RU2097521C1

RU2097521C1 - Draw head with mudding mechanism

Info

Publication number: RU2097521C1
Application number: RU93026877A
Authority: RU
Inventors: В.Д. Горгоц; А.В. Немолодышев; Ю.С. Кузнецов; И.Л. Симисинов
Original assignee: Научно-производственно-коммерческое частное предприятие "Экана"
Priority date: 1993-05-12
Filing date: 1993-05-12
Publication date: 1997-11-27

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: invention relates to opening productive beds of oil and gas wells when coring and simultaneously mudding productive bed. Draw head with mudding device contains: casing; rolling cutters mounted on knuckles of drilling bit legs by means of bearings; and washing channels, one of them being equipped with hydraulic-gun head. Orifice of the latter is directed at angle 90 deg. with regard to draw head axis toward well wall at the point where draw head forms borehole with diameter equal to nominal diameter of draw head which is 190.5 mm. EFFECT: improved structure. 2 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к технике и технологии вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин при отборе керна, с одновременной кольматацией продуктивного пласта. The invention relates to techniques and technologies for opening productive formations of oil and gas wells during core sampling, with simultaneous mudding of the productive formation.

В практике вскрытия продуктивных пластов известны устройства, воздействующие гидроструей на стенку скважины. In the practice of opening productive formations, devices are known that act with a hydrojet on a well wall.

Известно буровое долото (патент США N 1805045, кл. 175-340, опубл. 1953, фиг. 1,3 1 лист), содержащее корпус, две шарошки, смонтированные на цапфах лап посредством подшипников, два промывочных канала с насадками, один из которых направлен по отношению к оси долота под углом 90^o в стенку скважины. Промывочные каналы расположены в корпусе долота. Приведенное долото действительно даст эффект кольматации в результате струйной обработки стенки скважины, но будет опаздывать во времени, которое необходимо для углубления скважины на величину, равную высоте расположения промывочного канала, направленного в стенку скважины под углом 90^o, над плоскостью забоя, т.е. над самой нижней точкой долота. Это время может изменяться от 10 до 40 мин, в зависимости от категорий (по прочности и другим показателям) разбуриваемой горной породы и применяемой технологии и техники бурения. Этого в основном достаточно для проникновения фильтрата бурового раствора в прискважинную зону пласта на глубину, обеспечивающую формирование основного объема зоны проникновения фильтрата. Как правило, этого размера зоны проникновения достаточно для значительного ухудшения или потери гидравлической связи между скважиной и удаленной зоной пласта, особенно в залежах сложного строения.Known drill bit (US patent N 1805045, CL 175-340, publ. 1953, Fig. 1.3 1 sheet), comprising a housing, two cones mounted on the pins of the legs by bearings, two flushing channels with nozzles, one of which directed relative to the axis of the bit at an angle of 90 ^o in the wall of the well. Flushing channels are located in the body of the bit. The given bit will indeed give the effect of mudding as a result of the blasting of the borehole wall, but it will be late in time, which is necessary to deepen the borehole by an amount equal to the height of the flushing channel directed into the borehole wall at an angle of 90 ^° above the bottom face, i.e. above the lowest point of the bit. This time can vary from 10 to 40 minutes, depending on the categories (in terms of strength and other indicators) of the rock being drilled and the technology and drilling techniques used. This is mainly sufficient for the penetration of the mud filtrate into the borehole zone of the formation to a depth that ensures the formation of the main volume of the zone of penetration of the filtrate. As a rule, this size of the penetration zone is sufficient for significant deterioration or loss of hydraulic connection between the well and the remote zone of the formation, especially in deposits of complex structure.

Из теории и практики фильтрация буровых растворов известно, что основной объем фильтрата, полученный в течение первого часа после вскрытия пласта, мы имеем в течение первых 10-20 мин. В дальнейшем происходит формирование и упрочнение глинистой корки и зоны естественной кольматации первых мм стенки скважины (1-3 мм). Прочность и проницаемость естественной кольматации и глинистой корки зависит от многих факторов и формируются они также с опозданием во времени. При этом успевает сформироваться зона проникновения фильтрата такого размера, которого достаточно для описанных выше явлений, связанных с ухудшением и потерей гидравлической связи скважина пласт. From theory and practice, drilling fluid filtration is known that the main volume of the filtrate obtained during the first hour after the formation is opened, we have during the first 10-20 minutes. In the future, the formation and hardening of the clay crust and the zone of natural mudding of the first mm of the borehole wall (1-3 mm) takes place. The strength and permeability of natural mudding and clay peel depends on many factors and they are also formed late in time. At the same time, a filtrate penetration zone of a size that is sufficient for the phenomena described above associated with the deterioration and loss of hydraulic connection of the formation well has time to form.

Известен также наддолотный переводник с гидромониторной насадкой (Поляков В.Н. Лукаманов Р.Р. Мавлютов М.Р. Способ гидромониторной обработки проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин. М. ВНИИОЭНГ. РНТС, Бурение. 1980, N 1, с. 17-19), содержащий боковое отверстие с установленной гидродинамической насадкой, выходное отверстие которой направлено по отношению к оси долота под углом 90^o в стенку скважины. Этот наддолотный переводник устанавливается над трехшарошечным долотом, содержащим корпус, три шарошки, смонтированные на цапфах лап посредством подшипников, три промывочных канала, один из которых заглушен.Also known is a sub-bit sub with a hydraulic nozzle (Polyakov V.N. Lukamanov R.R. Mavlyutov M.R. Method for hydromonitor processing of permeable rocks during drilling and completion of wells. M. VNIIOENG. RNTS, Drilling. 1980, N 1, p. 17 -19), containing a side hole with an installed hydrodynamic nozzle, the outlet opening of which is directed relative to the axis of the bit at an angle of 90 ^o in the wall of the well. This sub-bit sub is installed above the three-cone bit containing the body, three cones mounted on the trunnion paws by bearings, three washing channels, one of which is plugged.

Основной недостаток наддолотного переводника тот же, что и у долота (патент США N 2805045), только в более выраженной форме, т.к. расстояние от указанной выше гидравлической насадки до забоя еще больше. The main disadvantage of a sub-bit sub is the same as that of a bit (US patent N 2805045), only in a more pronounced form, because the distance from the above hydraulic nozzle to the bottom is even greater.

Известно буровое долото (патент США 4351402, кл. 175-340, 1982, фиг.1, лист. 1), содержащее корпус, одну шарошку, формирующую плоский забой, смонтированную на цапфе посредством подшипников, промывочный канал с насадкой, направленный по отношению к оси долота под острым углом в стенку скважины в место, где долото на забое скважины формирует ствол скважины номинального диаметра. Это долото не дает эффекта кольматации стенки скважины, а только плоскости забоя, т.к. угол между направлением струи и стенкой скважины очень острый, что приведет в лучшем случае к обработке плоскости забоя струей после отражения от стенки скважины. Конструкция долота по патенту США N 4351402 может выполнить функции очистки забоя от выбуренной породы и то в некотором приближении к необходимым требованиям, а также охлаждения породоразрушающего инструмента. Получение управляемого эффекта кольматации при струйной обработке керновых материалов достигается при атаке образца струей под углом 50-90^o. В конструкции долота по патенту США 4351402 угол атаки стенки скважины менее 15^o, что явно недостаточно для получения эффекта кольматации, и струя будет отражаться от поверхности стенки скважины в плоскость забоя, которая при следующих оборотах долота будет разрушена. Подобная геометрия направления струи, представленная в патенте, может вызывать эффект изменения пластичности и прочности породы под плоскостью забоя, что в некоторых случаях может привести к ухудшению показателей работы долота, в частности, снижению скорости проходки.Known drill bit (US patent 4351402, CL 175-340, 1982, figure 1, sheet. 1), comprising a housing, one cone forming a flat face mounted on a pin using bearings, a flushing channel with a nozzle directed in relation to the axis of the bit at an acute angle into the borehole wall to the place where the bit at the bottom of the borehole forms a borehole of nominal diameter. This bit does not give the effect of mudding of the borehole wall, but only the face plane, because the angle between the direction of the jet and the borehole wall is very sharp, which will lead, at best, to the processing of the bottom plane of the jet after reflection from the borehole wall. The design of the bit according to US patent N 4351402 can perform the functions of cleaning the bottom of the cuttings and then in some approximation to the necessary requirements, as well as cooling the rock cutting tool. Obtaining a controlled effect of colmatization during blasting of core materials is achieved when the sample is attacked by a jet at an angle of 50-90 ^o . The bit design US patent 4351402 wall angle of attack well below 15 ^o, which is insufficient to obtain the effect of clogging, and the jet will be reflected from the borehole wall surface in the plane of the face which, when the following bit speed will be destroyed. A similar geometry of the direction of the jet, presented in the patent, can cause the effect of changing the ductility and strength of the rock under the face plane, which in some cases can lead to a deterioration in the performance of the bit, in particular, a decrease in the speed of penetration.

Наиболее близким аналогом является бурильная головка 6BK-190/80C3, содержащая корпус, три дисковидные, овалообразные в осевом сечении шарошки, смонтированные на цапфах лап посредством подшипников, три промывочных канала, направленных в забой параллельно оси бурильной головки, и формирующая ствол скважины номинального диаметра, т.е. 190,5 мм (Масленников И.К. и др. Инструмент для бурения скважин. М. Недра, 1982, с. 254-257, р. 176). Эта бурильная головка используется для бурения кольцевым забоем при отборе керна. Основные ее функции разбуривание забоя скважины, калибровка стенок, формирование в центре забоя целикового столбика породы. В конструкции бурильной головки 6BK-190/80C3 три промывочных канала выполняют функции только очистки забоя от шлама и охлаждения породоразрушающего инструмента. The closest analogue is the 6BK-190 / 80C3 drill bit, which contains a body, three disk-shaped, oval-shaped axial cones mounted on paw trunnions by bearings, three flushing channels directed into the bottom face parallel to the drill head axis, and forming a borehole of nominal diameter, those. 190.5 mm (Maslennikov I.K. et al. Tool for drilling wells. M. Nedra, 1982, p. 254-257, p. 176). This drill head is used for core hole drilling when coring. Its main functions are drilling the bottom of the well, calibrating the walls, and forming an entire column of rock in the center of the bottom. In the design of the 6BK-190 / 80C3 drill head, three flushing channels perform the functions of only cleaning the bottom of the sludge and cooling the rock cutting tool.

Недостатком данной бурильной головки по отношению к представленной в данной заявке является то, что она конструктивно не может выполнять функции кольматации стенки скважины в момент формирования номинального диаметра ствола скважины. The disadvantage of this drill head in relation to the one presented in this application is that it structurally cannot fulfill the functions of the mud wall of the well at the time of formation of the nominal diameter of the wellbore.

Цель изобретения увеличение дебитов скважин и продуктоотдачи пластов за счет уменьшения величины зоны проникновения фильтрата в результате снижения проницаемости первых мм стенки скважины путем создания кольматационного экрана в первоначальный момент вскрытия пласта. The purpose of the invention is to increase the flow rates of the wells and the yield of formations by reducing the size of the zone of penetration of the filtrate as a result of reducing the permeability of the first mm wall of the well by creating a mud screen at the initial moment of opening the formation.

Указанная цель достигается тем, что в бурильной головке с кольматационным устройством, содержащей корпус, шарошки, смонтированные на цапфах лап посредством подшипников, промывочные каналы, один из которых выполнен с гидромониторной насадкой, выходное отверстие которой направлено по отношению к оси бурильной головки под углом 90^o в стенку скважины в месте, где бурильная головка на забое скважины формирует ствол скважины номинального диаметра бурильной головки. Номинальный диаметр бурильной головки равен 190,5 мм.This goal is achieved by the fact that in the drill head with a clogging device containing a housing, cones mounted on the pivot pins by bearings, flushing channels, one of which is made with a hydraulic nozzle, the outlet of which is directed to the axis of the drill head at an angle of 90 ^o into the borehole wall at the place where the drill head at the bottom of the well forms a borehole of a nominal diameter of the drill bit. The nominal diameter of the drill head is 190.5 mm.

На фиг.1 изображена бурильная головка с кольматационным устройством; на фиг. 2 узел кольматации. In Fig.1 shows a drill head with a clogging device; in FIG. 2 knot colmatization.

Она имеет наружный диаметр 190,5 мм, керноприемное отверстие для керна диаметром 80 мм и содержит корпус 1, три дисковидные, овалообразные в осевом сечении шарошки 6, смонтированные на цапфах лап посредством подшипников, в корпусе между лапами три промывочных канала, два из которых направлены в забой параллельно оси бурильной головки. Третий промывочный канал 2 является кольматационным, оборудован гидромониторной насадкой, отверстие которой направлено по отношению к оси долота под углом 90^o, в стенку скважины перпендикулярно. На фиг. 2 изображен узел кольматации, который состоит из кольматационного канала 2, гидродинамической насадки 3, отражающей вставки 5 и корпуса узла кольматации 4. Поз. 7 обозначен продуктивный пласт.It has an outer diameter of 190.5 mm, a core-receiving hole for a core with a diameter of 80 mm and contains a housing 1, three disk-shaped, oval-shaped axial cones 6 mounted on the trunnion pins by bearings, in the casing between the legs there are three flushing channels, two of which are directed in the face parallel to the axis of the drill head. The third flushing channel 2 is a mud channel, equipped with a hydromonitor nozzle, the opening of which is directed perpendicularly to the well wall relative to the axis of the bit at an angle of 90 ^° . In FIG. 2 shows a colmatation unit, which consists of a colmatation channel 2, a hydrodynamic nozzle 3, a reflecting insert 5 and a body of a colmatation unit 4. Pos. 7 marked reservoir.

Бурильная головка с кольматационным устройством работает следующим образом. A drill head with a clogging device operates as follows.

При вращении долота и создании осевой нагрузки шарошки 6 разрушают забой скважины, выбуренная порода удаляется с забоя потоком бурового раствора, прокачиваемого через два промывочных канала, а через кольматационный канал 2 с помощью узла кольматации струя бурового раствора под углом 90^o к оси бурильной головки направляется в место, где происходит первоначальное формирование ствола скважины диаметром, соответствующим диаметру бурильной головки, т. е. 190,5 мм. Ось гидромониторной насадки 3 расположена на высоте 75 мм от нижней точки забоя, а ее выходной торец в 22 мм от поверхности стенки скважины в месте, где забой переходит в номинальный диаметр ствола скважины.When the bit is rotated and axial load is created, the cone 6 destroys the bottom of the well, the cuttings are removed from the bottom by the flow of drilling fluid pumped through two flushing channels, and through the clogging channel 2 by means of the clogging unit, the mud stream is directed at an angle of 90 ^° to the axis of the drill head the place where the initial formation of the wellbore occurs with a diameter corresponding to the diameter of the drill head, i.e. 190.5 mm The axis of the nozzle 3 is located at a height of 75 mm from the bottom point of the bottom, and its output end is 22 mm from the surface of the wall of the well at the place where the bottom passes into the nominal diameter of the wellbore.

Использование предлагаемой бурильной головки с кольматационным устройством в сравнении с наиболее близким аналогом (бурильной головкой 6BK-190/80C3) позволит значительно снизить проникновение фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, сократить продолжительность освоения скважины, увеличить дебиты скважин и отдачу продукт из пласта. The use of the proposed drill head with a mud device in comparison with the closest analogue (drill head 6BK-190 / 80C3) will significantly reduce the penetration of the mud filtrate into the reservoir, shorten the well development time, increase well production and product recovery.

Claims

1. A drill head with a clogging device, comprising a housing, cones mounted on paw trunnions by bearings, washing channels, characterized in that one of the washing channels is made with a hydraulic nozzle, the outlet of which is directed with respect to the axis of the drill head at an angle of 90 ^o C into the borehole wall to the place where the drill head at the bottom of the well forms a bore of the nominal diameter of the drill bit.

2. The head according to claim 1, characterized in that the nominal diameter of the drill head is 190.5 mm