating complications and emergency situations by reliably calibrating the borehole walls with three calibrators and clogging the near-wellbore zone with an ultrasonic field. Thus, the problem of well drilling along the most economical three-interval profile when drilling with a downhole motor with a multicenter arrangement is solved.

Claims

1. DEVICE FOR STABILIZING A TILT OF A TILT WELL WHILE DRILLING BY A BHP, including a calibrator, two flywheels, a second calibrator, a downhole motor and a centralizer sequentially installed above the bit, characterized in that it is equipped with an over-the-bore transformer installed in series and a second caliber over the second caliber and placed on the downhole motor housing with an additional centralizer, and the sub-bit sub has upwardly located at an angle to the axis of the sub adcu made in the form of an abrasion-resistant glass with tangential inlet holes near the bottom part, a metal cover embedded in a fixed in the wall of the sub-bit sub, with side holes combined with tangential holes of the glass for hydraulic connection of the interior of the sub with the external, and in diagonally opposite vanes of the third calibrator are made coaxially through channels with a carbide nozzle horizontally mounted in them in the form of potassium fixed to the blades a tube fin with a tangential slit hole in the middle part and diffusers at the ends.

2. The device according to claim 1, characterized in that the tube mount is made in the form of clamping nuts with conical recesses aligned with the tube diffuser, and the clamping nuts are buried in the blades of the calibrator.