RU2448231C1 - Controlled drilling layout - Google Patents
Controlled drilling layout Download PDFInfo
- Publication number
- RU2448231C1 RU2448231C1 RU2010144929/03A RU2010144929A RU2448231C1 RU 2448231 C1 RU2448231 C1 RU 2448231C1 RU 2010144929/03 A RU2010144929/03 A RU 2010144929/03A RU 2010144929 A RU2010144929 A RU 2010144929A RU 2448231 C1 RU2448231 C1 RU 2448231C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- protrusion
- radius
- cutting
- bit
- layout
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к буровой технике и может быть использовано в компоновке низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин гидравлическим забойным двигателем.The invention relates to drilling equipment and can be used in the layout of the bottom of the drill string when drilling directional and horizontal wells with a hydraulic downhole motor.
Известны и широко применяются различные компоновки для направленного бурения (Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. ОМЗ группа Уралмаш-Ижора, 2002, стр.213-215), включающие долото и забойный двигатель-отклонитель с узлом перекоса корпуса, выполненным в виде искривленного переводника.Various arrangements for directional drilling are known and widely used (Drilling rigs. Modern technologies and equipment. OMZ Uralmash-Izhora group, 2002, pp. 213-215), including a bit and a downhole diverter motor with a skew assembly made in the form of a curved sub .
Применение забойных компоновок с искривленными двигателями-отклонителями сопряжено с ухудшением управляемости в криволинейном стволе скважины из-за большого сопротивления провороту такой компоновки.The use of downhole assemblies with curved diverter motors is associated with a deterioration in controllability in a curved wellbore due to the high resistance to rotation of such an arrangement.
Кроме того, из-за распора искривленной компоновки в прямолинейном стволе затруднено ее перемещение по скважине при спуске инструмента до забоя.In addition, due to the expansion of the curved layout in a straight trunk, it is difficult to move along the well when the tool is lowered to the bottom.
Лучшие условия для перемещения в прямолинейном стволе скважины достигаются прямыми компоновками с децентратором или с эксцентрической накладкой на ниппеле забойного двигателя-отклонителя (Оборудование, буровое противовыбросовое и устьевое. Справочное пособие, т.2 ООО «ИРЦ Газпром», 2007, стр.211-212), в которых периферийный радиус эксцентрической накладки меньше радиуса долота. Недостатком таких забойных компоновок является возможность их применения только в устойчивых породах, где исключена опасность заклинивания бурового инструмента.The best conditions for moving in a straight borehole are achieved by direct arrangements with a decentralizer or with an eccentric pad on the nipple of the downhole diverter motor (Equipment, blowout preventer and wellhead. Reference manual, t.2 LLC IRTs Gazprom, 2007, pp. 211-212 ), in which the peripheral radius of the eccentric pad is smaller than the radius of the bit. The disadvantage of such downhole arrangements is the possibility of their use only in stable rocks, where the risk of jamming of the drilling tool is excluded.
Наиболее близким техническим решением из известных является турбобур-отклонитель с эксцентрической накладкой, периферийный радиус которой превышает радиус долота (Ю.В.Вадецкий. Бурение нефтяных и газовых скважин. Москва, Недра, 1973, стр.276, 277) (прототип).The closest technical solution known is a turbo-baffle with an eccentric pad, the peripheral radius of which exceeds the radius of the bit (Yu.V. Vadetsky. Drilling oil and gas wells. Moscow, Nedra, 1973, p. 276, 277) (prototype).
Недостатком этого устройства является большая вероятность заклинивания забойной компоновки в скважине, особенно при бурении в неустойчивых породах.The disadvantage of this device is the high probability of jamming of the bottomhole assembly in the well, especially when drilling in unstable rocks.
Настоящее изобретение направлено на устранение указанных недостатков и повышение эффективности бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин.The present invention is aimed at eliminating these disadvantages and increasing the efficiency of drilling directional and horizontal wells.
Это достигается тем, что компоновка для направленного бурения, включающая долото и забойный двигатель, имеющий на корпусе выступ в виде лопасти, радиус периферии которого больше радиуса долота, указанный выступ со стороны, обращенной к долоту, оснащен, по меньшей мере, одним режуще-скалывающим элементом, перекрывающим в радиальном направлении расстояние между радиусами периферии выступа и долота.This is achieved by the fact that the configuration for directional drilling, including a bit and a downhole motor having a protrusion in the form of a blade on the body, the radius of the periphery of which is greater than the radius of the bit, said protrusion from the side facing the bit, is equipped with at least one cutting-chipping an element overlapping in the radial direction the distance between the radii of the periphery of the protrusion and the bit.
Для повышения устойчивости компоновки в скважине выше выступа с режуще-скалывающими элементами желательно размещать на оппозитной половине корпуса забойного двигателя еще один выступ.To increase the stability of the layout in the well above the protrusion with cutting-cleaving elements, it is desirable to place another protrusion on the opposite half of the downhole motor housing.
Целесообразно режуще-скалывающие элементы на выступе выполнять в виде алмазно-твердосплавных резцов с углом резания между передней плоскостью резца и радиусом к его режущей кромке, находящимся в пределах 5°-30°.It is advisable to cut-cleaving elements on the protrusion in the form of diamond carbide cutters with a cutting angle between the front plane of the cutter and the radius to its cutting edge, which is in the range of 5 ° -30 °.
Наиболее эффективен верхний выступ, если он образован дугой радиуса долота при максимальном расстоянии периферии этого выступа от оси равному радиусу периферии выступа с режуще-скалывающими элементами.The upper protrusion is most effective if it is formed by an arc of the radius of the bit at the maximum distance of the periphery of this protrusion from the axis equal to the radius of the periphery of the protrusion with cutting-cleaving elements.
Одним из эффективных вариантов является конструкция компоновки, в которой корпус забойного двигателя ниже выступа с режуще-скалывающими элементами имеет радиус меньше, чем радиус корпуса расположенного выше указанного выступа.One of the effective options is the layout design, in which the downhole motor housing below the protrusion with cutting-cleaving elements has a radius less than the radius of the housing located above the specified protrusion.
Кроме этого, рациональна компоновка, в которой часть корпуса забойного двигателя, расположенная выше выступа с режуще-скалывающими элементами, имеет радиус больше, чем радиус долота.In addition, a rational arrangement in which a part of the downhole motor housing located above the protrusion with cutting-cleaving elements has a radius greater than the radius of the bit.
На фиг.1, 1а, 1б изображен вид предлагаемой компоновки с выступом на корпусе, оснащенным режуще-скалывающими элементами.Figure 1, 1A, 1B shows a view of the proposed layout with a protrusion on the housing, equipped with cutting-shearing elements.
На фиг.2, 2а, 2б изображен вид компоновки с выступом, расположенным в оппозитной части корпуса забойного двигателя, выше выступа с режуще-скалывающими элементами.Figure 2, 2A, 2B shows a layout with a protrusion located in the opposite part of the body of the downhole motor, above the protrusion with cutting-shearing elements.
На фиг.3 изображено поперечное сечение компоновки в месте выступа с режуще-скалывающими элементами в виде одной лопасти, на фиг.3а - в виде двух лопастей.In Fig.3 shows a cross section of the layout in place of the protrusion with cutting-cleaving elements in the form of one blade, Fig.3A - in the form of two blades.
На фиг.4 изображено поперечное сечение компоновки в месте выступа, расположенного выше выступа с режуще-скалывающими элементами.Figure 4 shows a cross-section of the layout in place of the protrusion located above the protrusion with cutting-cleaving elements.
На фиг.4а показан вариант исполнения верхнего выступа.On figa shows an embodiment of the upper protrusion.
На фиг.5 показано положение компоновки в скважине при ее вращении с поверхности для осуществления проходки прямолинейного участка ствола скважины.Figure 5 shows the position of the layout in the well when it rotates from the surface to drive a straight section of the wellbore.
На фиг.6 показано положение компоновки в скважине без ее вращения с поверхности для осуществления проходки искривленного участка скважины.Figure 6 shows the position of the layout in the well without its rotation from the surface for the sinking of the curved section of the well.
На фиг.7 изображена компоновка, часть корпуса которой, расположенная ниже выступа с режущими элементами, имеет радиус меньше, чем радиус корпуса, расположенного выше указанного выступа.Figure 7 shows the layout, a part of the body of which, located below the protrusion with the cutting elements, has a radius less than the radius of the body located above the specified protrusion.
Компоновка для направленного бурения (фиг.1) включает забойный двигатель 1, выходной вал 2 которого соединен с долотом 3. Выступ 4 оснащен режуще-скалывающими элементами 5, периферийный радиус rВР режущей кромки которых больше радиуса долота rД (фиг.1а). Вид В компоновки (фиг.1б) показывает расположение режуще-скалывающего элемента 5 на выступе 4.The layout for directional drilling (Fig. 1) includes a
Компоновка (фиг.2) помимо признаков (состава элементов), показанных на фиг.1, имеет выступ 7, расположенный на корпусе двигателя, выше выступа 4. Вид В компоновки (фиг.2а, 2б) показывает варианты расположения выступа 7 на части 6 корпуса, оппозитной выступу 4 с режуще-скалывающими элементами 5.The layout (figure 2) in addition to the features (composition of elements) shown in figure 1, has a
Поперечное сечение А-А компоновки в месте выступа 4 с режуще-скалывающими элементами 5 (фиг.1 и фиг.3) показывает установку элементов 5. Угол резания между передней плоскостью 8 резца 5 и радиусом к его режущей кромке rВР находится в пределах 5°-30°. На фиг.3а представлен вариант исполнения выступа 4 в виде двух лопастей.The cross-section AA of the arrangement in the place of the
Поперечное сечение Б-Б компоновки в месте выступа 7 (фиг.2 и фиг.4) показывает, что указанный выступ 7 образован дугой радиуса долота rД при максимальном удалении rВВ периферии этого выступа от оси равному радиусу rВР периферии выступа с режуще-скалывающими элементами (rВВ=rВР). На фиг.4а представлен вариант исполнения выступа 7. Угол α охвата периферийной поверхности выступа находится в пределах 45°-150°.The cross-section BB of the arrangement at the site of the protrusion 7 (FIG. 2 and FIG. 4) shows that said
На фиг.5 показано положение компоновки в скважине при ее вращении с поверхности. При этом диаметр скважины Дскв.=2rВР.Figure 5 shows the position of the layout in the well during its rotation from the surface. In this case, the diameter of the well D SLE. = 2r BP .
На фиг.6 показано положение компоновки в скважине без ее вращения с поверхности. При этом осуществляется проходка искривленного ствола скважины радиусом Rскв. и диаметром скважины Дскв.=2rД.Figure 6 shows the position of the layout in the well without its rotation from the surface. In this case, a curved wellbore of radius R well is drilled . and well diameter D wells . = 2r D.
Работа компоновки осуществляется следующим образом. Для запуска устройства в работу по бурильной колонне в забойный двигатель 1 (фиг.2) подается буровой раствор, приводящий во вращение выходной вал 2 двигателя с долотом 3.The layout is as follows. To start the device in work on the drill string in the downhole motor 1 (figure 2) is supplied with drilling fluid, leading to the rotation of the
Для проходки прямолинейного участка скважины (фиг.5) производится вращение компоновки бурильной колонной с поверхности. При этом формируется ступенчатый ствол скважины. Нижняя часть ствола скважины от долота 3 (фиг.1) до выступа 4 с режуще-скалывающими элементами 5 имеет радиус rД, а выше - радиус rВР. Благодаря увеличению поперечно размера ствола скважины компоновка может беспрепятственно перемещаться поступательно в бурящейся скважине. При этом выступ 7 (фиг.2), расположенный выше выступа 4, выполняет роль дополнительного центрирующего элемента при условии, когда rВР=rВВ. В зависимости от категории буримости горных пород при расширении ствола скважины угол установки режуще-скалывающих элементов (алмазно-твердосплавных резцов) 5 (фиг.3) выбирается в пределах 5°-30°. При проходке высокоабразивных, крепких пород режуще-скалывающий элемент может выполняться в виде шарошек, армированных твердосплавными зубьями. Для повышения эффективности бурения выступ 4 с режуще-скалывающими элементами 5 может быть выполнен в виде нескольких лопастей (фиг.3а).For driving a straight section of the well (Fig. 5), the assembly of the drill string is rotated from the surface. In this case, a stepped wellbore is formed. The lower part of the wellbore from the bit 3 (Fig. 1) to the
Для проходки искривленного участка скважины (фиг.6) прекращается вращение бурильной колонны, которая фиксируется в окружном направлении в положении, соответствующем совмещению заданной плоскости искривления скважины с плоскостью, проходящей через ось компоновки и середину выступа 4 (фиг.3, 3а) с режуще-скалывающими элементами. При поступательном движении компоновки будет формироваться криволинейный ствол скважины радиусом RСКВ. (фиг.6) и диаметром скважины Дскв.=2rД. При этом выступ 7 (фиг.2), расположенный на оппозитной половине 6 (фиг.2а, 2б) корпуса, будет выполнять роль опоры, удерживающей компоновку в заданном направлении. Для большей устойчивости компоновки от действия реактивного момента верхний выступ 7 в поперечном сечении имеет радиус периферийной поверхности, равный радиусу долота rД (фиг.4). Кроме того, выступ 7 может быть повернут влево (вид В) относительно режущего выступа на угол 30°-90° (фиг.2 и фиг.2б).To penetrate the curved section of the well (Fig.6), the rotation of the drill string is stopped, which is fixed in the circumferential direction in the position corresponding to the combination of a given plane of curvature of the well with a plane passing through the layout axis and the middle of the protrusion 4 (Fig.3, 3a) with a cutting chipping elements. With the translational movement of the layout, a curved wellbore with a radius of R SLE will be formed . (6) and the diameter of the well D SLE. = 2r D. In this case, the protrusion 7 (Fig.2), located on the opposite half 6 (Fig.2A, 2b) of the body, will serve as a support, holding the layout in a given direction. For greater stability of the layout from the action of the reactive moment, the
В дальнейшем сформированный криволинейный участок скважины может быть расширен до диаметра, равного 2rВР, путем поступательного перемещения компоновки с ее вращением.Subsequently, the formed curvilinear section of the well can be expanded to a diameter equal to 2r BP by translationally moving the assembly with its rotation.
Интенсивность изменения угла, а следовательно, и радиус искривления RСКВ. ствола скважины можно менять в зависимости от величин rВР и rВВ относительно rД, L1 и L2 по формулеThe intensity of the angle change, and hence the curvature radius, R, SLE . the borehole can be changed depending on the values of r BP and r BB relative to r D , L 1 and L 2 according to the formula
Предлагаемая компоновка для направленного бурения также может применяться в конструкции, где нижняя часть корпуса двигателя (от долота до выступа с режущими элементами) меньше по диаметру, чем часть корпуса над указанным выступом (фиг.7). Такая конструкция позволяет использовать в гидравлическом забойном двигателе более мощную рабочую секцию с радиусом rКВ>rКН. The proposed layout for directional drilling can also be used in a design where the lower part of the motor housing (from the bit to the protrusion with cutting elements) is smaller in diameter than the part of the body above the specified protrusion (Fig.7). This design allows the use of a more powerful working section with a radius r KV > r KN in a downhole hydraulic motor .
Другим частным случаем может быть использование компоновки для направленного бурения, когда радиус части корпуса двигателя, расположенной над выступом с режущими элементами, равен или превышает радиус долота, что позволяет применять такую компоновку в качестве расширителя ствола скважины с мощной рабочей секцией забойного двигателя.Another special case may be the use of an assembly for directional drilling, when the radius of the part of the engine casing located above the protrusion with cutting elements is equal to or greater than the radius of the bit, which allows this arrangement to be used as a borehole expander with a powerful working section of the downhole motor.
Предлагаемая компоновка для направленного бурения позволяет повысить технико-экономические показатели при проводке наклонно-направленных и горизонтальных скважин.The proposed layout for directional drilling can improve technical and economic performance when drilling directional and horizontal wells.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010144929/03A RU2448231C1 (en) | 2010-11-03 | 2010-11-03 | Controlled drilling layout |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010144929/03A RU2448231C1 (en) | 2010-11-03 | 2010-11-03 | Controlled drilling layout |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2448231C1 true RU2448231C1 (en) | 2012-04-20 |
Family
ID=46032669
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010144929/03A RU2448231C1 (en) | 2010-11-03 | 2010-11-03 | Controlled drilling layout |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2448231C1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1121372A1 (en) * | 1982-12-07 | 1984-10-30 | Тематическая Экспедиция Производственного Объединения Шахтной Геологии И Технического Бурения "Укруглегеология" Министерства Угольной Промышленности Усср | Tool for directional well-drilling |
SU1155711A1 (en) * | 1983-12-13 | 1985-05-15 | Ухтинский индустриальный институт | Hole-drilling apparatus |
US5213168A (en) * | 1991-11-01 | 1993-05-25 | Amoco Corporation | Apparatus for drilling a curved subterranean borehole |
RU2133323C1 (en) * | 1997-07-16 | 1999-07-20 | Научно-производственная компания "Техника и организация бурения скважин" (НПК ТОБУС) | Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock |
-
2010
- 2010-11-03 RU RU2010144929/03A patent/RU2448231C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1121372A1 (en) * | 1982-12-07 | 1984-10-30 | Тематическая Экспедиция Производственного Объединения Шахтной Геологии И Технического Бурения "Укруглегеология" Министерства Угольной Промышленности Усср | Tool for directional well-drilling |
SU1155711A1 (en) * | 1983-12-13 | 1985-05-15 | Ухтинский индустриальный институт | Hole-drilling apparatus |
US5213168A (en) * | 1991-11-01 | 1993-05-25 | Amoco Corporation | Apparatus for drilling a curved subterranean borehole |
RU2133323C1 (en) * | 1997-07-16 | 1999-07-20 | Научно-производственная компания "Техника и организация бурения скважин" (НПК ТОБУС) | Method for deviation of bore-hole by means of pivoted whipstock |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ВАДЕЦКИЙ Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1973, с.276-277. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2332554C2 (en) | Drill bit, system and method of well-boring in subsurface bed | |
US9074434B2 (en) | Reamer with improved performance characteristics in hard and abrasive formations | |
EA200700923A1 (en) | SINGLE RANGE MILLING SYSTEM | |
CN108019173A (en) | Downhole milling, which is cut, cuts structure | |
US20120273275A1 (en) | Method and apparatus for dual speed, dual torque drilling | |
CA2881147C (en) | Reamer with improved performance characteristics in hard and abrasive formations | |
NO20141204A1 (en) | Expandable expanders with sliding and rotating expandable blades, and related methods | |
CN110159185A (en) | A kind of hydraulic rotary drill-following reamer | |
JP6920008B2 (en) | Hybrid bit containing earth boring and percussion elements for excavating formations | |
US10781640B2 (en) | Rotary cutting tool | |
RU2681762C2 (en) | Drill bit with grooves in crushing surface | |
JP2018076734A (en) | Drilling bit and digging unit | |
US11530576B2 (en) | Drill bit with hybrid cutting arrangement | |
CN1795318A (en) | Percussive drill bit, drilling system comprising such a drill bit and method of drilling a bore hole | |
US7373994B2 (en) | Self cleaning coring bit | |
RU2448231C1 (en) | Controlled drilling layout | |
RU2666386C1 (en) | Drilling bit | |
US11821263B2 (en) | Reversible polycrystalline diamond compact bit | |
RU2435927C1 (en) | Core drilling bit | |
RU2649210C1 (en) | Drilling bit | |
RU2315849C1 (en) | Downhole reamer | |
RU2492308C1 (en) | Drill bit (versions) | |
RU125615U1 (en) | DRILL BIT | |
RU2436928C1 (en) | Bladed calibrator | |
RU135699U1 (en) | DRILLING PART OF THE DRILLING TOOL (OPTIONS) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141104 |