RU2291267C1 - Assembly of lower section of drilling column - Google Patents

Assembly of lower section of drilling column Download PDF

Info

Publication number
RU2291267C1
RU2291267C1 RU2005117762/03A RU2005117762A RU2291267C1 RU 2291267 C1 RU2291267 C1 RU 2291267C1 RU 2005117762/03 A RU2005117762/03 A RU 2005117762/03A RU 2005117762 A RU2005117762 A RU 2005117762A RU 2291267 C1 RU2291267 C1 RU 2291267C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
calibrator
diameter
bit
working surface
drilling
Prior art date
Application number
RU2005117762/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Евгений Глебович Гречин (RU)
Евгений Глебович Гречин
Василий Павлович Овчинников (RU)
Василий Павлович Овчинников
Константин Евгеньевич Панов (RU)
Константин Евгеньевич Панов
Сергей Геннадьевич Атрасьев (RU)
Сергей Геннадьевич Атрасьев
Original Assignee
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет"
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 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" filed Critical Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет"
Priority to RU2005117762/03A priority Critical patent/RU2291267C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2291267C1 publication Critical patent/RU2291267C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: drilling, namely, devices for driving inclined wells by turbine method.
SUBSTANCE: assembly of lower section of drilling column contains bit 1 with diameter DD, calibrator 2, with diameter DK, mounted on the shaft 3 of face engine, and localizer 4, having diameter DC, mounted on the body of face engine 5. Diameter of calibrator is determined from formula DK≤DC+L2(DD-DC)/(L1+L2), where L1 - distance from the end of bit to most remote point of working surface of calibrator, while L2 - distance between most remote point of working surface of calibrator and closest point of working surface of localizer.
EFFECT: improved technical and economic characteristics of drilling due to provision of stable operation of bit, increased durability of bits and face engines.
2 dwg

Description

Изобретение относится к бурению, а именно к устройствам для проводки наклонно направленных скважин турбинным способом.The invention relates to drilling, and in particular to devices for drilling directional wells in a turbine manner.

Известны компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК), включающие долото диаметром DD, калибратор диаметром DK, устанавливаемые на валу забойного двигателя, и центратор, имеющий диаметр DC, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя [1, 2, 3].Known layout of the lower part of the drill string (BHA), including a bit with a diameter of DD, a calibrator with a diameter of DK mounted on the shaft of the downhole motor, and a centralizer having a diameter of DC mounted on the body of the downhole motor [1, 2, 3].

Калибратор предназначен для калибрования стенки скважины, а центратор - для создания на долоте отклоняющей силы такой величины, которая требуется для стабилизации зенитного угла (угла наклона скважины) или в соответствующих случаях его изменения с требуемой интенсивностью. На практике широко используются калибраторы, диаметр которых DK равен или близок к диаметру долота DD. Неизбежным результатом применения калибратора с указанными размерами является то, что калибратор становится опорным элементом, а центратор перестает взаимодействовать со стенкой скважины; между ним и стенкой скважины образуется зазор. Этот зазор еще более увеличивается при одновременном фрезеровании долотом верхней стенки скважины и разработке калибратором нижней стенки, приводящих к образованию овальной формы сечения скважины.The calibrator is designed to calibrate the borehole wall, and the centralizer is used to create a deflecting force on the bit that is necessary to stabilize the zenith angle (angle of inclination of the well) or, if necessary, change it with the required intensity. In practice, calibrators are widely used whose diameter DK is equal to or close to the diameter of the bit DD. The inevitable result of using a calibrator with the indicated dimensions is that the calibrator becomes a supporting element, and the centralizer ceases to interact with the well wall; a gap is formed between it and the borehole wall. This gap is further increased while milling with the chisel of the upper wall of the well and the development of the lower wall by the calibrator, leading to the formation of an oval section of the well.

Близкое расположение калибратора, выполняющего функцию центратора, приводит к нестабильной работе компоновки: может быть получен рост, стабилизация (ненадежная) и падение зенитного угла скважины с интенсивностью, изменяющейся в процессе бурения. Это подтверждается многочисленными промысловыми данными. Нестабильность работы компоновки при работе калибратора в качестве опорного элемента отмечена в работе [2, с.82-83], где указывается, что калибратор не должен выполнять функцию опорного элемента. И, тем не менее, эти же авторы рекомендуют в компоновке с долотом 215,9 мм устанавливать калибратор диаметром 215,9 мм ([3], табл.10 на стр.80), а он при таком диаметре не может не являться опорным элементом компоновки.The proximity of the calibrator, which performs the function of a centralizer, leads to unstable operation of the layout: growth, stabilization (unreliable) and a decrease in the zenith angle of the well with an intensity that varies during drilling can be obtained. This is confirmed by numerous fishing data. The instability of the layout during the operation of the calibrator as a reference element is noted in [2, pp. 82-83], which indicates that the calibrator should not perform the function of the reference element. Nevertheless, these same authors recommend installing a calibrator with a diameter of 215.9 mm in the layout with a 215.9 mm bit ([3], Table 10 on page 80), and with this diameter it cannot but be a supporting element layouts.

Теоретические расчеты дают при близком расположении калибратора неустойчивое решение с нереально высокими значениями отклоняющей силы. Практически это означает, что происходит быстрая разработка верхней стенки скважины, и долото вместе с калибратором переходят в режим разработки ее нижней стенки. В зависимости от сочетания многочисленных факторов соотношение фаз разработки верхней и нижней стенок может быть различным, а в результате работа компоновки становится нестабильной.Theoretical calculations give an unstable solution with unrealistically high values of the deflecting force when the calibrator is located close to it. In practice, this means that there is a rapid development of the upper wall of the well, and the bit together with the calibrator go into the development mode of its lower wall. Depending on the combination of numerous factors, the ratio of the phases of development of the upper and lower walls may be different, and as a result, the layout becomes unstable.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка компоновки низа бурильной колонны, обеспечивающей нормальную работу центратора и исключающей возможность работы калибратора в качестве опорного элемента.The problem to which the invention is directed, is to develop a layout of the bottom of the drill string, ensuring the normal operation of the centralizer and excluding the possibility of the calibrator working as a support element.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в улучшении технико-экономических показателей бурения за счет обеспечения стабильной работы долота, в повышении стойкости долот и забойных двигателей.When carrying out the invention, the task is solved by achieving a technical result, which consists in improving the technical and economic performance of drilling by ensuring the stable operation of the bit, in increasing the durability of the bits and downhole motors.

Указанный технический результат достигается тем, что компоновка низа бурильной колонны содержит долото, калибратор, устанавливаемые на валу забойного двигателя, и центратор, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя, при этом диаметр указанного калибратора определен по формуле:The specified technical result is achieved by the fact that the layout of the bottom of the drill string contains a bit, a calibrator mounted on the shaft of the downhole motor, and a centralizer mounted on the body of the downhole motor, while the diameter of the specified calibrator is determined by the formula:

Figure 00000002
Figure 00000002

DK, DB, DD - диаметры соответственно калибратора, центратора, долота; L1 - расстояние от торца долота до наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора, L2 - расстояние между наиболее удаленной точкой рабочей поверхности калибратора и ближайшей точкой рабочей поверхности центратора.DK, DB, DD - the diameters of the calibrator, centralizer, bit, respectively; L 1 is the distance from the end of the bit to the farthest point on the working surface of the calibrator, L 2 is the distance between the farthest point on the working surface of the calibrator and the nearest point on the working surface of the centralizer.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена КНБК, на фиг.2 - график стабилизации зенитного угла для различных диаметров калибратора.The invention is illustrated by drawings, where in figure 1 presents BHA, figure 2 is a graph of stabilization of the zenith angle for various diameters of the calibrator.

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) содержит долото 1 диаметром DD, калибратор 2 диаметром DK, устанавливаемые на валу 3 забойного двигателя, и центратор 4, имеющий диаметр DC, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя 5.The bottom hole assembly (BHA) contains a bit 1 with a diameter of DD, a calibrator 2 with a diameter of DK mounted on the shaft 3 of the downhole motor, and a centralizer 4 having a diameter DC installed on the body of the downhole motor 5.

Для обеспечения нормальной работы центратора габариты калибратора не должны выступать за пределы ограничивающего конуса ВСНР (фиг.1). Образующая конуса (ВЕС или FGOH) - линия, соединяющая точку «В» калибрующей части долота 1 (на калибрующем венце шарошки в случае шарошечного долота) и ближайшую точку «С» рабочей поверхности центратора 4. Точка Е - наиболее удаленная от долота 1 точка рабочей поверхности калибратора 2.To ensure normal operation of the centralizer, the dimensions of the calibrator should not protrude beyond the bounding cone of the BCH (Fig. 1). Cone generator (WEIGHT or FGOH) - a line connecting the point "B" of the calibrating part of the bit 1 (on the calibrating crown of the cone in the case of a cone bit) and the nearest point "C" of the working surface of the centralizer 4. Point E - the most distant from the bit 1 point of the working calibrator surface 2.

Удовлетворяющий этому условию диаметр калибратора 2 не должен превышать значение, определяемое по формуле, следующей из схемы (см. фиг.1):Satisfying this condition, the diameter of the calibrator 2 should not exceed the value determined by the formula following from the diagram (see figure 1):

Figure 00000003
Figure 00000003

L1 - расстояние от торца долота до наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора (точка Е);L 1 is the distance from the end of the bit to the most distant point on the working surface of the calibrator (point E);

L2 - расстояние между наиболее удаленной точкой рабочей поверхности калибратора (Е) и ближайшей точкой рабочей поверхности центратора (С).L 2 is the distance between the farthest point on the working surface of the calibrator (E) and the nearest point on the working surface of the centralizer (C).

На фиг.2 приведены промысловые данные применения компоновки, включающей калибратор, диаметр которого определен исходя из заявляемого условия (1):Figure 2 shows the field data for the use of the layout, including the calibrator, the diameter of which is determined based on the claimed conditions (1):

DD=215,9 мм; DK=213 мм; DC=212 мм; L1=L2=0,6 м.DD = 215.9 mm; DK = 213 mm; DC = 212 mm; L 1 = L 2 = 0.6 m

Из фиг.2 видно, что вследствие применения калибратора с диаметром, удовлетворяющим предлагаемому условию (1), получена хорошая стабилизация зенитного угла и высокие технико-экономические показатели бурения.From figure 2 it is seen that due to the use of a calibrator with a diameter that meets the proposed condition (1), a good stabilization of the zenith angle and high technical and economic performance of drilling are obtained.

Компоновка низа бурильной колонны работает следующим образом.The layout of the bottom of the drill string is as follows.

Центратор 4, установленный на корпусе забойного двигателя 3, способствует созданию на долоте 1 отклоняющей силы, обеспечивающей требуемый малоинтенсивный рост зенитного угла или его стабилизацию, что определяется фактическим профилем скважины. Калибратор 2, диаметр которого удовлетворяет условию (1), не являясь опорным элементом, обеспечивает выполнение центратором 4 описанных выше функций.The centralizer 4, mounted on the body of the downhole motor 3, contributes to the creation of a deflecting force on the bit 1, providing the required low-intensity growth of the zenith angle or its stabilization, which is determined by the actual profile of the well. Calibrator 2, the diameter of which satisfies condition (1), while not being a supporting element, ensures that the centralizer 4 performs the functions described above.

Применение предлагаемой компоновки низа бурильной колонны с учетом определения диаметра калибратора позволит: сократить затраты, связанные с отклонением реальных профилей скважин от проектных; улучшить технико-экономические показатели бурения за счет улучшения условий работы долота, повысить стойкость долот и забойных двигателей, использовать изношенные калибраторы и сократить потребность в них за счет уменьшения интенсивности износа и допустимой степени износа.The application of the proposed layout of the bottom of the drill string, taking into account the determination of the diameter of the calibrator, will allow you to: reduce costs associated with the deviation of real well profiles from design; improve technical and economic performance of drilling by improving the working conditions of the bit, increase the stability of bits and downhole motors, use worn calibrators and reduce the need for them by reducing the wear rate and the permissible degree of wear.

Источники информацииInformation sources

1. Бурение наклонных и горизонтальных скважин / А.Г.Калинин, Б.А.Никитин, К.М.Солодкий, Б.З.Султанов. М.: Недра, 1997. - 648 с.1. Drilling of deviated and horizontal wells / A.G. Kalinin, B.A. Nikitin, K.M. Solodky, B.Z. Sultanov. M .: Nedra, 1997 .-- 648 p.

2. Сушон Л.Я., Емельянов П.Е., Муллагалиев Р.Т. Управление искривлением наклонных скважин в Западной Сибири. - М.: Недра, 1988. - 124 с.2. Sushon L.Ya., Emelyanov P.E., Mullagaliev R.T. Management of deviation of deviated wells in Western Siberia. - M .: Nedra, 1988 .-- 124 p.

3. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. РД 39-0148070-6.027-86. - Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 138 с.3. Instructions for drilling deviated wells from well pads at oil fields in Western Siberia. RD 39-0148070-6.027-86. - Tyumen: SibNIINP, 1986. - 138 p.

Claims (1)

Компоновка низа бурильной колонны, содержащая долото, калибратор, устанавливаемые на валу забойного двигателя, и центратор, устанавливаемый на корпусе забойного двигателя, отличающаяся тем, что диаметр указанного калибратора определён по формуле:The layout of the bottom of the drill string containing a bit, a calibrator mounted on the shaft of the downhole motor, and a centralizer mounted on the body of the downhole motor, characterized in that the diameter of the specified calibrator is determined by the formula:
Figure 00000004
Figure 00000004
где DK, DC, DD - диаметры, соответственно калибратора, центратора, долота;where DK, DC, DD are the diameters of the calibrator, centralizer, bit, respectively; L1 - расстояние от торца долота до наиболее удаленной точки рабочей поверхности калибратора;L 1 is the distance from the end of the bit to the most distant point on the working surface of the calibrator; L2 - расстояние между наиболее удаленной точкой рабочей поверхности калибратора и ближайшей точкой рабочей поверхности центратора.L 2 is the distance between the farthest point on the working surface of the calibrator and the nearest point on the working surface of the centralizer.
RU2005117762/03A 2005-06-08 2005-06-08 Assembly of lower section of drilling column RU2291267C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005117762/03A RU2291267C1 (en) 2005-06-08 2005-06-08 Assembly of lower section of drilling column

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2005117762/03A RU2291267C1 (en) 2005-06-08 2005-06-08 Assembly of lower section of drilling column

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2291267C1 true RU2291267C1 (en) 2007-01-10

Family

ID=37761259

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2005117762/03A RU2291267C1 (en) 2005-06-08 2005-06-08 Assembly of lower section of drilling column

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2291267C1 (en)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
КАЛИНИН А.Г. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. - М.: Недра, 1997, с.239-277. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6470977B1 (en) Steerable underreaming bottom hole assembly and method
US9279293B2 (en) Drill bit with extendable gauge pads
RU2537458C2 (en) Drill bit with adjustable cutters
EP2692982A2 (en) Near-bit borehole opener tool and method of reaming
GB2441906A (en) Drilling with casing
AU2002245623A1 (en) Steerable underreaming bottom hole assembly and method
US9644428B2 (en) Drill bit with a hybrid cutter profile
US9920614B2 (en) Apparatus and method for drilling wellbores based on mechanical specific energy determined from bit-based weight and torque sensors
US6722453B1 (en) Stabilized downhole drilling motor
US10584534B2 (en) Drilling tool with near-bit electronics
RU2291267C1 (en) Assembly of lower section of drilling column
RU2298630C2 (en) Conical calibration means for drill string bottom assembly
RU126748U1 (en) LOW DRILL POSITION LAYOUT WITH STRENGTHENED DYNAMIC LOAD ON THE CHISEL
CN107965277A (en) A kind of drill assembly
US10400522B2 (en) Drill string with bottom hole assembly transition section having increasing external diameter and method of use
US6640910B2 (en) Long gauge roller vane drilling motor
EP3749827B1 (en) Drilling component coupler for reinforcement
RU2577351C1 (en) Stabilising core bit
US20220389774A1 (en) Drill String with Centralizer
RU2147669C1 (en) Method of downhole drill string assembly
RU2180398C2 (en) Method of control over process of drilling of inclined- horizontal holes
CN208486836U (en) A kind of long hydrophthalmia PDC drill bit
RU2233962C2 (en) Bottom collar centralizer-balancer for performing drilling operation with the use of downhole motor
RU2314407C1 (en) Well drilling device
Janwadkar et al. Innovative Advanced Technologies Overcome Directional Drilling Challenges of S and J Type Wells in N. America and Canada

Legal Events

Date Code Title Description
TK4A Correction to the publication in the bulletin (patent)

Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 1-2007 FOR TAG: (72)

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20090609