RU2440478C1 - Assembly of drilling string bottom - Google Patents
Assembly of drilling string bottom Download PDFInfo
- Publication number
- RU2440478C1 RU2440478C1 RU2010121361/03A RU2010121361A RU2440478C1 RU 2440478 C1 RU2440478 C1 RU 2440478C1 RU 2010121361/03 A RU2010121361/03 A RU 2010121361/03A RU 2010121361 A RU2010121361 A RU 2010121361A RU 2440478 C1 RU2440478 C1 RU 2440478C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- layout
- diameter
- assembly
- determined
- intermediate supports
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к устройствам для бурения вертикальных скважин вращательным способом в анизотропных горных породах.The invention relates to a device for drilling vertical wells by a rotary method in anisotropic rocks.
Известна компоновка низа бурильной колонны, включающая колонковый снаряд с породоразрушающим инструментом и секции стальных труб с промежуточными опорами (см. Ю.Е.Будюков, В.И.Власюк, В.И.Спирин. Алмазный инструмент для бурения направленных и многоствольных скважин. Тула: «Гриф и К», 2007 - 176 с.).Known layout of the bottom of the drill string, including a core projectile with rock cutting tools and sections of steel pipes with intermediate supports (see Yu.E. Budyukov, V.I. Vlasyuk, V.I. Spirin. Diamond tool for drilling directional and multilateral wells. Tula : “Grif and K, 2007 - 176 p.).
Недостатком этой компоновки являются не оптимальная длина компоновки, не рациональное число промежуточных опор, что не обуславливает уменьшение искривления ствола скважины при бурении.The disadvantage of this arrangement is not the optimal length of the layout, not the rational number of intermediate supports, which does not cause a decrease in the curvature of the wellbore during drilling.
Известна также компоновка низа бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент и бурильные трубы, диаметр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента (а.с. СССР №1231199, М. кл. E21B 17/10). Недостатками этой компоновки являются не оптимальная длина компоновки, отсутствие промежуточных опор с промывочными каналами, что увеличивает зашламованность забоя скважины и породоразрушающего инструмента и снижает работоспособность компоновки.Also known is the layout of the bottom of the drill string, including rock cutting tools and drill pipes, the diameter of which is equal to the diameter of the rock cutting tool (AS USSR No. 1231199, M. class. E21B 17/10). The disadvantages of this arrangement are not the optimal length of the layout, the absence of intermediate supports with flushing channels, which increases the sludge contamination of the bottom of the well and the rock cutting tool and reduces the performance of the layout.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой компоновке является компоновка низа бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, секцию стальных труб с промежуточными опорами, диаметр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента и бурильные трубы (А.Г.Калинин, А.З.Левицкий, Б.А.Никитин «Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ» - М., Недра, 1998 г.).The closest in technical essence and the achieved result to the proposed layout is the layout of the bottom of the drill string, including rock cutting tools, a section of steel pipes with intermediate supports, the diameter of which is equal to the diameter of the rock cutting tools and drill pipes (A.G. Kalinin, A.Z. Levitsky, B.A. Nikitin “Technology for drilling exploratory wells for oil and gas” - M., Nedra, 1998).
Недостатком этой компоновки являются не оптимальная длина компоновки, не рациональные число промежуточных опор и конструкция промывочных каналов, что не способствует уменьшению искривления ствола скважины при бурении.The disadvantage of this arrangement is not the optimal length of the layout, not the rational number of intermediate supports and the design of the flushing channels, which does not help to reduce the curvature of the wellbore during drilling.
Предлагаемое техническое решение направлено на уменьшение искривления ствола скважины за счет выбора оптимальной длины компоновки, применения рациональных числа промежуточных опор и конструкции их промывочных каналов.The proposed technical solution is aimed at reducing the curvature of the wellbore by choosing the optimal length of the layout, using a rational number of intermediate supports and the design of their washing channels.
Решение поставленной задачи обеспечивается тем, что в компоновке низа бурильной колонны, включающей колонковый снаряд с породоразрушающим инструментом и секцию стальных труб с промежуточными опорами, длина компоновки определяется по зависимостиThe solution to this problem is provided by the fact that in the layout of the bottom of the drill string, including a core drill with a rock cutting tool and a section of steel pipes with intermediate supports, the length of the layout is determined by the dependence
где 
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;D is the diameter of the rock cutting tool;
a, b - опытные коэффициенты, определяемые по методике И.Н.Бронштейна (a=0,68·102; b=0,95);a, b — experimental coefficients determined by the method of I.N. Bronstein (a = 0.68 · 10 2 ; b = 0.95);
Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;P q - axial load on the rock cutting tool;
qуδТ1, qуδТ2, qуδТ3 - вес 1 м УБТ (утяжеленных бурильных труб) жесткой наддолотной, сжатой и растянутой частей компоновки.q уδТ1 , q уδТ2 , q уδТ3 - weight of 1 m of drill collar (heavy drill pipe) of rigid over-bit, compressed and stretched parts of the layout.
При этом число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимостиThe number of intermediate supports in the compressed part of the layout is determined by the dependence
где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;where Z is the number of intermediate supports in the compressed part of the layout;
Pq - осевая нагрузка на породоразщрушающий инструмент;P q - axial load on the rock cutting tool;
G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;G 1 - the weight of the rigid supramitoid part of the layout;
qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;q уδТ2 - weight of 1 m of UBT in the compressed part of the layout;
a, b1 - опытные коэффициенты, определяемые по методике А.Н.Блоха (a1=0,95, b1=0,65);a, b 1 - experimental coefficients determined by the method of A.N. Bloch (a 1 = 0.95, b 1 = 0.65);
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;D is the diameter of the rock cutting tool;
n - частота вращения УБТ.n is the rotation frequency of the drill collar.
А на каждой промежуточной опоре выполнены продольные каналы, профиль поперечного сечения которых имеет форму цепной линии.And on each intermediate support longitudinal channels are made, the cross-sectional profile of which has the shape of a chain line.
Вследствие того, что длина компоновки определяется по зависимости (1)Due to the fact that the layout length is determined by the dependence (1)
где
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;D is the diameter of the rock cutting tool;
a, b - опытные коэффициенты, определяемые по методике И.Н.Бронштейна (a=0,68·102; b=0,95);a, b — experimental coefficients determined by the method of I.N. Bronstein (a = 0.68 · 10 2 ; b = 0.95);
Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;P q - axial load on the rock cutting tool;
qуδТ1, qуδТ2, qуδТ3 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной, сжатой и растянутой частей компоновкиq уδТ1 , q уδТ2 , q уδТ3 - weight of 1 m of drill collar of rigid over-bit, compressed and stretched parts of the layout
обеспечивается минимум угла поворота компоновки под действием осевой нагрузки, за счет чего создаются условия для предупреждения искривления скважины.provides a minimum angle of rotation of the layout under the action of axial load, due to which the conditions are created to prevent curvature of the well.
На основании теоретических работ по бурению скважин для определения длины компоновки можно записать выражениеBased on theoretical work on drilling wells to determine the length of the layout, you can write the expression
где
Длина жесткой наддолотной части (участка) компоновки определяется из условия обеспечения минимума угла поворота этого участка под действием осевой нагрузки.The length of the rigid over-bit part (section) of the layout is determined from the condition of ensuring a minimum angle of rotation of this section under the action of axial load.
Авторами настоящей заявки установлена зависимость длины жесткой наддолотной части компоновки от диаметра утяжеленных бурильных труб (УБТ) следующего видаThe authors of this application have established the dependence of the length of the rigid super-bit part of the layout on the diameter of the drill collars of the following form
a, b - опытные коэффициенты;a, b are experimental coefficients;
Д - диаметр УБТ.D is the diameter of the collar.
Опытные коэффициенты a и b определяются из опытных данных, установленных для зависимости длины жесткой наддолотной части компоновки от диаметра УБТ в пределах от 114 до 299 мм по методике И.Н.Бронштейна (Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗОВ) 13 с, Изд. - М., - Недра, 1986 - 544 с.). Численные значения этих коэффициентов составляют (a=0,68·102; b=0,95).The experimental coefficients a and b are determined from the experimental data established for the dependence of the length of the rigid super-shallow part of the layout on the diameter of the drill collar in the range from 114 to 299 mm according to the method of I.N. - M., - Nedra, 1986 - 544 p.). The numerical values of these coefficients are (a = 0.68 · 10 2 ; b = 0.95).
После определения длины жесткой наддолотной части находим длину сжатой части компоновки по зависимости, приведенной в работе (Р.А.Ганджумяна, А.Г.Калинина, Н.И.Сердюка. Расчеты в бурении - М.: РГГРУ, 2007 - 668 с.)After determining the length of the rigid super-bit part, we find the length of the compressed part of the layout according to the dependence given in the work (R. A. Ganjumyan, A. G. Kalinina, N. I. Serdyuk. Calculations in drilling - M .: RGGRU, 2007 - 668 s. )
где 
Pq - нагрузка на буровое долото;P q - load on the drill bit;
qуδТ1, qуδТ2, - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки соответственно.q уδТ1 , q уδТ2 , - weight of 1 m of UBT of the rigid over-bit and compressed parts of the layout, respectively.
Длина растянутой части компоновки определяется по известной из буровой механики формулеThe length of the stretched part of the layout is determined by the formula known from drilling mechanics
где
Pq - нагрузка на буровое долото;P q - load on the drill bit;
qуδТ3 - вес 1 м УБТ в растянутой части компоновки.q уδТ3 - weight of 1 m of UBT in the stretched part of the layout.
Благодаря тому, что число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости (2).Due to the fact that the number of intermediate supports in the compressed part of the layout is determined by the dependence (2).
где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;where Z is the number of intermediate supports in the compressed part of the layout;
Pq - осевая нагрузка на породоразщрушающий инструмент;P q - axial load on the rock cutting tool;
G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;G 1 - the weight of the rigid supramitoid part of the layout;
qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;q уδТ2 - weight of 1 m of UBT in the compressed part of the layout;
a1, b1 - опытные коэффициенты, определяемые по методике А.Н.Блоха (a1=1,76·102, b1=0,92);a 1 , b 1 - experimental coefficients determined by the method of A.N. Bloch (a 1 = 1.76 · 10 2 , b 1 = 0.92);
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;D is the diameter of the rock cutting tool;
n - частота вращения УБТn is the rotation frequency of the drill collar
ограничивается ее поперечное перемещение, предотвращается изгиб низа колонны, вследствие правильной расстановки промежуточных опор и благодаря этому предупреждается искривление вертикальной оси скважины.its lateral movement is limited, bending of the bottom of the column is prevented, due to the correct placement of the intermediate supports, and this prevents the curvature of the vertical axis of the well.
Из буровой механики известно, что число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимостиFrom drilling mechanics it is known that the number of intermediate supports in the compressed part of the layout is determined by the dependence
где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;where Z is the number of intermediate supports in the compressed part of the layout;
Pq - осевая нагрузка на буровое долото;P q - axial load on the drill bit;
G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;G 1 - the weight of the rigid supramitoid part of the layout;
qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;q уδТ2 - weight of 1 m of UBT in the compressed part of the layout;
Проведенными исследованиями авторами установлена зависимость расстояние между опорно-центрирующими элементами от диаметра УБТ и частоты вращения УБТ.The studies carried out by the authors established the dependence of the distance between the support-centering elements on the diameter of the collar and the rotation frequency of the collar.
где 
a1 - опытный коэффициент (a1=1,76·102)a 1 - experimental coefficient (a 1 = 1.76 · 10 2 )
Д - диаметр УБТ;D is the diameter of the collar;
n - частота вращения УБТ;n is the rotation frequency of the drill collar;
b1 - опытный коэффициент (b1=-0,92)b 1 - experimental coefficient (b 1 = -0.92)
Подставив выражение (7) в формулу (6) получим зависимостьSubstituting expression (7) into formula (6) we obtain the dependence
Благодаря тому, что на каждой промежуточной опоре выполнены продольные промывочные каналы, профиль поперечного сечения которых имеет форму цепной линии, при прохождении через эти каналы восходящего потока промывочной жидкости осуществляется полный вынос породного абразивного шлама из зоны работы промежуточных опор, вследствие чего уменьшается зашламованность забоя и скважины и уменьшается износ опор.Due to the fact that longitudinal washing channels are made on each intermediate support, the cross-sectional profile of which is in the form of a chain line, when the upward flow of washing liquid passes through these channels, rock abrasive sludge is completely removed from the working area of the intermediate supports, as a result of which the bottom and well contamination is reduced. and wear of supports is reduced.
На чертеже представлен общий вид компоновки низа бурильной колонны. Компоновка состоит из породоразрушающего инструмента 1, секции утяжелительных бурильных труб (УБТ) 2, бурильных труб 3, промежуточных опор 4, взаимодействующих со стенками скважины 5 и имеющих промывочные каналы 6.The drawing shows a General view of the layout of the bottom of the drill string. The layout consists of a rock cutting tool 1, a section of drill collars (UBT) 2, drill pipes 3, intermediate supports 4, interacting with the walls of the well 5 and having flushing channels 6.
Принцип работы предложенной компоновки заключается в следующем.The principle of operation of the proposed layout is as follows.
При бурении в анизотропных горных породах на породоразрушающий инструмент 1 (долото) действует момент силы, обусловленный неравномерным по площади забоя скважины 5 разрушением горной породы. Это воздействие на работу компоновки минимально вследствие того, что длина компоновки определяется по зависимости (1), число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости (2), а профиль поперечного сечения продольных промывочных каналов 6 имеет форму цепной линии.When drilling in anisotropic rocks, the rock-cutting tool 1 (chisel) is subjected to a moment of force due to rock destruction uneven in the bottom face of the well 5. This effect on the layout operation is minimal due to the fact that the layout length is determined by dependence (1), the number of intermediate supports in the compressed part of the layout is determined by dependence (2), and the cross-sectional profile of the longitudinal washing channels 6 has the shape of a chain line.
Все это способствует при бурении вертикальных скважин устранению действия опрокидывающего момента на буровую компоновку и снижение дисбаланса усилий резания - скалывания анизотропной породы. Вследствие этого уменьшается искривление ствола скважины при бурении.All this contributes to the elimination of the effect of the overturning moment on the drilling assembly during the drilling of vertical wells and the reduction of the imbalance of cutting forces - cleavage of anisotropic rock. As a result, the curvature of the wellbore during drilling is reduced.
Данное техническое решение может быть осуществлено при помощи описанных в заявке средств.This technical solution can be implemented using the means described in the application.
Claims (1)
где l - длина компоновки;
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;
а, b - опытные коэффициенты, определяемые по методике И.Н.Бронштейна, (а=068·102; b=0,95);
Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;
l1 - длина сжатой части стальных труб;
qуδT1, qуδТ2, qуδT3 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной, сжатой и растянутой частей компоновки соответственно,
при этом число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости
где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;
Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;
G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;
qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;
a1, b1 - опытные коэффициенты, определяемые по методике А.Н.Блоха, (а1=1,76·102, b1=0,92);
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;
n - частота вращения УБТ,
помимо этого на каждой промежуточной опоре выполнены продольные промывочные каналы, профиль поперечного сечения которых имеет форму цепной линии. The layout of the bottom of the drill string, including rock cutting tools, a section of steel pipes with intermediate supports, the diameter of which is equal to the diameter of the rock cutting tools, and drill pipes, characterized in that the length of the layout is determined by the dependence
where l is the length of the layout;
D is the diameter of the rock cutting tool;
a, b — experimental coefficients determined by the method of I.N. Bronstein, (a = 068 · 10 2 ; b = 0.95);
P q - axial load on the rock cutting tool;
l 1 - the length of the compressed part of the steel pipe;
q уδT1 , q уδТ2 , q уδT3 - weight of 1 m of drill collar of rigid over-bit, compressed and stretched parts of the layout, respectively,
the number of intermediate supports in the compressed part of the layout is determined by the dependence
where Z is the number of intermediate supports in the compressed part of the layout;
P q - axial load on the rock cutting tool;
G 1 - the weight of the rigid supramitoid part of the layout;
q уδТ2 - weight of 1 m of UBT in the compressed part of the layout;
a 1 , b 1 - experimental coefficients determined by the method of A.N. Bloch (a 1 = 1.76 · 10 2 , b 1 = 0.92);
D is the diameter of the rock cutting tool;
n is the rotation frequency of the drill collar,
in addition, longitudinal washing channels are made on each intermediate support, the cross-sectional profile of which has the shape of a chain line.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010121361/03A RU2440478C1 (en) | 2010-05-26 | 2010-05-26 | Assembly of drilling string bottom |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010121361/03A RU2440478C1 (en) | 2010-05-26 | 2010-05-26 | Assembly of drilling string bottom |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010121361A RU2010121361A (en) | 2011-12-10 |
| RU2440478C1 true RU2440478C1 (en) | 2012-01-20 |
Family
ID=45404951
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010121361/03A RU2440478C1 (en) | 2010-05-26 | 2010-05-26 | Assembly of drilling string bottom |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2440478C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2777859C1 (en) * | 2021-08-25 | 2022-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Layout of a string of pipe for a well with a large deviation of the bottom from the vertical |
-
2010
- 2010-05-26 RU RU2010121361/03A patent/RU2440478C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РАБИА X. Технология бурения нефтяных скважин. - М.: Недра, 1989, с.28-75. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2777859C1 (en) * | 2021-08-25 | 2022-08-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Layout of a string of pipe for a well with a large deviation of the bottom from the vertical |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010121361A (en) | 2011-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2713542C2 (en) | Drilling bit with extending calibrating platforms | |
| US9151118B2 (en) | Reamer | |
| RU2629296C1 (en) | Guiding pipe for the formable bending drill rod | |
| ES2770784T3 (en) | System and method to carry out core drilling and extraction operations | |
| RU2468177C2 (en) | Boring bit for percussive drilling of rock and method of its manufacturing | |
| RU2553697C2 (en) | Drill to make circular wells | |
| CN108019173A (en) | Downhole milling, which is cut, cuts structure | |
| CN105888554B (en) | Surge and push away multiple shock oscillator | |
| EP1811125A1 (en) | Borehole reamer | |
| SA520411652B1 (en) | Earth-boring tools having a gauge insert configured for reduced bit walk and method of drilling with same | |
| RU79613U1 (en) | DEVICE FOR CLEANING A WELL FROM A TIGHT BOTTOM | |
| US9416593B2 (en) | Piston strike face and bit interface for percussion hammer drill | |
| RU2440478C1 (en) | Assembly of drilling string bottom | |
| RU166522U1 (en) | DRILLING DRILL FOR DRILLING WITH SIMULTANEOUS CASE | |
| US20070137895A1 (en) | Percussion drill bit with V-shaped splines | |
| RU172470U1 (en) | Telescopic drill pipe | |
| RU2693082C1 (en) | Rock cutting tool | |
| RU47042U1 (en) | CURVED DRILL BIT | |
| KR101194389B1 (en) | Fluid drive type drill beat assembly and drilling machine | |
| RU189648U1 (en) | Downhole Expander | |
| CN105696949A (en) | Moving type rotary centering guide | |
| WO2023193167A1 (en) | An impact transmission mechanism for a rotary percussion drilling tool | |
| SU613072A1 (en) | Borehole drilling device | |
| RU157176U1 (en) | CROWN FOR DRILLING WELLS FOR INTER-SURFACE HYDRAULIC BREAKING | |
| RU2327026C2 (en) | Device for hole boring |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130527 |