RU2291267C1 - Assembly of lower section of drilling column - Google Patents
Assembly of lower section of drilling column Download PDFInfo
- 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
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
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:
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
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
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):
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
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)
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) |
-
2005
- 2005-06-08 RU RU2005117762/03A patent/RU2291267C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
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 |