RU2133323C1 - Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock - Google Patents

Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock Download PDF

Info

Publication number
RU2133323C1
RU2133323C1 RU97112232A RU97112232A RU2133323C1 RU 2133323 C1 RU2133323 C1 RU 2133323C1 RU 97112232 A RU97112232 A RU 97112232A RU 97112232 A RU97112232 A RU 97112232A RU 2133323 C1 RU2133323 C1 RU 2133323C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wellbore
curvature
guide rod
bore
diameter
Prior art date
Application number
RU97112232A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU97112232A (en
Inventor
В.Д. Поташников
Н.В. Шенгур
Original Assignee
Научно-производственная компания "Техника и организация бурения скважин" (НПК ТОБУС)
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Научно-производственная компания "Техника и организация бурения скважин" (НПК ТОБУС) filed Critical Научно-производственная компания "Техника и организация бурения скважин" (НПК ТОБУС)
Priority to RU97112232A priority Critical patent/RU2133323C1/en
Publication of RU97112232A publication Critical patent/RU97112232A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2133323C1 publication Critical patent/RU2133323C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: bore-hole drilling technology. SUBSTANCE: method can be used in rotary drilling for directed deviation of bore-holes of wells being drilled or for side tracking of second bore-holes at reconstruction of idle wells. Method for deviation of well bore-hole is aimed at increasing drilling efficiency by way of reducing maximal radius of deviation of well bore-hole by using pivoted whipstock. According to method, relation for calculation of minimal radius R of deviation is as follows: R = L2/4(Dh-d), where L - length of guiding rod, m; Dh - diameter of bore-hole, m; d - diameter of guiding rod, m. Basing on given values of R and Dh, determined are parameters of guiding rod in pivoted whipstock. EFFECT: higher efficiency. 2 dwg

Description

Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано в роторном бурении для направленного искривления стволов бурящихся скважин или для зарезки вторых стволов при восстановлении бездействующих скважин. The invention relates to drilling equipment and can be used in rotary drilling for directional curvature of trunks of wells being drilled or for killing second trunks when restoring idle wells.

Известен способ искривления ствола скважины шарнирным отклонителем, при котором радиус искривления ствола скважины задают параметрами отклонителя [1]. A known method of curving a wellbore with a swivel diverter, in which the radius of curvature of the wellbore is set by the parameters of the diverter [1].

Данный способ искривления осуществим только в плоскости естественного искривления ствола скважины. This method of curvature is feasible only in the plane of natural curvature of the wellbore.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому эффекту является способ искривления ствола скважины шарнирным отклонителем, при котором плоскость действия отклонителя фиксируют в определенном положении при помощи децентратора с упругими опорными планками, на долоте, установленном на нижнем конце направляющей штанги отклонителя, создают отклоняющее усилие, а минимальный радиус искривления ствола скважины определяют параметрами отклонителя с учетом фактического диаметра последней [2]. The closest to the proposed technical essence and the achieved effect is a method of bending the borehole with a swivel deflector, in which the plane of action of the deflector is fixed in a certain position using a decentralizer with elastic support strips, creating a deflecting force on the bit installed on the lower end of the guide rod of the deflector, and the minimum radius of curvature of the wellbore is determined by the parameters of the diverter, taking into account the actual diameter of the latter [2].

Однако данный способ искривления ствола скважины не позволяет получить минимальный для выбранного долота и геометрических параметров отклонителя радиус искривления, т.к. интенсивность искривления ствола ограничена конструктивными особенностями отклонителя и его геометрическими параметрами, которые существенно зависят от диаметра бурящейся скважины. However, this method of bending the wellbore does not allow to obtain the minimum radius of curvature for the selected bit and geometrical parameters of the diverter, because the intensity of the curvature of the barrel is limited by the design features of the deflector and its geometric parameters, which significantly depend on the diameter of the well being drilled.

Предложенное техническое решение направлено на снижение минимального радиуса искривления ствола скважины шарнирным отклонителем. The proposed solution is aimed at reducing the minimum radius of curvature of the wellbore with a swivel diverter.

Для этого в способе искривления ствола скважины шарнирным отклонителем, при котором плоскость действия отклонителя фиксируют в определенном положении при помощи децентратора с опорными планками, на долоте, установленном на нижнем конце направляющей штанги отклонителя, создают отклоняющее усилие, а минимальный радиус искривления ствола скважины задают параметрами отклонителя с учетом фактического диаметра последней, верхний конец направляющей штанги центрируют в стволе скважины посредством центратора с упругими планками, отклоняющее усилие создают на направляющей штанге упругими силами опорных планок установленного над долотом децентратора, ориентируют опорные планки в направлении, противоположном заданному направлению искривления ствола скважины, а минимальный радиус R искривления ствола определяют из соотношения
R = L2/4(Dс - d),
где L - длина направляющей штанги, м;
Dс - диаметр ствола скважины, м;
d - диаметр направляющей штанги в опорном сечении, м.To do this, in the method of bending the wellbore with a swivel deflector, in which the plane of action of the deflector is fixed in a certain position with the help of a decentralizer with support bars, a deflecting force is created on the bit installed on the lower end of the guide rod of the deflector, and the minimum radius of curvature of the wellbore is set by the parameters of the deflector taking into account the actual diameter of the latter, the upper end of the guide rod is centered in the wellbore by a centralizer with elastic straps, deflecting its force is created on the guide rod by the elastic forces of the support strips installed above the decentralizer bit, the support strips are oriented in the opposite direction to the specified direction of the borehole curvature, and the minimum bore radius R is determined from the relation
R = L 2/4 (D c - d),
where L is the length of the guide rod, m;
D with - the diameter of the wellbore, m;
d is the diameter of the guide rod in the reference section, m

Известно, что радиус искривления ствола скважины шарнирным отклонителем определяют: фактический диаметр скважины, конструкция и геометрические параметры отклонителя. Однако последние имеют вполне определенные предельные значения, ограниченные конструктивными особенностями и размерами отклонителя для выбранного диаметра скважины. It is known that the radius of curvature of the wellbore with a swivel deflector determines: the actual diameter of the well, design and geometrical parameters of the deflector. However, the latter have well-defined limiting values, limited by design features and diverter sizes for the selected well diameter.

Минимальный радиус искривления ствола известным способом определяется диаметром скважины и определенной зависимостью упомянутых параметров. The minimum radius of curvature of the barrel in a known manner is determined by the diameter of the well and a certain dependence of the above parameters.

Предложенное техническое решение позволяет качественно уменьшить значение минимального радиуса искривления ствола скважины. Данный технический эффект достигается путем центрирования и изменения воздействия на долото упругими силами опорных планок децентратора, которые в заявленном способе действуют непосредственно на долото, а не через промежуточную опору-центратор, как в известном способе. The proposed technical solution allows to qualitatively reduce the value of the minimum radius of curvature of the wellbore. This technical effect is achieved by centering and changing the impact on the bit by the elastic forces of the decentralizer support strips, which in the claimed method act directly on the bit, and not through the intermediate centralizer support, as in the known method.

Благодаря заявляемым отличительным признаком обеспечивается такое расположение направляющей штанги в искривленном стволе, при котором ограничивающий искривление контакт со стенкой ствола происходит в средней части направляющей штанги по минимальному опорному диаметру последней. Thanks to the claimed distinguishing feature, such an arrangement of the guide rod in the curved barrel is provided in which the contact with the barrel wall limiting curvature occurs in the middle part of the guide rod according to the minimum supporting diameter of the latter.

Это приводит к существенному уменьшению минимального радиуса искривления ствола скважины при одинаковых диаметре скважины и длине направляющей штанги отклонителя. This leads to a significant decrease in the minimum radius of curvature of the wellbore with the same diameter of the well and the length of the guide rod of the deflector.

Расчетная зависимость, определяющая минимальный радиус искривления ствола, получена исходя из условий вписываемости направляющей штанги шарнирного отклонителя в искривленный ствол скважины. The calculated dependence determining the minimum radius of curvature of the wellbore was obtained based on the conditions of fitting the guide rod of the articulated deflector into the curved wellbore.

Таким образом, обеспечивается существенное уменьшение радиуса искривления ствола скважины. С достаточной точностью можно принять, что предложенная зависимость дает радиус искривленного ствола в 4 раза меньший, чем для известного способа искривления скважин шарнирным отклонителем. Thus, a significant reduction in the radius of curvature of the wellbore is provided. With sufficient accuracy, it can be accepted that the proposed dependence gives the radius of the curved trunk 4 times smaller than for the known method of curving wells with a swivel diverter.

На фиг. 1 изображено искривление ствола скважины шарнирным отклонителем; на фиг. 2 - разрез А-А на фиг. 1. In FIG. 1 shows a borehole bore with an articulated diverter; in FIG. 2 is a section AA in FIG. 1.

Для реализации способа искривления ствола скважины можно использовать шарнирный отклонитель (см. фиг. 1), содержащий направляющую штангу, включающую долото 1 и децентратор 2, шарнирную муфту 3 и центратор 4. To implement the method of curving the wellbore, you can use a hinged diverter (see Fig. 1) containing a guide rod, including a bit 1 and a decentrator 2, an articulated sleeve 3 and a centralizer 4.

Децентратор 2 содержит ствол 5, на котором закреплено долото 1, каркас 6 с двумя опорными планками 7, установленный на стволе 5 с возможностью вращения и ограниченного осевого смещения, и осевую опору 8, установленную на стволе 5 со стороны верхнего торца каркаса 6. На нижнем торце каркаса 6 выполнен торцовый зуб 9, а на кольцевом выступе ствола 5 - ответный паз 10. Decentrator 2 includes a barrel 5, on which a bit 1 is fixed, a frame 6 with two support strips 7 mounted on the barrel 5 with rotation and limited axial displacement, and an axial support 8 mounted on the barrel 5 from the side of the upper end of the frame 6. At the lower the end face of the frame 6 is made of the end tooth 9, and on the annular protrusion of the barrel 5 - the response groove 10.

Центратор 4 содержит ствол 11, на котором установлен с возможностью вращения и ограниченного осевого смещения каркас 12, имеющий упругие опорные планки 13, центрирующие его ось в стволе скважины. Со стороны верхнего торца каркаса 12 на стволе 11 установлена осевая опора 14. The centralizer 4 includes a barrel 11, on which the frame 12 is mounted with the possibility of rotation and limited axial displacement, having elastic support strips 13 that center its axis in the wellbore. From the upper end of the frame 12 on the barrel 11 is installed axial support 14.

Шарнирная муфта 3 соединяет направляющую штангу (ствол 5 децентратора) и ствол 11 центратора. The hinge clutch 3 connects the guide rod (barrel 5 of the decentralizer) and the barrel 11 of the centralizer.

Плоскость действия отклонителя задают положением опорных планок 7 децентратора 2 (см. фиг. 2). Ее положение в скважине определяют с помощью забойного инклинометра (не показан), помещаемого диамагнитную трубу 15? и специального переводника 16 с магнитной меткой. The plane of action of the deflector is set by the position of the support strips 7 of the decentralizer 2 (see Fig. 2). Its position in the well is determined using a downhole inclinometer (not shown), placed diamagnetic pipe 15? and a special sub 16 with a magnetic label.

Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.

Минимальный радиус R искривления ствола определяют из соотношения
R = L2/4(Dс - d),
где L - длина направляющей штанги, м;
Dс - диаметр ствола скважины, м;
d - диаметр направляющей штанги в опорном сечении, м.The minimum radius R of curvature of the barrel is determined from the ratio
R = L 2/4 (D c - d),
where L is the length of the guide rod, m;
D with - the diameter of the wellbore, m;
d is the diameter of the guide rod in the reference section, m

Исходя из заданных диаметра Dс ствола скважины и радиуса R ее искривления, подбирают параметры направляющей штанги шарнирного отклонителя и собирают компоновку согласно фиг. 1.Based on the given diameter D from the wellbore and radius R of its curvature, the parameters of the guide rod of the articulated deflector are selected and the layout according to FIG. 1.

Для искривления ствола скважины отклонитель опускают на забой скважины. Затем приподнимают отклонитель с одновременным вращением инструмента вправо ротором буровой установки. При этом, каркас 6 децентратора 2 заторможен опорными планками 7, взаимодействующими со стенками скважины, а ствол 5 перемещается в опорах каркаса 6. В результате, паз 10 ствола 5 децентратора 2 входит в зацепление с зубом 9 его каркаса 6 и происходит поворот опорных планок 7 (см. фиг. 2), до совмещения плоскости действия отклонителя с заданным направлением искривления ствола скважины. Каркас 6 децентратора 2 ориентируют таким образом, чтобы его опорные планки 7 были расположены в направлении противоположном заданному направлению искривления ствола скважины. To bend the wellbore, the diverter is lowered to the bottom of the well. Then the deflector is lifted while the tool is rotated to the right by the rotor of the rig. In this case, the frame 6 of the decentralizer 2 is inhibited by the support strips 7, interacting with the walls of the well, and the barrel 5 moves in the supports of the frame 6. As a result, the groove 10 of the barrel 5 of the decentralizer 2 engages with the tooth 9 of its frame 6 and the support strips 7 rotate (see Fig. 2), before combining the plane of action of the diverter with a given direction of curvature of the wellbore. The frame 6 of the decentralizer 2 is oriented so that its support strips 7 are located in the direction opposite to the specified direction of the curvature of the wellbore.

Фиксацию плоскости искривления ствола скважины обеспечивают путем постановки долота 1 на забой скважины. При этом каркас 6 заторможен о стенки скважины, а ствол 5 выдвигается из каркаса 6, поэтому зуб 9 каркаса 6 выходит из зацепления с пазом 10, разрывая силовое взаимодействие ствола 4 и каркаса 6. Таким образом, при вращении ствола 5 децентратора 2 (процесс бурения), угловое положение опорных планок 7 каркаса 6 будет оставаться неизменным за счет существенного превышения момента сил трения последних со стенками скважины над моментом сил трения ствола 5 в опорах каркаса 6. The fixation of the curvature plane of the wellbore is ensured by setting the bit 1 at the bottom of the well. In this case, the frame 6 is inhibited against the borehole wall, and the barrel 5 extends from the frame 6, so the tooth 9 of the frame 6 disengages from the groove 10, breaking the force interaction of the barrel 4 and the frame 6. Thus, when the barrel 5 of the decentralizer 2 rotates (the drilling process ), the angular position of the support strips 7 of the frame 6 will remain unchanged due to a significant excess of the moment of friction forces of the latter with the walls of the well over the moment of friction forces of the barrel 5 in the supports of the frame 6.

Отклоняющее усилие на долоте 1, обеспечивающее искривление ствола скважины, создают силы упругой деформации опорных планок 7 каркаса 6 децентратора 2, расположенного на направляющей штанге. Величина этого усилия определяется жесткостью, опорных планок 7 каркаса 6 и величиной деформации последних, которые в свободном состоянии имеют наружный габаритный диаметр, превышающий диаметра Dс долота 1.The deflecting force on the bit 1, which ensures the curvature of the wellbore, creates elastic deformation forces of the support strips 7 of the frame 6 of the decentralizer 2 located on the guide rod. The magnitude of this effort is determined by the rigidity of the support strips 7 of the frame 6 and the magnitude of the deformation of the latter, which in the free state have an external overall diameter exceeding the diameter D from bit 1.

В период искривления ствола скважины отклоняющее усилие на долоте 1 обеспечивают опорные планки 7 каркаса 6 децентратора 2, благодаря чему формируется искривленный участок ствола. При этом центрирование верхнего конца направляющей штанги, несущей децентатор 2, обеспечивает центратор 4. Затем происходит касание направляющей штангой внутренней стенки искривленного ствола, в зоне минимального диаметра d направляющей штанги (см. рис. 1), что ограничивает величины радиуса R искривления ствола скважины. При дальнейшем углублении ствола скважины, опорные планки 7 обеспечивают постоянный контакт направляющей штанги со стенкой искривленного ствола. Таким образом, в процессе дальнейшего углубления ствола скважины обеспечивается искривление ствола скважины по постоянному по величине минимальному радиусу R. During the curvature of the wellbore, the deflecting force on the bit 1 is provided by the support bars 7 of the frame 6 of the decentralizer 2, due to which a curved section of the wellbore is formed. In this case, the centering of the upper end of the guide rod supporting the decenter 2 is provided by the centralizer 4. Then, the guide rod touches the inner wall of the curved shaft in the zone of the minimum diameter d of the guide rod (see Fig. 1), which limits the radius R of the curvature of the wellbore. With further deepening of the wellbore, the support bars 7 provide constant contact of the guide rod with the wall of the curved barrel. Thus, in the process of further deepening of the wellbore, curvature of the wellbore is ensured along a constant minimum radius R.

Источники информации:
1. Поташников В.Д. Бурение наклонно-направленных скважин с применением шарнирных компоновок, М., ВНИИОЭНГ, 1988, с. 33, рис. 8.3.Sources of information:
1. Potashnikov V.D. Drilling directional wells using articulated arrangements, M., VNIIOENG, 1988, p. 33, fig. 8.3.

2. RU, патент N 2055974, кл. E 21 B 7/08, 1993. 2. RU, patent N 2055974, class. E 21 B 7/08, 1993.

Claims (1)

Способ искривления ствола скважины шарнирным отклонителем, при котором плоскость действия отклонителя фиксируют в определенном положении при помощи децентратора с опорными планками, на долоте, установленном на нижнем конце направляющей штанги отклонителя, создают отклоняющее усилие, а минимальный радиус искривления ствола скважины задают параметрами отклонителя с учетом фактического диаметра последней, отличающийся тем, что верхний конец направляющей штанги центрируют в стволе скважины посредством центратора с упругими планками, отклоняющее усилие создают на направляющей штанге упругими силами опорных планок установленного над долотом децентратора, ориентируют опорные планки в направлении, противоположном заданному направлению искривления ствола скважины, а минимальный радиус R искривления ствола определяют из соотношения
R = L2/4(Dc - d),
где L - длина направляющей штанги, м;
Dc - диаметр ствола скважины, м;
d - диаметр направляющей штанги в опорном сечении, м.A method for bending a wellbore with a swivel deflector, in which the plane of action of the deflector is fixed in a certain position using a decentralizer with support strips, creates a deflecting force on the bit installed on the lower end of the guide rod of the deflector, and the minimum radius of curvature of the wellbore is set with the parameters of the deflector, taking into account the actual the diameter of the latter, characterized in that the upper end of the guide rod is centered in the wellbore by means of a centralizer with elastic straps, tklonyayuschee force created on the guide rail by elastic forces of support brackets mounted above the bit detsentratora orient the support rails in the direction opposite to the predetermined direction of curvature of the wellbore, and the minimum radius of curvature R of the barrel is determined from the relation
R = L 2/4 (D c - d),
where L is the length of the guide rod, m;
D c - borehole diameter, m;
d is the diameter of the guide rod in the reference section, m
RU97112232A 1997-07-16 1997-07-16 Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock RU2133323C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97112232A RU2133323C1 (en) 1997-07-16 1997-07-16 Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97112232A RU2133323C1 (en) 1997-07-16 1997-07-16 Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU97112232A RU97112232A (en) 1999-05-27
RU2133323C1 true RU2133323C1 (en) 1999-07-20

Family

ID=20195384

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU97112232A RU2133323C1 (en) 1997-07-16 1997-07-16 Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2133323C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2448231C1 (en) * 2010-11-03 2012-04-20 Вигдор Соломонович Будянский Controlled drilling layout
CN115030688A (en) * 2022-07-20 2022-09-09 中煤邯郸特殊凿井有限公司 Construction process for repairing S-shaped directional freezing drilling hole on well wall

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2448231C1 (en) * 2010-11-03 2012-04-20 Вигдор Соломонович Будянский Controlled drilling layout
CN115030688A (en) * 2022-07-20 2022-09-09 中煤邯郸特殊凿井有限公司 Construction process for repairing S-shaped directional freezing drilling hole on well wall
CN115030688B (en) * 2022-07-20 2024-03-19 中煤邯郸特殊凿井有限公司 S-shaped directional freezing drilling construction process for well wall repair

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5394950A (en) Method of drilling multiple radial wells using multiple string downhole orientation
RU2126482C1 (en) System and rotary bit for drilling in curvilinear route
CA2081806A1 (en) Apparatus for drilling a curved subterranean borehole
US4397360A (en) Method for forming drain holes from a cased well
US6796390B1 (en) Method and device for moving a tube in a borehole in the ground
US6516892B2 (en) Method and apparatus for coiled tubing operations
RU92004333A (en) DEVICE FOR DRILLING CURVED UNDERGROUND WELLS
RU2118440C1 (en) Deflecting device for drilling
US5099931A (en) Method and apparatus for optional straight hole drilling or directional drilling in earth formations
RU2149248C1 (en) Method and device for drilling of bore-hole
US5042597A (en) Horizontal drilling method and apparatus
CA1086295A (en) Arrangement for guiding a bore-crown or bit along a given path
US5484021A (en) Method and apparatus for forming a window in a subsurface well conduit
CA2445085A1 (en) Method of drilling an ultra-short radius borehole
US4828053A (en) Deviated wellbore drilling system and apparatus
RU2133323C1 (en) Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock
WO1996005402A1 (en) Direction controllable subsurface borehole tool
US6135215A (en) Tool string apparatus for lateral borehole formation
CA2324705C (en) Dual cutting mill
GB2143879A (en) Method and apparatus for directional drilling in underground rock formations
RU2055974C1 (en) Knuckle joint
WO1994028280A1 (en) Method of drilling multiple radial wells using multiple string downhole orientation
RU2057886C1 (en) Articulated deflecting tool
RU2082862C1 (en) Spindle-section of deflecting turbodrill
GB2316427A (en) Intermediate radius steerable tool