RU2703013C1 - Method for drilling of process equipment elements in well - Google Patents
Method for drilling of process equipment elements in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2703013C1 RU2703013C1 RU2019101415A RU2019101415A RU2703013C1 RU 2703013 C1 RU2703013 C1 RU 2703013C1 RU 2019101415 A RU2019101415 A RU 2019101415A RU 2019101415 A RU2019101415 A RU 2019101415A RU 2703013 C1 RU2703013 C1 RU 2703013C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe string
- drilling
- well
- rotation
- drill
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract description 6
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 23
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 23
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 23
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 11
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, ремонте и эксплуатации скважины, разбуривании элементов технологического оборудования в скважине, в частности, оснасток горизонтальной и наклонной скважины, хвостовиков зарезки боковых стволов, муфт гидравлического разрыва пластов в хвостовиках, сложных забоев, нормализации проходного сечения скважины, а также при очистке ствола скважины от шлама.The invention relates to the oil industry and can be used in the development, repair and operation of the well, drilling elements of technological equipment in the well, in particular, horizontal and deviated well rigs, sidetracking shafts, hydraulic fracturing couplings in shanks, complex faces, normalization of the passage section of the well, as well as when cleaning the wellbore from sludge.
Известен способ роторно-турбинного бурения, согласно которому в рабочем органе, включающем связанные между собой забойные двигатели, например турбобуры, вращают породоразрушающие наконечники вокруг собственных осей, или/и еще вокруг центральной оси рабочего органа, осуществляют осевую подачу с колебательными движениями рабочего органа, очистку призабойной зоны и удаление разрушенной породы промывочной жидкостью на поверхность. Выработку осуществляют при помощи рабочего органа, выполненного в виде связанного рамой линейного ряда турбобуров, и центрального снаряда с внутренней колонной, причем для увеличения габаритов центральной части выработки на центральном снаряде устанавливают инерционный или складывающийся расширитель, который располагают с опережением по отношению к породоразрушающим наконечникам, установленным на турбобурах, при этом проводят дополнительную очистку призабойной зоны при помощи вращения шнекообразных или спиралевидных секций, установленных соосно на шпинделях линейного ряда турбобуров и внутренней колонне центрального снаряда, и подачи промывочной жидкости в призабойную зону с помощью расположенных между турбобурами со шнековыми или спиралевидными секциями напорных трубопроводов с гидронасадками, а также вакуумизации верхней части колонны труб центрального снаряда. (Патент РФ №2280747, кл. Е21В 7/00, E02D 17/00, опубл. 27.07.2006).A known method of rotary-turbine drilling, according to which in a working body, including interconnected downhole motors, such as turbodrills, rotate rock cutting tips around their own axes, and / or around the central axis of the working body, carry out axial feed with oscillatory movements of the working body, cleaning bottom-hole zone and removal of the destroyed rock by flushing fluid to the surface. The development is carried out using a working body, made in the form of a linear row of turbodrills connected by a frame, and a central projectile with an inner column, and to increase the dimensions of the central part of the excavation, an inertial or folding expander is installed on the central projectile, which is placed ahead of the rock cutting tips installed on turbodrills, while additionally cleaning the bottom-hole zone by rotating auger-shaped or spiral sections, the mouth coaxially mounted on the spindles of the linear row of turbodrills and the inner column of the central projectile, and supplying flushing fluid to the bottomhole zone using pressure pipelines with hydraulic nozzles located between the turbodrills with screw or spiral sections, as well as vacuumizing the upper part of the pipe string of the central projectile. (RF patent No. 2280747, CL ЕВВ 7/00, E02D 17/00, published on July 27, 2006).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ роторно-турбинного бурения, согласно которому осуществляют спуск рабочего органа, включающего турбобуры с породоразрушающим инструментом, гидроподачу рабочего органа и вращение породоразрушающего инструмента вокруг собственных осей, выравнивание стенок выработки, удаление продуктов разрушения. Непосредственно в процессе бурения производят одно-, двух- или п-ступепенчатое срезание междолотных выступов, а также дополнительное измельчение и перемешивание разрушенной породы при помощи резцов и скоб баровых цепей, установленных с возможностью движения вокруг шпинделей турбобуров, причем баровые цепи устанавливают на звездочках с диаметром одинаковой величины или с диаметром разной величины, увеличивающимся снизу вверх, при этом на одном из шпинделей устанавливают звездочки с жесткой фиксацией относительно шпинделя, а на другом - с возможностью вращения, а при бурении скважины большого диаметра производят вращение рабочего органа вокруг центральной оси (Патент РФ № 2291266, кл. Е21В 7/00, E02D 17/00, опубл. 10.01.2007 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of rotary-turbine drilling, according to which a working body is lowered, including turbodrills with a rock cutting tool, a hydraulic feed of the working body and rotation of the rock cutting tool around its own axes, alignment of the production walls, removal of fracture products. Directly during the drilling process, one-, two- or p-step cutting of the inter-bit ledges is performed, as well as additional grinding and mixing of the destroyed rock using cutters and staples of the bar chains mounted with the possibility of movement around the spindles of the turbodrills, and the bar chains are mounted on sprockets with a diameter of the same size or with a diameter of different sizes, increasing from bottom to top, while on one of the spindles sprockets are installed with rigid fixation relative to the spindle, and on the other - with the possibility of rotation, and when drilling wells of large diameter, the working body is rotated around the central axis (RF Patent No. 2291266, class Е21В 7/00, E02D 17/00, publ. 10.01.2007 - prototype).
Известные способы применимы при бурении новых скважин, применение способов позволяет увеличить механическую и рейсовую скорость бурения.Known methods are applicable when drilling new wells, the application of the methods allows to increase the mechanical and route drilling speed.
Общим недостатком известных способов является то, что в существующих скважинах при ремонте и эксплуатации скважины, разбуривании элементов технологического оборудования в существующей скважине применение известных способов приводит к повреждению стенок эксплуатационной колонны скважины. Шнекообразные и спиралевидные секции или резцы и скобы баровых цепей в известных способах не предназначены для измельчения элементов технологического оборудования. При их взаимодействии не до конца измельченные элементы технологического оборудования располагаются между стенками эксплуатационной колонны скважины и шнекообразными и спиралевидными секциями или резцами и скобами баровых цепей, происходит истирание эксплуатационной колонны скважины и даже заклинивание оборудования и повреждение стенок скважины. При этом ухудшается вынос остатков технологического оборудования из скважины. Вращение колонны труб не ликвидирует прихваты и заклинивание колонны труб.A common disadvantage of the known methods is that in existing wells during repair and operation of a well, drilling elements of technological equipment in an existing well, the use of known methods leads to damage to the walls of the production casing of the well. Screw-shaped and spiral sections or cutters and staples of bar chains in the known methods are not intended for grinding elements of technological equipment. During their interaction, incompletely crushed elements of technological equipment are located between the walls of the production casing of the well and the screw-shaped and spiral sections or cutters and staples of the bar chains, the production casing of the well is abraded and even the equipment is jammed and the walls of the well are damaged. In this case, the removal of residual technological equipment from the well is worsened. The rotation of the pipe string does not eliminate the sticking and jamming of the pipe string.
В предложенном изобретении решается задача ликвидации прихватов и заклинивания колонны труб при разбуривании элементов технологического оборудования в скважине.The proposed invention solves the problem of eliminating sticking and jamming of the pipe string when drilling elements of technological equipment in the well.
Задача решается тем, что в способе разбуривания элементов технологического оборудования в скважине, включающем свинчивание на устье скважины колонны труб с винтовым забойным двигателем и с разбуривающим элементом на конце, спуск в скважину колонны труб, прокачку по колонне труб технологической жидкости и вращение винтового забойного двигателя и разбуривающего элемента, одновременное вращение колонны труб в направлении вращения винтового забойного двигателя и разбуривающего элемента, продвижение колонны труб вдоль скважины и подъем колонны труб, согласно изобретению, вращение колонны труб начинают после достижения рабочей нагрузки на разбуривающий элемент, начальное вращение колонны труб назначают в пределах 12-15 об/мин и поддерживают в пределах 12-40 об/мин, при увеличении нагрузки на разбуривающий элемент приподнимают колонну труб, достигая рабочей нагрузки, не прекращая прокачки технологической жидкости и вращения колонны труб, периодически приподнимают и опускают колонну труб, при этом отмечают вес колонны труб при подъеме и опускании, при большой разнице весов делают вывод о прихвате колонны, для освобождения от прихватов увеличивают скорость промывки и/или увеличивают скорость вращения колонны, выполняют расхаживание колонны вниз и вверх.The problem is solved in that in a method for drilling technological equipment elements in a well, comprising screwing at the wellhead a pipe string with a downhole motor and a drilling element at the end, lowering a pipe string into the well, pumping process fluid along the pipe string and rotating the downhole motor and the drilling element, the simultaneous rotation of the pipe string in the direction of rotation of the downhole motor and the drilling element, the advancement of the pipe string along the well and the rise pipe columns, according to the invention, the rotation of the pipe string begins after reaching the working load on the drill element, the initial rotation of the pipe string is assigned within 12-15 rpm and maintain within 12-40 rpm, when the load on the drill element increases, the column is raised pipes, reaching the workload, without stopping the pumping of the process fluid and the rotation of the pipe string, periodically raise and lower the pipe string, while note the weight of the pipe string when raising and lowering, with a large difference in weight make a conclusion about the sticking of the column, in order to get rid of the sticking, they increase the washing speed and / or increase the rotation speed of the column, and the column is paced up and down.
При осуществлении способа колонну труб на устье скважины полностью или частично возможно свинчивать из стальных бурильных труб с высаженными наружу замками или бурильных труб с высаженными внутрь концами.When implementing the method, the pipe string at the wellhead can be fully or partially screwed from steel drill pipes with upset locks or drill pipes with upset ends.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Разбуривание элементов технологического оборудования применяется после бурения, ремонта и эксплуатации скважин. В качестве элементов технологического оборудования, подлежащих разбуриванию, могут иметь место элементы, части оборудования или целые детали, извлечение которых из скважины невозможно или сопряжено с неоправданными затратами сил и средств, и которые вышли из строя или потеряли необходимость нахождения в скважине. Такими элементами могут быть, в частности, оснастки горизонтальной и наклонной скважины, хвостовиков зарезки боковых стволов, муфты гидравлического разрыва пласта, клапаны, выносимый из пластов песок, проппант, частицы породы, окалина, асфальтосмолопарафиновые отложения, цементная крошка, соли и т.п. Разбуривание может также применяться при очистке ствола скважины от шлама, отложений, продуктов реакции и прочих загрязнений и кольматирующих веществ.Drilling of elements of technological equipment is used after drilling, repair and operation of wells. As elements of technological equipment to be drilled, there may be elements, parts of equipment or whole parts, the removal of which from the well is impossible or involves unjustified expenditures of forces and means, and which have failed or lost the need to be in the well. Such elements may include, in particular, rigging of a horizontal and deviated well, sidetracking shafts, hydraulic fracturing couplings, valves, sand carried out from the strata, proppant, rock particles, scale, asphalt-resin-paraffin deposits, cement chips, salt, etc. Drilling can also be used when cleaning the wellbore from cuttings, sediments, reaction products and other contaminants and clogging substances.
В процессе эксплуатации и Проведения технологических операций в скважине накапливается песок, цементная крошка, окалина, тяжелые фракции нефти, соли и присутствуют элементы технологического оборудования. После проведения технологических операций необходимо удалить из скважины эти элементы. Промывкой такие элементы из скважины удалить не удается. Для их удаления проводят операцию разбуривания элементов с выносом образовавшегося шлама на поверхность.In the process of operation and technological operations in the well accumulates sand, cement chips, scale, heavy fractions of oil, salt and there are elements of technological equipment. After carrying out technological operations, it is necessary to remove these elements from the well. By flushing, such elements cannot be removed from the well. To remove them carry out the operation of drilling elements with the removal of the resulting sludge to the surface.
Разбуривание элементов технологического оборудования сопряжено с рядом трудностей. В горизонтальной или наклонной части ствола скважины хвостовика шлам при движении от забоя к устью оседает в нижней части сечения хвостовика или ствола скважины, а также за муфтами бурильных труб. Это зачастую приводит к прихватам инструмента. При разбуривании по мере накопления шлама при натяжении бурильного инструмента (при движении инструмента к устью), колонна бурильных труб муфтами собирает перед и за собой шлам, вызывая прихват инструмента. Во избежание прихватов бурильного инструмента приходится производить постоянное расхаживание инструмента с одновременной промывкой ствола скважины и хвостовика, что сопряжено с дополнительными затратами времени и не гарантирует отсутствия прихватов в дальнейшем.Drilling elements of technological equipment is associated with a number of difficulties. In the horizontal or inclined part of the liner bore, sludge settles in the lower section of the liner or borehole, as well as behind the drill pipe couplings, when moving from the bottom to the mouth. This often leads to tool sticks. When drilling with the accumulation of sludge during the tension of the drilling tool (when the tool moves to the mouth), the drill pipe string collects the sludge in front of and behind it, causing the tool to stick. To avoid sticking of the drilling tool, it is necessary to constantly pace the tool while flushing the borehole and liner, which is associated with additional time and does not guarantee the absence of sticks in the future.
Предлагаемую технологию разбуривания элементов технологического оборудования выполняют следующим образом.The proposed technology for drilling elements of technological equipment is as follows.
На устье скважины собирают колонну труб, для чего свинчивают на муфтах колонну труб полностью или частично из стальных бурильных труб с высаженными наружу замками и/или из бурильных труб с высаженными внутрь концами. Бурильные трубы с высаженными наружу замками свинчивают на наружных муфтах, бурильные трубы с высаженными внутрь концами свинчивают на внутренних муфтах. Наружные муфты препятствуют движению разбуренных элементов вверх к устью скважины, в то время как внутренние муфты не оказывают такого воздействия. Поэтому целесообразно колонну труб свинчивать на внутренних муфтах, что не всегда выполнимо на практике. Чаще всего на скважине присутствует какой-либо один вид труб, что, однако, не исключает частичное наличие другого вида труб. Наиболее целесообразно низ колонны труб на длину не менее длины разбуривания свинчивать из бурильных труб с высаженными внутрь концами, которые свинчивают на внутренних муфтах. Отсутствие наружных муфт способствует выносу разбуренных элементов из наиболее опасной с точки зрения прихватов зоны скважины. Стальные бурильные трубы с высаженными наружу замками соответствуют ГОСТ 32696-2014, ГОСТ 50278-92, ГОСТ 631-80, ГОСТ 7909-56, API Spec 5D, бурильные трубы с высаженными внутрь концами соответствуют ГОСТ 7909-56, API Spec 5D.A pipe string is assembled at the wellhead, for which a pipe string is screwed on the couplings in whole or in part from steel drill pipes with upset locks and / or from drill pipes with upset ends. Drill pipes with upset locks are screwed on the external couplings, drill pipes with upset ends are screwed on the internal couplings. External couplings impede the movement of drilled elements up to the wellhead, while internal couplings do not have such an effect. Therefore, it is advisable to screw the pipe string on the internal couplings, which is not always feasible in practice. Most often, one type of pipe is present at the well, which, however, does not exclude the partial presence of another type of pipe. It is most advisable to screw the bottom of the pipe string to a length not less than the length of the drill from the drill pipe with the ends upside down that are screwed on the internal couplings. The absence of external couplings contributes to the removal of drilled elements from the most dangerous in terms of tacking of the well zone. Steel drill pipes with upset locks comply with GOST 32696-2014, GOST 50278-92, GOST 631-80, GOST 7909-56, API Spec 5D, drill pipes with upset ends comply with GOST 7909-56, API Spec 5D.
Низ колонны оборудуют винтовым забойным двигателем с разбуривающим элементом на конце. В качестве разбуривающего элемента используют фрез торцовый режущего или режуще-истирающего действия. Вооружение данного фреза для обеспечения эффективной работы максимально соответствует разбуриваемому материалу.The bottom of the column is equipped with a downhole motor with a drilling element at the end. As a drilling element, face mills of a cutting or cutting-abrasive action are used. The armament of this milling cutter to ensure efficient operation corresponds to the material being drilled.
Колонну труб подвешивают на подъемнике с замером веса колонны. По колонне труб выполняют прокачку технологической жидкости, например, воды, воды с поверхностно-активными веществами, солевого раствора, и пр. с расходом порядка 5-20 л/с. Вызывают вращение винтового забойного двигателя и разбуривающего элемента. Частоту вращения винтового забойного двигателя поддерживают в пределах от 80 до 450 об/мин. Выполняют мероприятия по приработке разбуривающего элемента с элементами технологического оборудования, подлежащего разбуриванию. Для этого спускают на подвеске колонну труб до соприкосновения разбуривающего элемента с элементами технологического оборудования, подлежащими разбуриванию, и создают рабочую нагрузку на разбуривающий элемент. Величину рабочей нагрузки плавно увеличивают с 0 до 600 кг, давая возможность фрезу приработаться на элементе технологического оборудования. Начальная нагрузка, близкая к 0, обусловлена неравномерным контактом торцевой поверхности фреза и разрушаемой поверхности. Прирабатываясь, режущие поверхности фреза стачиваются, давление режущих элементов на разрушаемую поверхность становится равномерным, нагрузку постепенно доводят до плановой, то есть до 600 кг. Темпы набора нагрузки от 0 до 600 кг в каждом случае подбираются индивидуально, признаками для увеличения нагрузки на фрез служат отсутствие подклиниваний фреза и стабильность проходки. При начале разбуривания после достижения рабочей нагрузки на разбуривающий элемент сохраняя прокачку технологической жидкости производят одновременное вращение колонны труб в направлении вращения винтового забойного двигателя и разбуривающего элемента. Для этого на устье скважины монтируют привод для вращения - силовой вертлюг, механический или гидравлический ротор или их аналоги. Для обеспечения прокачки жидкости во вращающуюся колонну труб на верхнюю из труб (круглого или квадратного сечения) монтируют промывочный (буровой) вертлюг, позволяющий производить одновременную прокачку жидкости и вращение компоновки бурильных труб.A column of pipes is suspended on a lift with a measurement of the weight of the column. A pumping fluid is pumped through the pipe string, for example, water, water with surfactants, saline, etc. with a flow rate of about 5-20 l / s. They cause rotation of the downhole motor and the drill element. The rotational speed of the downhole screw motor is maintained in the range of 80 to 450 rpm. Carry out measures for running-in of the drilling element with elements of technological equipment to be drilled. To do this, lower the pipe string on the suspension until the drill element touches the elements of the technological equipment to be drilled and create a work load on the drill element. The magnitude of the workload is gradually increased from 0 to 600 kg, making it possible for the milling cutter to be run in on an element of technological equipment. The initial load close to 0 is due to the uneven contact of the end surface of the cutter and the destructible surface. While being used, the cutting surfaces of the mill are grinded off, the pressure of the cutting elements on the destructible surface becomes uniform, the load is gradually brought to the planned, that is, up to 600 kg. The rate of load gain from 0 to 600 kg in each case is selected individually, the signs for increasing the load on the cutter are the absence of wedging of the cutter and the stability of penetration. At the beginning of drilling after reaching the working load on the drilling element while maintaining the pumping of the process fluid, the pipe string is rotated simultaneously in the direction of rotation of the downhole screw motor and the drilling element. For this, a drive for rotation is mounted at the wellhead — a power swivel, a mechanical or hydraulic rotor, or their analogs. To ensure fluid pumping into a rotating pipe string, a flushing (drilling) swivel is mounted on the upper pipe (round or square), allowing simultaneous fluid pumping and rotation of the drill pipe assembly.
Начальное вращение колонны труб назначают в пределах 12-15 об/мин. и поддерживают в пределах 12-40 об/мин. Точечное значение вращения выполнить на практике практически невозможно, поэтому вращение поддерживают в заданном интервале. При разбуривании определяют вес колонны. Изменение веса поддерживают в рабочем интервале нагрузки на разбуривающий элемент, например, в пределах ±200 кг. При снижении веса колонны приподнимают колонну, снижая нагрузку на разбуривающий элемент, при увеличении веса опускают колонну, увеличивая нагрузку на разбуривающий элемент, достигая рабочей нагрузки. Продвигают колонну труб вдоль скважины до конца разбуриваемого участка.The initial rotation of the pipe string is assigned within 12-15 rpm. and support within 12-40 rpm In practice, the point value of rotation is practically impossible to perform, therefore, rotation is maintained in a predetermined interval. When drilling, determine the weight of the column. The change in weight is maintained in the working range of the load on the drilling element, for example, within ± 200 kg. With a decrease in the weight of the column, the column is lifted, reducing the load on the drill element, with an increase in weight, the column is lowered, increasing the load on the drill element, reaching the working load. The pipe string is advanced along the well to the end of the drilled section.
При продвижении колонны труб, не прекращая прокачки технологической жидкости и вращения колонны труб, периодически приподнимают и опускают колонну труб. При этом отмечают вес колонны труб при подъеме и опускании. При большой разнице весов порядка ±2000-4000 кг делают вывод о прихвате колонны. Для освобождения от прихватов увеличивают скорость прокачки технологической жидкости и/или увеличивают скорость вращения колонны и/или выполняют расхаживание колонны вниз и вверх. По окончании разбуривания прекращают прокачку технологической жидкости, прекращают вращение колонны труб и поднимают колонну труб из скважины.When moving the pipe string without stopping pumping the process fluid and rotating the pipe string, the pipe string is periodically raised and lowered. At the same time, the weight of the pipe string when raising and lowering is noted. With a large difference in weights of the order of ± 2000-4000 kg, they conclude that the column is stuck. To free from tacking, increase the speed of pumping the process fluid and / or increase the speed of rotation of the column and / or walk the column up and down. At the end of the drilling, pumping of the process fluid is stopped, the rotation of the pipe string is stopped, and the pipe string is lifted from the well.
Вращение бурильных труб позволяет выносить шлам из-под бурильных труб, в том числе из-под муфт бурильных труб. Далее шлам в потоке технологической жидкости устремляется к устью. Применение бурильных труб с высаженными внутрь концами, имеющих равный (или практически равный) с телом трубы наружный диаметр, позволяет обезопасить процесс от прихватов, так как отсутствуют наружные муфты бурильных труб, за которыми скапливается шлам, а вращение таких бурильных труб позволяет выносить шлам к верхней части сечения, где шлам подхватывается потоком жидкости и выносится к устью. Бурение с вращением устья в комплексе с использованием винтового забойного двигателя позволяет развивать большую скорость разбуривания, нежели применение этих методов по отдельности.Rotation of the drill pipe allows the removal of sludge from under the drill pipe, including from under the drill pipe couplings. Next, the sludge in the flow of process fluid rushes to the mouth. The use of drill pipes with upset ends having an equal (or almost equal) outer diameter to the pipe body allows you to protect the process from tacking, since there are no external drill pipe couplings that accumulate sludge, and the rotation of such drill pipes allows the sludge to be carried out to the upper parts of the section where the sludge is picked up by the fluid flow and carried to the mouth. Drilling with the rotation of the mouth in combination with a downhole screw motor allows you to develop a higher drilling speed than the application of these methods separately.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. В скважину спущена и зацементирована эксплуатационная колонна диаметром 168 мм на глубину 1840 м, спущен и зацементирован в интервале от 1810 до 2410 м хвостовик диаметром 114 мм. В скважине проведены работы по гидроразрыву пласта. В результате после гидроразрыва пласта в конструкции хвостовика остались 4 муфты гидроразрыва пласта. Для разбуривания этих муфт на устье скважины собирают колонну бурильных труб, для чего свинчивают бурильные трубы с высаженными внутрь концами на длину 450 м, т. е. на длину не менее длины разбуривания. Верхнюю часть колонны собирают из стальных бурильных труб с высаженными замками. Низ колонны оборудуют фрезом режуще-истирающего действия диаметром 95 мм, малогабаритным винтовым забойным двигателем МВЗД-73-ВМ высокой мощности диаметром 73 мм, обратным клапаном и фильтром. Колонна бурильных труб составляет 2256 м. Колонну труб подвешивают на подъемнике с замером веса колонны, т. е создают подвеску. По колонне труб выполняют прокачку воды с расходом порядка 7-14 л/с. Вызывают вращение винтового забойного двигателя и разбуривающего элемента. Частоту вращения винтового забойного двигателя поддерживают в пределах 12-40 об/мин. После спуска всей компоновки на глубину на 30 м выше первой муфты на 1956 м плавным допуском колонны труб нащупывают первую муфту разгрузкой колонны труб в 600 кг. Приступают к разбуриванию. Отмечают углубление подвески на 1 см, после чего механическим ротором подкручивают колонну труб с частотой вращения в пределах 12-15 об/мин, плавно наращивая частоту вращения в пределах 12-40 об/мин. При разбуривании определяют вес колонны. Изменение веса поддерживают в рабочем интервале нагрузки на разбуривающий элемент в пределах ±200 кг. При снижении веса колонны приподнимают колонну, снижая нагрузку на разбуривающий элемент, при увеличении веса опускают колонну, увеличивая нагрузку на разбуривающий элемент, достигая рабочей нагрузки. Продвигают колонну труб вдоль скважины до конца разбуриваемого участка. Конец разбуривания первой муфты обнаруживают по резкому нарастанию веса подвески на устье, при этом отмечают, что снялась нагрузка в 600 кг, которую оказывали разгрузкой на первую муфту.Example 1. A production string with a diameter of 168 mm was lowered and cemented to a depth of 1840 m, a liner with a diameter of 114 mm was lowered and cemented in the interval from 1810 to 2410 m. Fracturing was performed in the well. As a result, after hydraulic fracturing, 4 hydraulic fracturing couplings remained in the liner design. To drill these couplings, a drill pipe string is assembled at the wellhead, for which drill pipes with screwed-up ends are screwed up to a length of 450 m, i.e., to a length not less than the length of the drill. The upper part of the string is assembled from steel drill pipes with upset locks. The bottom of the column is equipped with a milling cutter with a diameter of 95 mm, a small-sized screw downhole motor MVZD-73-VM of high power with a diameter of 73 mm, a check valve and a filter. The drill pipe string is 2256 m. The pipe string is suspended on a lift with measuring the weight of the string, i.e. create a suspension. Water is pumped through the pipe string at a flow rate of about 7-14 l / s. They cause rotation of the downhole motor and the drill element. The rotational speed of the downhole screw motor is maintained within 12-40 rpm. After the entire assembly is lowered to a depth of 30 m above the first coupling at 1956 m, the pipe coupling is groped by smoothly admitting the pipe coupling by unloading a pipe string of 600 kg. Begin drilling. A suspension deepening of 1 cm is noted, after which the pipe string is rotated with a mechanical rotor at a speed of 12-15 rpm, gradually increasing the rotation speed at 12-40 rpm. When drilling, determine the weight of the column. The change in weight is maintained within the working range of the load on the drilling element within ± 200 kg. With a decrease in the weight of the column, the column is lifted, reducing the load on the drill element, with an increase in weight, the column is lowered, increasing the load on the drill element, reaching the working load. The pipe string is advanced along the well to the end of the drilled section. The end of the drilling of the first coupling is detected by a sharp increase in the weight of the suspension at the mouth, while it is noted that the load of 600 kg, which was unloaded on the first coupling, was relieved.
Отмечают вес колонны труб при подъеме и опускании. Отмечают, что разница весов при подъеме и опускании подвески составляет ±2500 кг, что свидетельствует о наличии сил трения между колонной труб и стенками скважин и хвостовика, т. е. о прихватах колонны. Выполняют расхаживание колонны труб. С вращением углубляют подвеску на первые 5 труб, приподнимают подвеску с вращением на 2 трубы, проверяя отсутствие затяжек, снова спускают подвеску на 5 труб и снова приподнимают подвеску на 2 трубы, снова спускают подвеску на 5 труб, снова приподнимают подвеску на 2 трубы. Промывают скважину закачкой воды в объеме 58 м3, что более, чем в 1,5 раза превышает объем ствола скважины, чтобы очистить скважину и хвостовик от продуктов разбуривания. Разбуривание 2-й, 3-й, 4-й муфты проводят аналогично.Note the weight of the pipe string when lifting and lowering. It is noted that the difference in weights when raising and lowering the suspension is ± 2500 kg, which indicates the presence of friction between the pipe string and the walls of the wells and the liner, i.e., the sticking of the column. Pacing the pipe string. With rotation, deepen the suspension by the first 5 pipes, raise the suspension with rotation by 2 pipes, checking for tightness, lower the suspension by 5 pipes and raise the suspension again by 2 pipes, lower the suspension by 5 pipes again, raise the suspension again by 2 pipes. The well is washed with water injection in a volume of 58 m 3 , which is more than 1.5 times the volume of the wellbore in order to clean the well and liner from drilling products. Drilling of the 2nd, 3rd, 4th couplings is carried out similarly.
По окончании разбуривания прекращают прокачку технологической жидкости, прекращают вращение колонны труб и поднимают колонну труб из скважины.At the end of the drilling, pumping of the process fluid is stopped, the rotation of the pipe string is stopped, and the pipe string is lifted from the well.
В результате удается полностью освободить скважину от муфт, не допустить прихвата и заклинивания колонны труб при разбуривании элементов технологического оборудования в скважине.As a result, it is possible to completely free the well from the couplings, to prevent sticking and jamming of the pipe string when drilling elements of technological equipment in the well.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Верхнюю часть колонны бурильных труб свинчивают из стальных бурильных труб с высаженными замками большего диаметра, чем нижняя часть колонны бурильных труб, например, СБТ-73 с наружным диаметром замков 105 или 108 мм. Наружный диаметр данных труб меньше внутреннего диаметра скважины для обеспечения прохождения внутри эксплуатационной колонны скважины. Так же при этом обеспечивается свободный вынос продуктов разбуривания на поверхность, что обеспечивается зазором между внутренним диаметром в 150 мм эксплуатационной колонны и наружным диаметром замка в 108 мм стальной бурильной трубы. Нижнюю часть колонны труб, которая при разбуривании заходит в хвостовик, свинчивают из стальных бурильных труб с высаженными наружу замками меньшего диаметра, чем внутренний диаметр хвостовика, например, СБТ-60 с наружным диаметром замков 77 мм. Наружный диаметр замков данных труб выбирают меньше диаметра фреза, составляющего 95 мм. В данном случае риски прихвата компоновки бурильных труб выше, чем при работе с применением бурильных труб с высаженными внутрь концами из-за возможности накопления шлама из разбуренных элементов и материалов за муфтами колонны стальных бурильных труб. По колонне труб выполняют прокачку воды с увеличенным расходом порядка 15-20 л/с. Ротором подкручивают колонну труб с частотой вращения в пределах 12-15 об/мин, плавно наращивая частоту вращения в пределах 30 - 40 об/мин.Example 2. Perform as example 1. The upper part of the drill pipe string is made from steel drill pipes with larger diameter tool joints than the lower part of the drill pipe string, for example, SBT-73 with an outer diameter of locks of 105 or 108 mm. The outer diameter of these pipes is less than the inner diameter of the well to allow passage inside the production string of the well. Also, this ensures free removal of drilling products to the surface, which is ensured by a gap between the inner diameter of 150 mm of the production string and the outer diameter of the lock in 108 mm of a steel drill pipe. The lower part of the pipe string, which, when drilling, enters the shank, is screwed from steel drill pipes with upset locks of a smaller diameter than the inner diameter of the shank, for example, SBT-60 with an outer diameter of the locks of 77 mm. The outer diameter of the locks of these pipes is chosen less than the diameter of the cutter, comprising 95 mm In this case, the risks of sticking to the drill pipe layout are higher than when working with drill pipes with upset ends because of the possibility of accumulation of sludge from drilled elements and materials behind the coupling of the steel drill pipe string. Water is pumped through the pipe string with an increased flow rate of about 15-20 l / s. Rotate the pipe string with a rotation speed of 12-15 rpm, gradually increasing the rotation speed of 30-40 rpm.
При предложенных режимах разбуривания удается достичь положительного результата - разбурить без прихватов и заклинивания.With the proposed drilling modes, it is possible to achieve a positive result - to drill without sticking and jamming.
Применение предложенного способа позволит полностью освободить скважину от элементов технологического оборудования, не допустить прихваты и заклинивания колонны труб при разбуривании элементов технологического оборудования в скважине.The application of the proposed method will completely free the well from the elements of technological equipment, to prevent sticking and jamming of the pipe string when drilling elements of technological equipment in the well.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101415A RU2703013C1 (en) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Method for drilling of process equipment elements in well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019101415A RU2703013C1 (en) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Method for drilling of process equipment elements in well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2703013C1 true RU2703013C1 (en) | 2019-10-15 |
Family
ID=68280176
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019101415A RU2703013C1 (en) | 2019-01-18 | 2019-01-18 | Method for drilling of process equipment elements in well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2703013C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747238C1 (en) * | 2020-11-23 | 2021-04-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Мэвик" | Set of works to normalize equal bore section of inner diameter of additional production strings of directional and horizontal wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU56466U1 (en) * | 2006-04-04 | 2006-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Новые технологии" | DEVICE FOR CLEANING THE DIRECTIONS OF OIL-PRODUCING WELLS |
| RU96168U1 (en) * | 2009-08-10 | 2010-07-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" | COMPLEX FOR REMOVING HYDRATE-PARAFFIN BOTTLES IN OIL AND GAS WELLS |
| RU162846U1 (en) * | 2015-12-11 | 2016-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | DEVICE FOR DRILLING A SEALED BOTTLE IN A WELL |
| RU2638672C1 (en) * | 2016-11-08 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe |
| US20180135372A1 (en) * | 2016-11-17 | 2018-05-17 | Energy Fishing and Rental Services, Inc. | Wellbore cleanout system |
| RU184280U1 (en) * | 2018-07-27 | 2018-10-22 | Роман Владимирович Литвинов | DEVICE FOR DRILLING THE CLUTCH OF HYDRAULIC PLASTING OF THE FORM IN THE Tails OF OPERATING COLUMNS OF OIL AND GAS EXTRACTION WELLS OF DIAMETER |
-
2019
- 2019-01-18 RU RU2019101415A patent/RU2703013C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU56466U1 (en) * | 2006-04-04 | 2006-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Новые технологии" | DEVICE FOR CLEANING THE DIRECTIONS OF OIL-PRODUCING WELLS |
| RU96168U1 (en) * | 2009-08-10 | 2010-07-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Вниибт-Буровой Инструмент" | COMPLEX FOR REMOVING HYDRATE-PARAFFIN BOTTLES IN OIL AND GAS WELLS |
| RU162846U1 (en) * | 2015-12-11 | 2016-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | DEVICE FOR DRILLING A SEALED BOTTLE IN A WELL |
| RU2638672C1 (en) * | 2016-11-08 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe |
| US20180135372A1 (en) * | 2016-11-17 | 2018-05-17 | Energy Fishing and Rental Services, Inc. | Wellbore cleanout system |
| RU184280U1 (en) * | 2018-07-27 | 2018-10-22 | Роман Владимирович Литвинов | DEVICE FOR DRILLING THE CLUTCH OF HYDRAULIC PLASTING OF THE FORM IN THE Tails OF OPERATING COLUMNS OF OIL AND GAS EXTRACTION WELLS OF DIAMETER |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2747238C1 (en) * | 2020-11-23 | 2021-04-29 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Мэвик" | Set of works to normalize equal bore section of inner diameter of additional production strings of directional and horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9022146B2 (en) | Reverse circulation apparatus and methods of using same | |
| MXPA02007728A (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals. | |
| US4373592A (en) | Rotary drilling drill string stabilizer-cuttings grinder | |
| US9995126B1 (en) | Low-frequency pulsing sonic and hydraulic mining system | |
| AU2011207084B2 (en) | Wellbore obstruction-clearing tool and method of use | |
| DeGeare | The guide to oilwell fishing operations: tools, techniques, and rules of thumb | |
| US20100147594A1 (en) | Reverse nozzle drill bit | |
| US20200149349A1 (en) | Hybrid drill bit | |
| CN108019173A (en) | Downhole milling, which is cut, cuts structure | |
| CA2609227A1 (en) | Apparatus and method for driving casing or conductor pipe | |
| CN105298421B (en) | Continuous pipe abradant jet speed limit rotary cutting tool | |
| CN104169514A (en) | Drill bit for use in boring wellbore and subterranean fracturing | |
| CN106062299A (en) | Multi fluid drilling system | |
| CN104204397A (en) | System and method of fracturing while drilling | |
| US5307886A (en) | Method for casing a hole drilled in a formation | |
| US9995127B1 (en) | Low-frequency pulsing sonic and hydraulic mining method | |
| RU2703013C1 (en) | Method for drilling of process equipment elements in well | |
| US4516633A (en) | Blind shaft drilling | |
| RU2312972C2 (en) | Method and device for fluid-containing reservoir isolation | |
| US4312415A (en) | Reverse circulating tool | |
| RU2638672C1 (en) | Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe | |
| US20180298697A1 (en) | Bi-Axial Drill Bits and Bit Adaptors | |
| WO2018226319A1 (en) | Hybrid roller-mill bit and hybrid roller-drag bit | |
| RU2313667C2 (en) | Method to create and control necessary load to ba applied to drilling bit during horizontal and directional well drilling with the use of downhole drilling motor with large distance between well bottom and head | |
| Ngugi | Geothermal well drilling |