RU2481461C1 - Method for creating axial load at horizontal well bottom-hole - Google Patents
Method for creating axial load at horizontal well bottom-hole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2481461C1 RU2481461C1 RU2011141960/03A RU2011141960A RU2481461C1 RU 2481461 C1 RU2481461 C1 RU 2481461C1 RU 2011141960/03 A RU2011141960/03 A RU 2011141960/03A RU 2011141960 A RU2011141960 A RU 2011141960A RU 2481461 C1 RU2481461 C1 RU 2481461C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- axial load
- bit
- hydraulic cylinder
- drilling
- column
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения горизонтальных скважин с большим смещением забоя относительно устья и предназначено для использования в случаях, когда вертикальная составляющая веса колонны труб недостаточна для обеспечения технологически требуемой (или, как вариант, экономически обоснованной) величины осевой нагрузки на долото.The invention relates to the field of drilling horizontal wells with a large displacement of the bottom relative to the wellhead and is intended for use in cases where the vertical component of the weight of the pipe string is insufficient to provide the technologically required (or, alternatively, economically viable) value of the axial load on the bit.
Известен классический способ создания осевой нагрузки на забой (Гилязов P.M., Рамазанов Г.С., Янтурин А.Ш. Технология строительства скважин с боковыми стволами. - Уфа: Монография, 2002. - 290 с.), связанный с периодической разгрузкой части веса растянутой части колонны на породоразрушающий инструмент (импульсами периодической подачи с величиной амплитуды ↓ΔQ) путем последовательного периодического опускания бурильной колонны, по мере разрушения долотом породы.There is a classic way to create axial load on the bottom (Gilyazov PM, Ramazanov GS, Yanturin A.Sh. Construction technology of wells with sidetracks. - Ufa: Monograph, 2002. - 290 s.), Associated with the periodic unloading of part of the stretched weight parts of the string to the rock cutting tool (pulses of periodic feed with amplitude ↓ ΔQ) by successive periodic lowering of the drill string as it is destroyed by the rock bit.
Недостатком данного способа является следующее. При бурении горизонтальной скважины с достаточно большим смещением забоя относительно устья разница между продольной составляющей собственного веса колонны, используемой для создания осевой нагрузки на долото, и силами трения колонны (от поперечной составляющей веса) о стенки ствола постоянно уменьшается, стремясь к нулю, и даже может стать отрицательной величиной. В этом случае осевая нагрузка перестанет «доходить» до забоя, в результате чего последующее бурение становится невозможным.The disadvantage of this method is the following. When drilling a horizontal well with a sufficiently large displacement of the bottom relative to the wellhead, the difference between the longitudinal component of the own weight of the column used to create axial load on the bit and the friction forces of the column (from the transverse component of the weight) on the barrel wall is constantly decreasing, tending to zero, and may even become a negative value. In this case, the axial load will cease to reach the bottom, as a result of which subsequent drilling becomes impossible.
Известен и принят за прототип способ создания осевой нагрузки на забой горизонтальной скважины и устройство для его осуществления [Патент РФ №2006563 C1, E21B 10/00], включающий создание осевой нагрузки на долото гидроцилиндром при неподвижной бурильной колонне, разгружение породы долотом, периодическую подачу импульсами бурового инструмента на забой по мере разрушения породы. Однако этот способ, как и предыдущий и по аналогичной же причине, также становится неудовлетворительным для горизонтальных скважин в случаях, когда силы трения колонны о стенки ствола превышают, на какую-то определенную величину, продольную составляющую веса колонны. И, кроме того, не позволяет использовать для увеличения нагрузки на долото синхронное импульсам разгрузки периодическое управление направлением силами трения на горизонтальном интервале ствола (в т.ч. и при кратковременном прекращении подачи промывочной жидкости в скважину), что ограничивает его эффективность.Known and adopted as a prototype is a method of creating an axial load on the bottom of a horizontal well and a device for its implementation [RF Patent No. 20046563 C1, E21B 10/00], which includes creating an axial load on the drill bit with a hydraulic cylinder when the drill string is stationary, unloading the rock with a drill bit, periodic pulses drilling tool to the face as the destruction of the rock. However, this method, like the previous one and for the same reason, also becomes unsatisfactory for horizontal wells in cases where the friction forces of the column against the barrel wall exceed, by some certain amount, the longitudinal component of the weight of the column. And, in addition, it does not allow the use of friction forces to be used synchronously with the unloading pulses to increase the load on the bit by periodically controlling the direction of the friction forces on the horizontal interval of the bore (including when the supply of flushing fluid to the well is short-lived), which limits its effectiveness.
Задачей изобретения является повышение эффективности бурения длинного горизонтального интервала ствола за счет еще большего (по сравнению с прототипом) увеличения осевой нагрузки на долото, путем периодического управления направлением сил трения на горизонтальном интервале ствола (в т.ч. и при кратковременном прекращении подачи промывочной жидкости в скважину).The objective of the invention is to increase the efficiency of drilling a long horizontal interval of the barrel due to even greater (compared with the prototype) increase in axial load on the bit, by periodically controlling the direction of friction forces on the horizontal interval of the barrel (including and with a short interruption in the flow of flushing fluid in well).
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе создания осевой нагрузки на долото, включающем создание осевой нагрузки на долото силовым гидроцилиндром при неподвижной бурильной колонне, разгружение породы долотом, периодическую подачу импульсами бурового инструмента на забой по мере разрушения породы, согласно предлагаемому изобретению ближний к устью скважины силовой гидроцилиндр дополнительно снабжен демпфирующим элементом одностороннего действия и установлен в сжатой части колонны с интервалом размещения от нейтрального сечения, на котором силы трения о стенки ствола меньше величины импульсов разгрузки части веса растянутой части колонны на забой. Кроме того, последующие силовые гидроцилиндры устанавливают, при необходимости увеличения длины горизонтального ствола, с интервалами, на которых силы трения о стенки скважины меньше величин импульсов разгрузки части веса растянутой части колонны на забой.The problem is achieved in that in the known method of creating an axial load on the bit, including creating an axial load on the bit with a power hydraulic cylinder when the drill string is stationary, unloading the rock with a bit, periodically applying pulsed drilling tools to the bottom as the rock breaks, according to the invention, close to the mouth the power hydraulic cylinder is additionally equipped with a single-acting damping element and is installed in the compressed part of the column with an interval of placement from it eral sections on which the frictional force on the barrel wall is less than the discharge pulse stretched portion of the column weight for slaughter. In addition, subsequent power hydraulic cylinders are installed, if necessary, to increase the length of the horizontal wellbore, at intervals at which the friction forces against the borehole walls are less than the impulses of unloading part of the weight of the stretched part of the column to the bottom.
Сущность способа создания осевой нагрузки на забой заключается в использовании для дополнительной осевой сжимающей нагрузки на долото одного или нескольких силовых гидроцилиндров, увеличивающих, за счет перепада давления в бурильной колонне и в кольцевом пространстве, и изменяющих осевую нагрузку в местах размещения гидроцилиндров. А периодическую разгрузку части веса растянутой части колонны на забой, с целью увеличения нагрузки на долото и, соответственно, повышения эффективности бурения и увеличения горизонтального интервала ствола, осуществляют по мере заглубления долота в породу с помощью тормоза буровой лебедки или забойного механизма подачи долота, импульсами периодической подачи с величиной амплитуды осевой нагрузки ↓ΔQ.The essence of the method of creating an axial load on the bottom is to use one or more power hydraulic cylinders for additional axial compressive load on the bit, increasing, due to the pressure drop in the drill string and in the annular space, and changing the axial load in the places where the hydraulic cylinders are located. A periodic unloading of part of the weight of the stretched part of the column to the bottom, in order to increase the load on the bit and, accordingly, increase drilling efficiency and increase the horizontal interval of the barrel, is carried out as the bit is deepened into the rock with the help of a winch brake or downhole bit feed mechanism, with periodic pulses feed with the magnitude of the axial load amplitude ↓ ΔQ.
При этом, для обеспечения быстрого перемещения поршня гидроцилиндра из корпуса в момент подачи импульса осевой нагрузки и замедленного в процессе последующего заглубления долота в породу (в процессе бурения) гидроцилиндр дополнительно снабжен демпфирующим элементом одностороннего действия.At the same time, to ensure rapid movement of the piston of the hydraulic cylinder from the housing at the moment of the axial load impulse and slowed down during the subsequent deepening of the bit into the rock (during drilling), the hydraulic cylinder is additionally equipped with a single-acting damping element.
Известны различные способы увеличения нагрузки на забой при бурении горизонтальных скважин или боковых отклонений стволов скважин с большими отклонениями забоя относительно устья, в т.ч.:There are various ways to increase the load on the bottom when drilling horizontal wells or lateral deviations of wellbores with large deviations of the bottom relative to the wellhead, including:
- применение различных нагрузочных устройств, например многоступенчатых длинноходовых наддолотных гидроцилиндров, обеспечивающих дополнительное статическое прижатие долота к забою скважины;- the use of various loading devices, for example, multi-stage long-stroke over-bit hydraulic cylinders, providing additional static pressing of the bit to the bottom of the well;
- использование специальных поверхностных нагрузочных устройств (распространено для бурения боковых ответвлений стволов скважин с использованием гибких колонн);- the use of special surface loading devices (common for drilling lateral branches of wellbores using flexible columns);
- установка в растянутой части колонны, на отдельных интервалах ствола скважины, УБТ, толстостенных труб (ТБТ) и др.- installation in the stretched part of the column, at individual intervals of the wellbore, drill collars, thick-walled pipes (TBT), etc.
Во всех этих случаях эффективное разрушение породы в горизонтальных, восстающих и сильно наклонных скважинах ограничивается длиной горизонтального или наклонного участка ствола.In all these cases, the effective destruction of the rock in horizontal, upward and highly deviated wells is limited by the length of the horizontal or inclined section of the trunk.
На фиг.1 представлена схема для увеличения нагрузки на забой скважины при установке силового гидроцилиндра на расстоянии LГв от начала горизонтального интервала ствола скважины (с осевой нагрузкой Р2).Figure 1 presents a diagram for increasing the load on the bottom of the well when installing a power hydraulic cylinder at a distance of L G from the beginning of the horizontal interval of the wellbore (with an axial load of P 2 ).
На фиг.2 - схема к расчету влияния многоступенчатого гидроцилиндра на увеличение осевой нагрузки на забой скважины: а) без гидроцилиндра, после очередного импульса разгрузки веса колонны; б) с гидроцилиндром; в) то же при бурении вдоль плоскости напластования пород.Figure 2 is a diagram for calculating the effect of a multi-stage hydraulic cylinder on increasing the axial load on the bottom of the well: a) without a hydraulic cylinder, after the next impulse of unloading the weight of the column; b) with a hydraulic cylinder; c) the same when drilling along the bedding plane.
На фиг.3 - кинематическая схема секции гидроцилиндра с демпфирующим элементом одностороннего действия, где показаны позициями 1 - калиброванная щель демпфирующего элемента и 2 - обратный клапан.Figure 3 is a kinematic diagram of a section of a hydraulic cylinder with a single-acting damping element, where
Предлагаемый способ заключатся в дополнительном увеличении осевой нагрузки на забой скважины за счет установки на горизонтальном участке ствола (фиг.1) на расстоянии LГG=LГн-LG от направляющего участка бурильной колонны (КНБК) и LГв=LГ-LГн от сечения с осевой нагрузкой Р2 многоступенчатого силового гидроцилиндра. Количество ступеней должно обеспечивать требуемое изменение осевой нагрузки в месте установки гидроцилиндра. Поршни гидроцилиндра сочленены с нижележащей частью бурильной колонны. Отличительной особенностью гидроцилиндра, например, по фиг.3 является замедленное движение поршней относительно цилиндра в процессе заглубления долота в породу. В противоположном направлении поршень имеет ускоренное перемещение относительно корпуса гидроцилиндра. Сокращение длины гидроцилиндра осуществляется периодическими импульсами разгрузки части веса колонны на забой тормозом лебедки, величины которых превышают силы трения колонны о стенки интервала ствола скважины, расположенного между верхним гидроцилиндром и устьем.The proposed method consists in an additional increase in the axial load on the bottom of the well due to the installation on a horizontal section of the wellbore (Fig. 1) at a distance L ГG = L Гн -L G from the guide section of the drill string (BHA) and L Гв = L Г -L Гн from a section with an axial load P 2 of a multi-stage power hydraulic cylinder. The number of steps should provide the required change in axial load at the installation site of the hydraulic cylinder. The pistons of the hydraulic cylinder are articulated with the underlying part of the drill string. A distinctive feature of the hydraulic cylinder, for example, in figure 3 is the slow movement of the pistons relative to the cylinder during the process of deepening the bit in the rock. In the opposite direction, the piston has an accelerated movement relative to the cylinder body. The length of the hydraulic cylinder is reduced by periodic pulses of unloading part of the weight of the column to the bottom by the winch brake, the values of which exceed the friction forces of the column against the walls of the interval of the wellbore located between the upper hydraulic cylinder and the wellhead.
Согласно, например, работы [Гилязов P.M., Рамазанов Г.С., Янтурин А.Ш. Технология строительства скважин с боковыми стволами. - Уфа: Монография, 2002. - 290 с.] при бурении минимальная осевая нагрузка на забой скважины с большой величиной зенитного угла αг (в частном случае, горизонтальной) или бокового ответвления ствола в случае отсутствия гидроцилиндра может быть определена из выражения (см. фиг.1)According to, for example, the work [Gilyazov PM, Ramazanov G.S., Yanturin A.Sh. Sidetrack Well Construction Technology. - Ufa: Monograph, 2002. - 290 pp.] When drilling, the minimum axial load on the bottom of the well with a large zenith angle α g (in the particular case, horizontal) or the lateral branch of the trunk in the absence of a hydraulic cylinder can be determined from the expression (see figure 1)
Здесь qг - вес единицы длины труб в жидкости, расположенных на горизонтальном интервале ствола с величиной зенитного угла αг; qв и qнб - то же, для труб, на интервалах вертикальном и набора зенитного угла скважины.Here q g is the weight of the unit length of the pipes in the fluid located on the horizontal interval of the barrel with the zenith angle α g ; q in and q nb - the same for pipes, at vertical intervals and a set of zenith angle of the well.
При установке гидроцилиндра нагрузка на забой будет характеризоваться уже не выражением (1): а формулой:When installing a hydraulic cylinder, the load on the bottom will be characterized not by expression (1): but by the formula:
Определяя алгебраическим вычитанием разницу между нагрузками, характеризуемыми формулами (1) и (2), находим, что реализация способа позволяет в рассматриваемой горизонтальной скважине увеличить нагрузку на долото (как вариант, на какие-либо другие типы исполнительных механизмов) на величинуDetermining the difference between the loads characterized by formulas (1) and (2) by algebraic subtraction, we find that the implementation of the method allows increasing the load on the bit (alternatively, on any other types of actuators) in the horizontal well under consideration by
Использование многоступенчатых гидроцилиндров для увеличения нагрузки на забой за счет управления направлением сил трения колонны о стенки скважины целесообразно в случаях, когда бурение длинных горизонтальных стволов скважин (в более общем случае, с большим смещением забоя относительно устья) ограничивается недостаточным собственным весом колонны, необходимым для создания технологически требуемой величины осевой нагрузки на долото. В этих случаях механическая скорость бурения резко снижается. А, например, для колонн гибких труб даже использование наземных нагружающих устройств, из-за больших потерь осевой нагрузки на трение, может оказаться недостаточным.The use of multi-stage hydraulic cylinders to increase the load on the bottom by controlling the direction of the column friction forces against the well walls is advisable in cases when drilling long horizontal boreholes (in a more general case, with a large displacement of the bottom relative to the wellhead) is limited by the insufficient self-weight of the column necessary to create the technologically required value of the axial load on the bit. In these cases, the mechanical drilling speed decreases sharply. And, for example, for columns of flexible pipes, even the use of ground loading devices, due to large losses of axial friction, may be insufficient.
Еще более проблема обостряется при бурении восстающих скважин (фиг.2, в), направленных в зависимости от условий разработки месторождения, в частности, или вверх вдоль плоскости напластования пород, или вверх под небольшим углом к плоскости напластования. В последнем случае обеспечивается нейтрализация анизотропности пород по проницаемости, которая имеет относительно меньшую величину в направлении нормали к плоскости напластования.The problem is even more acute when drilling uprising wells (Fig. 2, c), depending on the conditions of field development, in particular, either up along the bedding plane or upward at a slight angle to the bedding plane. In the latter case, neutralization of the rock anisotropy by permeability, which is relatively smaller in the direction normal to the bedding plane, is ensured.
И, действительно, при периодической разгрузке, тормозом лебедки, части веса растянутой части колонны на забой на какую-то величину ↓ΔQ осевая нагрузка на забой периодически восстанавливается. На границе между нижним интервалом набора зенитного угла и горизонтальным, длиной LГ (см. фиг.2, а), осевая нагрузка соответствует разности Σ(qi li cosαI-Δрi(µ)) сумм продольных составляющих сил собственного веса Σqi li cosαI и сил сопротивления продольному перемещению колонны ΣΔрi(µ) (в т.ч., сил трения). По мере удлинения горизонтального интервала ствола силы трения колонны (от поперечной составляющей веса труб) о стенки скважины возрастают. В результате, нейтральное сечение (где осевая нагрузка Р=0) постепенно перемещается в направлении забоя скважины и нагрузка на долото РД, соответственно, уменьшается и последующее углубление ствола (бурение скважины) становится экономически нецелесообразным.And, indeed, with periodic unloading, winch brake, part of the weight of the stretched part of the column to the bottom for some amount ↓ ΔQ, the axial load on the bottom is periodically restored. At the boundary between the lower interval of zenith angle set and horizontal, length L Г (see Fig. 2, a), the axial load corresponds to the difference Σ (q i l i cosα I -Δp i (μ)) of the sums of the longitudinal components of the self-weight forces Σq i l i cosα I and resistance forces to the longitudinal movement of the column ΣΔр i (µ) (including friction forces). As the horizontal interval of the barrel lengthens, the friction forces of the column (from the transverse component of the weight of the pipes) against the borehole walls increase. As a result, the neutral section (where the axial load P = 0) gradually moves in the direction of the bottom hole and the load on the bit R D , respectively, decreases and the subsequent wellbore deepening (well drilling) becomes economically inexpedient.
При установке одного или нескольких многоступенчатых гидроцилиндров в расчетных местах колонны часть сил трения колонны используется для увеличения или (при определенных условиях) создания требуемой осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент. Например, по схеме (на фиг.2) осевая нагрузка на долото может быть увеличена на силу РГЦ, создаваемую гидроцилиндром. Количество секций и места размещения гидроцилиндров по длине колонны меняются по мере удлинения горизонтального интервала ствола и подбираются по очевидным расчета. Первоначально, гидроцилиндр может устанавливаться, как вариант, непосредственно над долотом (или КНБК), а затем по мере последующего бурения, когда импульсы ↓ΔQ не «смогут» преодолевать силы трения колонны о стенки ствола на участке, расположенном выше гидроцилиндра, периодически перемещаться в направлении устья скважины. При недостаточной эффективности количество используемых гидроцилиндров увеличивается. Отличительными особенностями кинематической схемы одной секции гидроцилиндра (фиг.3) от забойных автоматов подачи нагрузки на долото являются:When installing one or more multi-stage hydraulic cylinders in the design places of the column, part of the column friction forces is used to increase or (under certain conditions) create the required axial load on the rock cutting tool. For example, according to the scheme (in Fig. 2), the axial load on the bit can be increased by the force G of the hydraulic circuit created by the hydraulic cylinder. The number of sections and the location of the hydraulic cylinders along the length of the column varies as the horizontal interval of the barrel elongates and are selected according to obvious calculations. Initially, the hydraulic cylinder can be installed, as an option, directly above the bit (or BHA), and then, as a result of subsequent drilling, when pulses ↓ ΔQ cannot “overcome” the friction forces of the column against the barrel wall in the area located above the hydraulic cylinder, periodically move in the direction wellhead. With insufficient efficiency, the number of hydraulic cylinders used increases. Distinctive features of the kinematic scheme of one section of the hydraulic cylinder (figure 3) from the bottomhole automatic feed of the load on the bit are:
- отсутствие необходимости «в зацеплении» со стенками ствола в скважине и, соответственно, упрощение конструкции (поскольку увеличение нагрузки на долото обеспечивается за счет изменения направления сил трения на отдельных участках колонны);- the absence of the need for "engagement" with the walls of the borehole in the well and, accordingly, the simplification of the design (since the increase in the load on the bit is ensured by changing the direction of the friction forces in individual sections of the string);
- наличие калиброванной щели между поршнями и цилиндром (как вариант, специальных демпфирующих каналов в самих поршнях) для ограничения времени полного перемещения поршней относительно цилиндра (при необходимости, до нескольких часов);- the presence of a calibrated gap between the pistons and the cylinder (as an option, special damping channels in the pistons themselves) to limit the time the pistons move completely relative to the cylinder (if necessary, up to several hours);
- односторонность демпфирования за счет использования дополнительного использования тех или иных конструкций обратных клапанов.- one-sided damping due to the use of additional use of various designs of check valves.
Односторонность демпфирования обеспечивает полное восстановление исходного положения поршней относительно корпуса цилиндра после каждого очередного импульса разгрузки части веса растянутой части колонны на забой тормозом лебедки. По мере последующего заглубления долота в породу нагрузка на забой поддерживается за счет сил трения части колонны о стенки ствола, до полного выдвижения поршней из цилиндра. Скорость выдвижения регулируется перед спуском инструмента в скважину.One-sided damping ensures complete restoration of the initial position of the pistons relative to the cylinder body after each successive impulse of unloading part of the weight of the stretched part of the column to the bottom by the winch brake. With the subsequent deepening of the bit in the rock, the load on the face is maintained due to the friction forces of the part of the column against the barrel wall, until the pistons are fully extended from the cylinder. The extension speed is adjusted before the tool is lowered into the well.
Выдвижение поршней осуществляется за счет перепада давления внутри колонны и в кольцевом пространстве. Полости над поршнями (со стороны устья скважины) сообщаются с внутриколонной полостью, с противоположной стороны - с кольцевым пространством. Как вариант, возможно и использование гидроцилиндров с полным заполнением их промышленными маслами (например, автолом).The extension of the pistons is due to the pressure drop inside the column and in the annular space. The cavities above the pistons (from the side of the wellhead) communicate with the intra-annular cavity, and from the opposite side, with the annular space. As an option, it is also possible to use hydraulic cylinders with their full filling with industrial oils (for example, auto scrap).
При определенной, какой-то «граничной» (для выбранного места установки гидроцилиндра), величине проходки на долото механическая скорость бурения может замедлиться. В этом случае, очередные импульсы разгрузки части веса растянутой части колонны на забой можно осуществлять, как вариант, при кратковременном прекращении подачи промывочной жидкости в скважину. Причем, величина импульса подачи ↓ΔQ должна обеспечивать преодоление сил трения о стенки скважины участка колонны, расположенного между верхним гидроцилиндром и устьем скважины.At a certain “boundary” (for the selected installation location of the hydraulic cylinder), the penetration rate per bit, the mechanical drilling speed may slow down. In this case, the next impulses of unloading part of the weight of the stretched part of the column to the bottom can be carried out, as an option, with a short interruption in the supply of flushing fluid to the well. Moreover, the value of the feed pulse ↓ ΔQ should ensure that the friction forces against the borehole wall of the column section located between the upper hydraulic cylinder and the wellhead are overcome.
Таким образом, использование гидроцилиндров по схеме на фиг.3 обеспечивает:Thus, the use of hydraulic cylinders according to the scheme in figure 3 provides:
- увеличение длины горизонтального (или, в большей мере, «восстающего») интервала ствола скважины;- an increase in the length of the horizontal (or, to a greater extent, “rising”) interval of the wellbore;
- рост механической скорости бурения и, соответственно, снижение стоимости строительства горизонтальных скважин;- an increase in the mechanical drilling speed and, accordingly, a decrease in the cost of constructing horizontal wells;
- (за счет роста скоростей бурения и сопутствующего снижения количества спускоподъемных операций) уменьшение глубины проникновения инфильтрата промывочной жидкости в прискважинную зону пласта, с сопутствующим ростом дебита скважины в процессе ее последующей эксплуатации.- (due to an increase in drilling speeds and a concomitant decrease in the number of tripping operations), a decrease in the depth of penetration of drilling fluid infiltrate into the near-wellbore zone of the formation, with a concomitant increase in the flow rate of the well during its subsequent operation.
Следует также отметить, что рассмотренный способ увеличения осевой нагрузки на забой за счет использования сил трения колонны о стенки скважины наиболее эффективен в случаях:It should also be noted that the considered method of increasing the axial load on the bottom due to the use of friction forces of the column against the well walls is most effective in cases:
- недостаточной эффективности установки УБТ на верхних, близких к вертикальным интервалах ствола горизонтальной скважины (наблюдалось, в частности, в горизонтальной скважине 1-ЭС Лемезинской площади в Башкирии с длиной вертикального интервала - 480 м, а горизонтального - свыше 700 м);- insufficient efficiency of the UBT installation at the upper, close to the vertical intervals of the horizontal wellbore (observed, in particular, in the horizontal well 1-ES of Lemezinsky Square in Bashkiria with a vertical interval of 480 m and a horizontal interval of more than 700 m);
- при неэффективности известных устройств подачи долота;- with the inefficiency of the known bit feed devices;
- при бурении сверхглубоких скважин (например, в Кольской сверхглубокой скважине СГ-3 наблюдались случаи подъема на поверхность, практически, «не работавшего на забое» долота;- when drilling superdeep wells (for example, in the Kola superdeep well SG-3, there were cases of ascent to the surface that practically “did not work at the bottom” of the bit);
- при проводке горизонтальной части ствола скважины длиной свыше 300…400 м- when posting the horizontal part of the wellbore longer than 300 ... 400 m
При установке в секциях многоступенчатого гидроцилиндра дросселирующих устройств, срабатывающих при определенном перепаде давления между полостями над и под поршнями, возможно автоматическое регулирование режима работы забойного двигателя. Дополнительное управление работой (характеристикой) гидроцилиндра по фиг.3 (например, при изменении твердости пород в процессе одного долбления) с поверхности может осуществляться:When throttling devices are activated in sections of a multi-stage hydraulic cylinder that operate at a certain pressure drop between the cavities above and below the pistons, automatic adjustment of the downhole motor operation mode is possible. Additional control of the operation (characteristic) of the hydraulic cylinder in figure 3 (for example, when changing the hardness of the rocks in the process of one hammering) from the surface can be carried out:
- изменением заданных перепадов давления на дросселирующих элементах (сообщающих полости над и под поршнями) с поверхности: путем подачи импульсов давления;- a change in predetermined pressure drops on the throttling elements (communicating cavities above and below the pistons) from the surface: by applying pressure pulses;
- отрывом долота от забоя, без прекращения подачи промывочной жидкости в течение определенного периода времени - для срабатывания управляющего демпфирующего элемента;- separation of the bit from the bottom, without stopping the supply of flushing fluid for a certain period of time - for the actuation of the control damping element;
- автоматически, при изменении момента вращения на забойном двигателе, числа оборотов двигателя и др.- automatically, when changing the torque on a downhole motor, engine speed, etc.
Аналогичными способами, автоматически срабатывающим сообщением в отдельных ступенях полостей высокого давления с заколонным пространством возможно и отключение этих ступеней при изменении тех или иных параметров режима бурения.By similar methods, automatically triggering messages in separate stages of high-pressure cavities with an annular space, it is possible to turn off these stages when changing certain parameters of the drilling mode.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011141960/03A RU2481461C1 (en) | 2011-10-17 | 2011-10-17 | Method for creating axial load at horizontal well bottom-hole |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011141960/03A RU2481461C1 (en) | 2011-10-17 | 2011-10-17 | Method for creating axial load at horizontal well bottom-hole |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2481461C1 true RU2481461C1 (en) | 2013-05-10 |
Family
ID=48789534
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011141960/03A RU2481461C1 (en) | 2011-10-17 | 2011-10-17 | Method for creating axial load at horizontal well bottom-hole |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2481461C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1514902A1 (en) * | 1987-11-17 | 1989-10-15 | Уфимский Нефтяной Институт | Arrangement for applying axial load to rock-breaking tool |
| SU1728466A1 (en) * | 1989-03-27 | 1992-04-23 | Уфимский Нефтяной Институт | Multi-stage long-stroke bottomhole bit feeding mechanism |
| RU2006563C1 (en) * | 1988-02-29 | 1994-01-30 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of formation of axial load in bottom of horizontal borehole and device for its implementation |
| RU2116429C1 (en) * | 1994-09-20 | 1998-07-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Клим" | Device for creating axial load on drilling bit |
| RU2183722C2 (en) * | 2000-05-31 | 2002-06-20 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of building-up bit axial load and device for its embodiment |
| UA83660C2 (en) * | 2005-11-24 | 2008-08-11 | Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа | Method for formation of axial load on drill and device for its implementation |
-
2011
- 2011-10-17 RU RU2011141960/03A patent/RU2481461C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1514902A1 (en) * | 1987-11-17 | 1989-10-15 | Уфимский Нефтяной Институт | Arrangement for applying axial load to rock-breaking tool |
| RU2006563C1 (en) * | 1988-02-29 | 1994-01-30 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of formation of axial load in bottom of horizontal borehole and device for its implementation |
| SU1728466A1 (en) * | 1989-03-27 | 1992-04-23 | Уфимский Нефтяной Институт | Multi-stage long-stroke bottomhole bit feeding mechanism |
| RU2116429C1 (en) * | 1994-09-20 | 1998-07-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Клим" | Device for creating axial load on drilling bit |
| RU2183722C2 (en) * | 2000-05-31 | 2002-06-20 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Method of building-up bit axial load and device for its embodiment |
| UA83660C2 (en) * | 2005-11-24 | 2008-08-11 | Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа | Method for formation of axial load on drill and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10001005B2 (en) | Drill bit with hydraulically adjustable axial pad for controlling torsional fluctuations | |
| EP2984274B1 (en) | Drill bit with extendable gauge pads | |
| US10012023B2 (en) | Rotatable wireline tool of enhanced hydraulic drive consistency | |
| EP2085570B1 (en) | Method for jarring with a downhole pulling tool | |
| CN105888554B (en) | Surge and push away multiple shock oscillator | |
| US9605514B2 (en) | Using dynamic underbalance to increase well productivity | |
| CA2877411A1 (en) | Extended reach placement of wellbore completions | |
| AU2001284263A1 (en) | Method and device to free stuck objects | |
| US7766087B2 (en) | Methods and apparatus for placement of well equipment | |
| RU192852U1 (en) | Shoe Chisel | |
| RU2638672C1 (en) | Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe | |
| CA2875197C (en) | Drill bit with hydraulically adjustable axial pad for controlling torsional fluctuations | |
| NL1042155B1 (en) | Coiled tubing application having vibration-based feedback | |
| RU2481461C1 (en) | Method for creating axial load at horizontal well bottom-hole | |
| CN112955627A (en) | System and method for controlling downhole behavior | |
| US20180179844A1 (en) | Downhole pulsing shock-reach extender method | |
| RU2607843C2 (en) | High-frequency drilling hammer with hydraulic drive, intended for hard rocks percussion drilling | |
| Wilson | Hydraulic percussion drilling system boosts rate of penetration, lowers cost | |
| RU185927U1 (en) | DEVICE FOR DRILLING LONG HORIZONTAL WELLS | |
| RU2435925C1 (en) | Procedure for construction of horizontal drain hole in unstable moveable rock and drilling assembly for its implementation | |
| RU2439271C1 (en) | Method of axial load generation for horizontal well hole and device for method implementation | |
| WO2015009213A1 (en) | Method for boring holes and installing collection pipes in holes | |
| RU2400614C1 (en) | Wedge-shaped diverter | |
| RU2321739C2 (en) | Method to decrease stresses in well environment | |
| US20180179843A1 (en) | Downhole pulsing shock-reach extender system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131018 |