RU2135730C1 - Process of borehole drilling - Google Patents
Process of borehole drilling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2135730C1 RU2135730C1 RU97101542A RU97101542A RU2135730C1 RU 2135730 C1 RU2135730 C1 RU 2135730C1 RU 97101542 A RU97101542 A RU 97101542A RU 97101542 A RU97101542 A RU 97101542A RU 2135730 C1 RU2135730 C1 RU 2135730C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- drilling
- drill
- drill string
- column
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения скважины и может быть использовано при проходке вертикальных и наклонных скважин. The invention relates to the field of well drilling and can be used for sinking vertical and deviated wells.
Известен способ бурения скважины (Митчел Р.Ф., Аллен М.Б. "Исследование поперечных вибраций тяжелого низа бурильных колонн", World Oil, 1985, N 4, с. 101), включающий решение системы линейных уравнений в выбранном диапазоне частот, приведенное к виду
([K]+[M]ω2){u} = {f},
где K - матрица жесткости;
M - матрица массы;
ω - частота изменения сил и решения;
u - величина вектора перемещения;
f - величина силы,
определение критической резонансной частоты вращения бурильной колонны и вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот.A well-known method of drilling a well (Mitchell RF, Allen MB "Study of transverse vibrations of the heavy bottom of the drill string", World Oil, 1985,
([K] + [M] ω 2 ) {u} = {f},
where K is the stiffness matrix;
M is the mass matrix;
ω is the frequency of changes in forces and solutions;
u is the magnitude of the displacement vector;
f is the magnitude of the force
determination of the critical resonant rotational speed of the drill string and the rotation of the rock cutting tool relative to the bottom of the well in the region of non-resonant frequencies.
Совпадают с существенными признаками заявляемого способа вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот. Известен способ бурения скважины (а.с. N 1441047, E 21 B 7/00), выбранный в качестве прототипа, включающий вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот, причем частота вращения в системе долото - забойный двигатель - бурильная колонна определяется из соотношения
где n - частота вращения ротора, при которой подавляются резонансные явления в бурильной колонне и достигается максимум механической скорости проходки, 1/с;
ω - собственная частота вращения вала забойного двигателя, 1/с;
k - количество шарошек в долоте;
b = 2km - гармонический коэффициент, где m - номер гармоники.Coincide with the essential features of the proposed method, the rotation of the rock cutting tool relative to the bottom of the well in the field of non-resonant frequencies. A known method of drilling a well (a.s. N 1441047, E 21 B 7/00), selected as a prototype, comprising rotating a rock cutting tool relative to the bottom of the well in the region of non-resonant frequencies, the rotational speed in the bit-downhole motor-drill string system being determined from the relation
where n is the rotor speed at which the resonance phenomena in the drill string are suppressed and the maximum mechanical penetration speed is reached, 1 / s;
ω is the natural frequency of rotation of the shaft of the downhole motor, 1 / s;
k is the number of cones in the bit;
b = 2k m is the harmonic coefficient, where m is the number of harmonics.
Использование известного способа недостаточно эффективно снижает амплитуду поперечных колебаний, т.к. полученная экспериментально зависимость антирезононсной частоты в прототипе имеет большую погрешность, обусловленную незначительным количеством учитываемых при этом параметров процесса бурения, влияющих на точность определения искомой частоты вращения ротора. Например, не учтены: осевая сила на породоразрушающий инструмент, вес бурильной колонны, зенитный угол скважины и плотность бурового раствора. Using the known method does not effectively reduce the amplitude of transverse vibrations, because the experimentally obtained dependence of the antiresonance frequency in the prototype has a large error due to the insignificant number of drilling process parameters taken into account, which affect the accuracy of determining the desired rotor speed. For example, they did not take into account: the axial force on the rock cutting tool, the weight of the drill string, the zenith angle of the well, and the density of the drilling fluid.
Поставлена задача усовершенствования способа бурения скважины, в котором путем оптимизации параметров процесса бурения, включающих осевую силу на породоразрушающий инструмент и частоту вращения породоразрушающего инструмента, обеспечивается повышение эффективности снижения амплитуды поперечных колебаний низа бурильной колонны и за счет этого увеличение скорости проходки скважины. The task is to improve the method of drilling a well, in which by optimizing the parameters of the drilling process, including the axial force on the rock cutting tool and the rotational speed of the rock cutting tool, it is possible to increase the efficiency of reducing the amplitude of transverse vibrations of the bottom of the drill string and thereby increase the rate of well penetration.
Эта задача решается тем, что в способе бурения скважины, включающем вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот, согласно изобретению осевую силу на породоразрушающий инструмент фиксируют, например, установкой утяжеленных бурильных труб, частоту вращения породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины определяют из решения линейного дифференциального уравнения четвертого порядка
где E - модуль Юнга, Н/м2;
I(x) - осевой момент инерции сечения бурильных труб, м4;
x - координата, отсчитываемая от нижней точки на компоновке низа бурильной колонны, м;
w - прогиб буровой колонны в сечении с коррдинатой x, м;
P - осевая сила на долоте, Н;
q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м;
α - зенитный угол скважины, град;
ω - частота поперечных колебаний буровой колонны, равная произведению скорости вращения бурового инструмента на число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот с коэффициентом 2π, 1/с;
γ - плотность материала бурильных труб, кг/м3;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м2,
с граничными условиями
где w0 - амплитуда прогиба колонны на забое скважины, м;
в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при
Δ(x) = 0,5(dc-dк),
где dс - диаметр скважины, м;
dк - диаметр колонны в точке касания, м;
в местах расстановки xi центраторов при
δi= 0,5(dc-dц),
где i = 1, 2,..., N;
N - количество центраторов;
dц - диаметр центратора, м;
где j = 1, 2,...k;
xj - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных труб различного диаметра, м;
k - число соединений бурильных труб различного диаметра,
путем варьирования величины ω до значения, при котором поперечная сила на долоте
и угол его наклона
меньше их заданных значений и амплитуда wmax на интервале [xi, xi+1] не превышает отклонения долота w(0) на забое, после чего выполняют коррекцию отклонения направления проходки скважины от предшествующего значения увеличением или уменьшением осевой силы при сохранении азимута проходки.This problem is solved in that in a method of drilling a well, comprising rotating the rock cutting tool relative to the bottom of the well in the region of non-resonant frequencies, according to the invention, the axial force on the rock cutting tool is fixed, for example, by installing weighted drill pipes, the rotational speed of the rock cutting tool relative to the bottom of the well is determined from the linear solution fourth order differential equation
where E is Young's modulus, N / m 2 ;
I (x) - axial moment of inertia of the section of the drill pipe, m 4 ;
x is the coordinate counted from the bottom point on the layout of the bottom of the drill string, m;
w is the deflection of the drill string in cross section with coordinate x, m;
P - axial force on the bit, N;
q (x) is the weight per unit length of the drill string in the drilling fluid, N / m;
α is the zenith angle of the well, deg;
ω is the frequency of transverse vibrations of the drill string, equal to the product of the rotational speed of the drilling tool by the number of perturbations transverse to the layout axis, per revolution with a coefficient of 2π, 1 / s;
γ is the density of the material of the drill pipe, kg / m 3 ;
ρ is the density of the drilling fluid, kg / m 3 ;
S (x) is the cross-sectional area of the column, m 2 ,
with boundary conditions
where w 0 - the amplitude of the deflection of the column at the bottom of the well, m;
at the first point from the bottom of the well touching the column to the wall of the well at
Δ (x) = 0.5 (d c -d k ),
where d with - the diameter of the well, m;
d to - the diameter of the column at the point of contact, m;
in places of arrangement x i of centralizers at
δ i = 0.5 (d c -d c ),
where i = 1, 2, ..., N;
N is the number of centralizers;
d c - centralizer diameter, m;
where j = 1, 2, ... k;
x j is the distance from the bottom of the well to the junction of drill pipes of various diameters, m;
k is the number of connections of drill pipes of various diameters,
by varying the value of ω to a value at which the transverse force on the bit
and its angle
less than their specified values and the amplitude w max in the interval [x i , x i + 1 ] does not exceed the deviation of the bit w (0) at the bottom, and then the deviation of the direction of the penetration from the previous value is corrected by increasing or decreasing the axial force while maintaining the azimuth of penetration .
Совокупность приведенных выше существенных признаков заявляемого способа обеспечивает решение поставленной задачи, повышение эффективности снижения амплитуды поперечных колебаний низа бурильной колонны и за счет этого увеличение скорости проходки скважины. The combination of the above essential features of the proposed method provides a solution to the problem, increasing the efficiency of reducing the amplitude of the transverse vibrations of the bottom of the drill string and thereby increasing the speed of penetration of the well.
На фиг. 1 изображена схематически компоновка низа бурильной колонны. In FIG. 1 is a schematic layout of the bottom of a drill string.
На фиг. 2 изображены графики амплитуд прогибов бурильной колонны. In FIG. 2 shows graphs of the amplitude of the deflections of the drill string.
Осуществление предлагаемого способа поясняется с помощью компоновки низа бурильной колонны, которая включает породоразрушающий инструмент в виде шарошечного долота 1, бурильные трубы 2 и установленные вдоль ее оси N центраторов 3. The implementation of the proposed method is illustrated using the layout of the bottom of the drill string, which includes a rock cutting tool in the form of a
Работа компоновки низа бурильной колонны осуществляется следующим образом. The work of the layout of the bottom of the drill string is as follows.
Компоновку опускают в скважину, подают буровой раствор и приводят во вращение. Число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот в забое трехшарошечного долота n = 3. Решают уравнение, подставляя необходимые данные, пример 2 таблицы, получают частоту поперечных колебаний буровой колонны ω и частоту вращения долота f. Полученные расчетные отношения амплитуды прогибов компоновки низа бурильной колонны w(x) к амплитуде колебаний долота w0 в примере 2, иллюстрирующем предлагаемый способ, показывают, как видно из фиг. 2, что низ бурильной колонны вращается без касания о стенки скважины на расстоянии до 40 м от забоя, кривая 1, а в примере 1, где величина f меньше в 2 раза, процесс бурения осложнен преодолением сил трения на этом участке, кривая 2. При этом первые от забоя экстремумы отклонений w(x)/w0 в примере 1 равны 1; 0,8; 2,5; 2,4, а в примере 2 - 1; 0,8; 0,35; 0,3; 0,04. Коррекцию отклонения направления проходки скважины от предшествующего направления производят в заданных для решения уравнения условиях вариации, контролируя w(x)/w0 ≤ 1 по графику, построенному в соответствии с измененной осевой нагрузкой. В примере 2 такую коррекцию осуществляли в пределах не более 04 кН дополнительной осевой силы.The arrangement is lowered into the well, the drilling fluid is supplied and rotated. The number of perturbations transverse to the layout axis, for one revolution in the face of a three-cone bit, is n = 3. Solve the equation, substituting the necessary data, example 2 of the table, obtain the frequency of transverse vibrations of the drill string ω and the frequency of rotation of the bit f. The obtained calculated ratio of the amplitude of the deflections of the layout of the bottom of the drill string w (x) to the amplitude of the oscillations of the bit w 0 in Example 2, illustrating the proposed method, is shown, as can be seen from FIG. 2, that the bottom of the drill string rotates without touching the borehole wall at a distance of up to 40 m from the bottom,
Примеры 3 и 4 приведены для наклонной скважины, причем первые от забоя экстремумы отношений отклонений w(x)/w0 в примере 3, кривая 3, равны 1; 1; 2,9; 7,3, в примере 4, кривая 4, иллюстрирующем предлагаемый способ, - 1; 0,39; 0,23; 0,21. Коррекцию отклонения направления проходки скважины в примере 4 проводили в пределах не более 0,35 кН дополнительной осевой силы.Examples 3 and 4 are shown for an deviated well, the first extrema from the bottom of the extrema of the deviation relations w (x) / w 0 in Example 3,
Использование предлагаемого способа улучшает подвод энергии на долото, разрушение пород, а также стабилизирует отклоняющую силу на долоте и его угол наклона как при турбинном, так и при роторном бурении скважин. Using the proposed method improves the energy supply to the bit, the destruction of rocks, and also stabilizes the deflecting force on the bit and its angle of inclination both during turbine and rotary drilling of wells.
Скорость проходки повышается при этом в среднем на 12%. The penetration rate is increased by an average of 12%.
Claims (1)
где E - модуль Юнга, Н/м2;
I(х) - осевой момент инерции сечения бурильных труб, м4;
х - координата, отсчитываемая от нижней точки на компоновке низа бурильной колонны, м;
w - прогиб буровой колонны в сечении с координатой х, м;
P - осевая сила на долоте, Н;
q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м;
α - зенитный угол скважины, град;
ω - частота поперечных колебаний буровой колонны, равная произведению скорости вращения бурового инструмента на число возмущений, поперечных оси компоновки, один оборот с коэффициентом 2π, 1/с;
γ - плотность материала бурильных труб, кг/м3;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м2, с граничными условиями
1) при х = 0,
где w0 - амплитуда прогиба колонны на забое скважины;
2) в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при
Δ(x) = 0,5(dc-dк),
где dc - диаметр скважины, м;
dк - диаметр колонны в точке касания, м;
3) в местах расстановки xi центраторов при
δi = 0,5(dc-dц),
где i = 1, 2, ..., N;
N - количество центраторов;
dц - диаметр центратора, м;
4)
где J = 1, 2, ... k;
XJ - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных труб различного диаметра, м;
k - число соединений бурильных труб различного диаметра,
путем варьирования xi до выполнения условий, при которых
Wmax (i) ≤ W(o) и Wmax (i+1) ≤ Wmax (i),
где Wmax (i+1) - максимальное значение амплитуды на интервале [xi, xi+1] при заданных в точке х = 0 значениях поперечной силы
и угла наклона
A method of drilling a well, comprising rotating the rock cutting tool relative to the bottom of the well in the non-resonant frequency region, characterized in that the axial force on the rock cutting tool is fixed, the rotation of the rock cutting tool relative to the bottom of the well is produced with a frequency that is determined from the solution of the fourth-order linear differential equation
where E is Young's modulus, N / m 2 ;
I (x) - axial moment of inertia of the section of the drill pipe, m 4 ;
x is the coordinate measured from the bottom point on the layout of the bottom of the drill string, m;
w is the deflection of the drill string in cross section with the coordinate x, m;
P - axial force on the bit, N;
q (x) is the weight per unit length of the drill string in the drilling fluid, N / m;
α is the zenith angle of the well, deg;
ω is the frequency of transverse vibrations of the drill string, equal to the product of the rotational speed of the drilling tool by the number of perturbations transverse to the layout axis, one revolution with a coefficient of 2π, 1 / s;
γ is the density of the material of the drill pipe, kg / m 3 ;
ρ is the density of the drilling fluid, kg / m 3 ;
S (x) is the cross-sectional area of the column, m 2 , with boundary conditions
1) at x = 0,
where w 0 - the amplitude of the deflection of the column at the bottom of the well;
2) at the first point from the bottom of the well touching the column to the wall of the well at
Δ (x) = 0.5 (d c -d k ),
where d c is the diameter of the well, m;
d to - the diameter of the column at the point of contact, m;
3) in places of arrangement x i of centralizers at
δ i = 0.5 (d c -d c ),
where i = 1, 2, ..., N;
N is the number of centralizers;
d c - centralizer diameter, m;
4)
where J = 1, 2, ... k;
X J is the distance from the bottom of the well to the junction of drill pipes of various diameters, m;
k is the number of connections of drill pipes of various diameters,
by varying x i until the conditions under which
W max (i) ≤ W (o) and W max (i + 1) ≤ W max (i) ,
where W max (i + 1) is the maximum value of the amplitude in the interval [x i , x i + 1 ] for the lateral forces specified at x = 0
and inclination
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97101542A RU2135730C1 (en) | 1997-01-13 | 1997-01-13 | Process of borehole drilling |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97101542A RU2135730C1 (en) | 1997-01-13 | 1997-01-13 | Process of borehole drilling |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU97101542A RU97101542A (en) | 1999-03-20 |
RU2135730C1 true RU2135730C1 (en) | 1999-08-27 |
Family
ID=20189543
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97101542A RU2135730C1 (en) | 1997-01-13 | 1997-01-13 | Process of borehole drilling |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2135730C1 (en) |
-
1997
- 1997-01-13 RU RU97101542A patent/RU2135730C1/en active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10378282B2 (en) | Dynamic friction drill string oscillation systems and methods | |
US8727036B2 (en) | System and method for drilling | |
US4465147A (en) | Method and means for controlling the course of a bore hole | |
US10995556B2 (en) | Drill bits with stick-slip resistance | |
AU756032B2 (en) | Improved steerable drilling system and method | |
US8757294B2 (en) | System and method for controlling a drilling system for drilling a borehole in an earth formation | |
US20120048621A1 (en) | Method and apparatus for applying vibrations during borehole operations | |
US7341116B2 (en) | Drilling efficiency through beneficial management of rock stress levels via controlled oscillations of subterranean cutting elements | |
US20160237802A1 (en) | Drill Pipe Oscillation Regime and Torque Controller for Slide Drilling | |
US10017997B2 (en) | Resonance-tuned drill string components | |
Warren et al. | Torsional resonance of drill collars with PDC bits in hard rock | |
CN111255432B (en) | Downhole drilling device and control method thereof | |
US5507353A (en) | Method and system for controlling the rotary speed stability of a drill bit | |
US20190169935A1 (en) | Course holding method and apparatus for rotary mode steerable motor drilling | |
Huang et al. | Vibration failure and anti-vibration analysis of an annular-grooved PDC bit | |
Dvoynikov et al. | Development of mathematical model for controlling drilling parameters with screw downhole motor | |
RU2135730C1 (en) | Process of borehole drilling | |
Dareing | Vibrations increase available power at the bit | |
Zaynagalina | On the determination of design and geometric parameters of a upper bit slurry grinder | |
RU2357063C2 (en) | Gerotor hydraulic engine | |
RU2016193C1 (en) | Method of drilling control | |
RU2135731C1 (en) | Arrangement of lower part of drilling string | |
RU2047723C1 (en) | Directed slant drilling method | |
CN106609657A (en) | Drilling tool assembly and method for well drilling with same | |
WO2022086337A1 (en) | Improvements relating to drill strings |