RU2733543C1 - Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation - Google Patents
Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2733543C1 RU2733543C1 RU2020119941A RU2020119941A RU2733543C1 RU 2733543 C1 RU2733543 C1 RU 2733543C1 RU 2020119941 A RU2020119941 A RU 2020119941A RU 2020119941 A RU2020119941 A RU 2020119941A RU 2733543 C1 RU2733543 C1 RU 2733543C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- bha
- well
- rate
- wellbore
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 41
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 11
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 7
- KAKIEONGVIRLLB-UHFFFAOYSA-N CBOC Chemical compound CBOC KAKIEONGVIRLLB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 16
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract 1
- 230000001007 puffing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000009491 slugging Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- 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
- E21B7/28—Enlarging drilled holes, e.g. by counterboring
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных скважин для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины.The invention relates to the oil and gas industry, namely to drilling horizontal wells to restore the patency of an open horizontal wellbore.
Известен способ восстановления проходимости ствола скважины после обвала породы (патент RU № 2171352, МПК Е21В 21/00, опубл. 27.07.2001 Бюл. № 21), включающий сборку компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота, УБТ, бурильных труб, спуск ее в скважину, сообщение вращения и включение промывки, причем спуск компоновки с промывкой ведут до зоны накопления породы и получения посадки, затем отрывают долото от накопленной породы, сообщают вращение и уменьшают количество закачиваемой промывочной жидкости, долотом с "навеса" разрушают крупные куски породы, при возникновении заклинок долото приподнимают над зоной обвала и повторяют процесс разрушения, после прохождения долотом части или всей зоны обвала, не прекращая вращения, включают промывку на максимально возможную величину и, расхаживая компоновку в пределах пройденной зоны, вымывают разрушенный долотом мелкий шлам из скважины при максимальной промывке, процесс ведут до нормального без затяжек, посадок прохождения по столу компоновки.A known method of restoring the permeability of the wellbore after a rock collapse (patent RU No. 2171352, IPC Е21В 21/00, publ. 27.07.2001 Bull. No. 21), including the assembly of the assembly of the bottom of the drill string, consisting of a drill bit, drill collar, drill pipes, its lowering into the well, rotation message and flushing activation, and the lowering of the assembly with flushing is carried out to the rock accumulation zone and landing, then the bit is detached from the accumulated rock, rotation is reported and the amount of injected drilling fluid is reduced, large pieces of rock are destroyed with the bit from the "canopy", when the occurrence of wedges, the bit is lifted above the zone of the collapse and the destruction process is repeated, after the bit passes through part or the entire zone of the collapse, without stopping rotation, they turn on the flushing to the maximum possible amount and, walking the assembly within the passed zone, wash out the fine cuttings destroyed by the bit from the well with maximum flushing , the process is carried out to normal without puffs, landings of the passage on the table of the component new.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с тем, что при восстановлении проходимости ствола скважины существует высокая вероятность прихвата колонны бурильных труб с долотом из-за наличия в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) утяжеленной бурильной трубы (УБТ), «лежащей» на нижней поверхности открытого горизонтального ствола скважины, ввиду того что УБТ имеет больший наружный диаметр и меньший внутренний диаметр, в связи с чем в скважине в интервале УБТ уменьшается кольцевое сечение и создается высокое гидравлическое сопротивление с последующим шламообразованием и прихватом, а также существует возможность отклонения («ухода в сторону») долота из восстанавливаемого ствола горизонтальной скважины из-за отсутствия жесткости КНБК;firstly, the low reliability of the implementation of the method, due to the fact that when restoring the patency of the wellbore, there is a high probability of sticking of the drill pipe string with the bit due to the presence of a drill collar (BHA) in the composition of the bottom hole assembly (BHA), "lying »On the lower surface of an open horizontal wellbore, due to the fact that the drill collar has a larger outer diameter and a smaller inner diameter, and therefore in the well in the drill collar interval, the annular section decreases and a high hydraulic resistance is created, followed by slime formation and sticking, and there is also a possibility of deviation ("Sidetracking") of the bit from the recoverable borehole of the horizontal well due to the lack of BHA rigidity;
во-вторых, низкая эффективность восстановления открытого ствола горизонтальной скважины после обвала породы. Это обусловлено тем, что процесс восстановления проходимости ствола скважины проходкой долотом совмещен с промывкой, что эффективно в вертикальной скважине, но имеет низкую эффективность при восстановлении проходимости открытого ствола горизонтальной скважины, так как при прямой промывке горизонтального ствола скважины промывочная жидкость подается в колонну бурильных труб, а поднимается по кольцевому пространству скважины, при этом все частицы шлама движутся по кольцевому пространству и стремятся опуститься на нижнюю стенку горизонтального ствола, не позволяя полностью восстановить проходное сечение открытого горизонтального ствола скважины;secondly, the low efficiency of restoration of an open hole in a horizontal well after a rock collapse. This is due to the fact that the process of restoring the patency of the wellbore by boring with a bit is combined with flushing, which is effective in a vertical well, but has low efficiency in restoring the patency of an open hole in a horizontal well, since during direct flushing of a horizontal wellbore, flushing fluid is fed into the drill string, a rises along the annular space of the well, while all the cuttings particles move along the annular space and tend to descend to the lower wall of the horizontal wellbore, not allowing to completely restore the flow area of the open horizontal wellbore;
в-третьих, нет возможности контроля восстановления проходимости ствола скважины, т.е. технологической операции по шаблонированию ствола скважины, так как при необходимости спуска в скважину после восстановления проходного сечения дополнительной колонны труб, например, нецементируемого перфорированного хвостовика, необходимо произвести шаблонирование ствола скважины под спускаемый в нее хвостовик.thirdly, there is no possibility to control the restoration of the wellbore patency, i.e. technological operation for slugging the wellbore, since if it is necessary to run into the well after restoring the flow section of an additional string of pipes, for example, a non-cemented perforated liner, it is necessary to slug the wellbore for the liner to be run into it.
Наиболее близким по технической сущности является способ восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины (патент RU № 2564314, МПК Е21В 21/00, опубл. 27.09.2015 Бюл. № 27), включающий сборку компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и включение промывки, восстановление проходимости ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины, причем на устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка длиной 4 м и калибратора, спускают в скважину компоновку низа бурильной колонны на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, затем производят одновременное вращение колонны бурильных труб с частотой 20 об/мин и прямую промывку по колонне бурильных труб с расходом 10 л/с, далее осевым перемещением колонны бурильных труб относительно открытого горизонтального ствола скважины со скоростью не более 20 м/ч производят восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины по всей длине, причем перед каждым наращиванием колонны бурильных труб производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с трехкратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки, извлекают из скважины колонну бурильных труб с компоновкой низа бурильной колонны, после чего в скважину на конце колонны бурильных труб спускают сферическую воронку с шаблоном до интервала открытого горизонтального ствола, затем производят обратную промывку с расходом 7 л/с, с одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,5 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине, причем перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы, не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса, по окончании промывки открытого горизонтального ствола скважины извлекают колонну бурильных труб со сферической воронкой и шаблоном из скважины.The closest in technical essence is a method for restoring the patency of an open horizontal wellbore (patent RU No. 2564314, IPC Е21В 21/00, publ. 09/27/2015 bull. No. 27), including the assembly of the bottom drill string assembly, consisting of a bit, running into the well assembly at the end of the drill pipe string, rotation of the drill pipe string and the activation of flushing, restoration of the permeability of the wellbore with the assembly wandering to normal without puffs and landings, the passage of the assembly along the wellbore, and at the wellhead with an open horizontal bore the assembly of the bottom of the drill string, consisting of the bottom upward from the bit, the right branch pipe 4 m long and the calibrator, the bottom drill string assembly is lowered into the well at the end of the drill string to the beginning of the interval of the open horizontal borehole, then the drill string is rotated simultaneously at a frequency of 20 rpm and direct flushing along the drill string pipes with a flow rate of 10 l / s, further, by axial movement of the drill pipe string relative to the open horizontal wellbore at a speed of no more than 20 m / h, the open horizontal wellbore is restored along the entire length, and before each extension of the drill pipe string, the drill pipe string is flushed in one and a half times the volume of the drill pipe string with three times reworking in places puffs and landings with staggering assembly, a drill pipe string with a bottom drill string assembly is removed from the well, after which a spherical funnel with a template is lowered into the well at the end of the drill pipe string to the interval of an open horizontal borehole, then backwash is performed at a rate of 7 l / s, with simultaneous movement of the drill pipe string at a speed of not more than 0.5 m / s relative to the open horizontal wellbore along its entire length, and before building up each drill pipe, flushing is performed in one and a half times the volume of the drill pipe string with staggering assembly for the length of the drill pipe, preventing the drill pipe string from landing in the borehole more than 5 tons of its own weight, after flushing the open horizontal wellbore, the drill pipe string with a spherical funnel and a template is removed from the well.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
во-первых, узкая область применения из-за жестких параметров проходки долотом мест обрушения: скорости вращения, расхода и осевого перемещения, которые соответствуют проходке карбонатных коллекторов с глубиной залегания 1000 – 1300 м на месторождениях Республики Татарстан (РТ);firstly, a narrow field of application due to the rigid parameters of the bit penetration of the caving sites: the rotation speed, flow rate and axial displacement, which correspond to the penetration of carbonate reservoirs with a depth of 1000 - 1300 m in the fields of the Republic of Tatarstan (RT);
-во-вторых, проходка и промывка с одной и той же скоростью без учета размеров разрушаемой породы и скорости их осаждения может привести к осаждению крупных частиц разрушаемой породы снаружи КНБК и заклиниванию ее в горизонтальном стволе, приводя к аварийным ситуациям;- secondly, driving and flushing at the same speed without taking into account the size of the destroyed rock and the speed of their sedimentation can lead to the deposition of large particles of the destroyed rock outside the BHA and its jamming in the horizontal wellbore, leading to emergency situations;
-в-третьих, использование обратной промывки с одной скоростью 7 м/с при проходке глинистых поропластов приводит к аварийным ситуациям, связанным со скапливанием из внутри колонны труб с перекрытием внутреннего канала.- thirdly, the use of backwashing at a single speed of 7 m / s when drilling clay porous plastics leads to emergency situations associated with the accumulation of pipes from inside the string with the overlap of the inner channel.
Технической задачей предполагаемого изобретения является способ проходки горизонтального ствола скважины в неустойчивых породах пласта является снижение вероятности аварийных ситуаций, связанных с неполным вымыванием породы из горизонтального ствола скважины при прямой и/или обратной промывке, а также расширение функциональных возможностей благодаря возможности использования в горизонтальных стволах с любой породой и любой глубиной залегания.The technical objective of the proposed invention is a method of drilling a horizontal wellbore in unstable formation rocks is to reduce the likelihood of emergency situations associated with incomplete washout of rock from a horizontal wellbore during direct and / or reverse flushing, as well as expanding functionality due to the possibility of using it in horizontal wellbores from any breed and any depth of occurrence.
Техническая задача решается способом проходки горизонтального ствола скважины в неустойчивых породах пласта, включающим сборку компоновки низа бурильной колонны - КНБТ, состоящую снизу-вверх из долота, правого патрубка и калибратора, спуск в скважину КНБТ на конце колонны бурильных труб, инициирование выбранных скоростей вращения КНБК и потока жидкости при промывке, восстановление проходимости ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины, извлечение из скважины КНБК, спуск режущей головки с шаблоном до интервала открытого горизонтального ствола, проходку с обратной промывкой относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине, не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса, извлечение шаблона и режущей головки из скважины.The technical problem is solved by the method of drilling a horizontal wellbore in unstable formations of the formation, including the assembly of the bottom hole assembly - BHA, consisting of a bottom-up bit, right branch pipe and a calibrator, lowering the BHA into the well at the end of the drill string, initiating the selected rotation speeds of the BHA and fluid flow during flushing, restoring the permeability of the wellbore with staggering of the assembly to normal without puffs and landings, passing the assembly along the wellbore, pulling out the BHA from the well, lowering the cutting head with a template to the interval of the open horizontal wellbore, drilling with backwash relative to the open horizontal wellbore along its entire length, preventing the drilling string from landing in the well of more than 5 tons of its own weight, removing the template and the cutting head from the well.
Новым является то, что производят анализ породы пласта, из которого определяют необходимую скорость проходки и скорость прокачки жидкости для получения разрушаемых частиц величиной, исключающей застраивание при прокачке между КБНК и стенками скважины, а скорость прокачки жидкости выбирают из условия обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц, по полученным параметрам выбирают забойный двигатель, который устанавливают перед спуском выше КБНК, при проходке и извлечении шаблона и режущей головки скорость потока жидкости при прямой и/или обратной промывке поддерживают не менее обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц.What is new is that the formation rock is analyzed, from which the required penetration rate and fluid pumping rate are determined to obtain destructible particles with a value that excludes blocking during pumping between the CBOC and the wellbore walls, and the fluid pumping rate is selected from the condition of ensuring a turbulent upward flow that excludes sedimentation obtained during penetration of particles, according to the parameters obtained, a downhole motor is selected, which is installed before lowering above the CBNK, during penetration and extraction of the template and the cutting head, the fluid flow rate during forward and / or reverse flushing is maintained at least ensuring a turbulent upward flow, eliminating the sedimentation of the resulting particles.
Новым является также то, что при проходке глинистых поропластков в карбонатных коллекторах скорость подачи бурильных труб с КНБК для проходки породы уменьшают как минимум в 2 раза.It is also new that when driving clayey pore layers in carbonate reservoirs, the feed rate of drill pipes with BHA for rock drilling is reduced by at least 2 times.
Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.
Производят анализ породы пласта по кернам, полученным из исследовательских скважин. Из анализа породы определяют необходимую скорость проходки и скорость прокачки жидкости (бурового раствора) для получения разрушаемых частиц величиной, исключающей застраивание при прокачке между КБНК и стенками скважины (в затрубье КБНК). Первоначально из условия обеспечения турбулентного восходящего потока, исключающего осаждение получаемых при проходке частиц, определяют скорость прокачки жидкости. Для обеспечения турбулентного потока жидкости между КБНК и стенками скважины необходимо, чтобы число Рейнольдса – Re ˃ 1100: An analysis of the formation rock is performed using cores obtained from research wells. From the analysis of the rock, the required rate of penetration and the rate of pumping of the fluid (drilling mud) are determined to obtain destructible particles of a size that excludes building up during pumping between the KBOC and the walls of the well (in the annulus of the KBOC). Initially, the fluid pumping rate is determined from the condition of providing a turbulent upward flow, which excludes sedimentation of particles obtained during penetration. To ensure a turbulent fluid flow between the KBOC and the borehole walls, it is necessary that the Reynolds number is Re ˃ 1100:
Число Рейнольдса (Re) определяют по формулам:The Reynolds number (Re) is determined by the formulas:
где Re – число Рейнольдса;where Re is the Reynolds number;
ρ – плотность жидкости (бурового раствора), кг/м3;ρ is the density of the fluid (drilling mud), kg / m 3 ;
v – минимальная скорость потока жидкости в затрубье КБНК, м/с;v is the minimum fluid flow rate in the annulus of the KBNK, m / s;
Dг – гидравлический диаметр, м;D g - hydraulic diameter, m;
η – динамическая вязкость жидкости, Па•с или кг/(м•с);η is the dynamic viscosity of the liquid, Pa • s or kg / (m • s);
ν – кинематическая вязкость жидкости (ν=η/ρ), м2/с;ν is the kinematic viscosity of the liquid (ν = η / ρ), m 2 / s;
Q – расход жидкости, м3/с;Q — liquid flow rate, m 3 / s;
π = 3.14159;π = 3.14159;
D – внутренний диаметр горизонтального ствола, принимается равным диаметру долота, м;D is the inner diameter of the horizontal wellbore, taken equal to the bit diameter, m;
d – наружный минимальный диаметр КБНК, м.d is the outer minimum diameter of the CBNC, m.
Причем для кольцевого сечения Dг определяют по формуле:Moreover, for the annular section D g is determined by the formula:
где Dг – гидравлический диаметр, м;where D g - hydraulic diameter, m;
D – диаметр горизонтального ствола, м;D - horizontal shaft diameter, m;
d – наружный минимальный диаметр КБНК, м.d is the outer minimum diameter of the CBNC, m.
Расход (Q) определяется по формуле:Consumption (Q) is determined by the formula:
где Q – расход жидкости, м3/с;where Q is the liquid flow rate, m 3 / s;
v – минимальная скорость потока жидкости в затрубье, м/с;v is the minimum fluid flow rate in the annulus, m / s;
π = 3.14159;π = 3.14159;
D – внутренний диаметр горизонтального ствола, м;D is the inner diameter of the horizontal shaft, m;
d – наружный минимальный диаметр КБНК, м.d is the outer minimum diameter of the CBNC, m.
Исходя из формул [1] [2] [3] получаем следующую формулу:Based on the formulas [1] [2] [3] we obtain the following formula:
где Re – число Рейнольдса;where Re is the Reynolds number;
v – минимальная скорость потока жидкости в затрубье, м/с;v is the minimum fluid flow rate in the annulus, m / s;
ν – кинематическая вязкость бурового раствора, м2/с;ν is the kinematic viscosity of the drilling fluid, m 2 / s;
Q – расход бурового раствора, м3/с;Q - drilling mud flow rate, m 3 / s;
π = 3.14159;π = 3.14159;
D – внутренний диаметр горизонтального ствола, м;D is the inner diameter of the horizontal shaft, m;
d – наружный минимальный диаметр КБНК, м;d is the outer minimum diameter of the KBNK, m;
Dг – гидравлический диаметр, м.D g - hydraulic diameter, m.
Кинематическая вязкость (ν) жидкости (бурового раствора) определяется точно в лабораторных условиях. Из формулы [4] определяют скорость турбулентного потока жидкости (v):The kinematic viscosity (ν) of the fluid (drilling fluid) is accurately determined in laboratory conditions. From the formula [4] determine the speed of the turbulent fluid flow (v):
где v – скорость потока жидкости в затрубье, м/с;where v is the velocity of the fluid flow in the annulus, m / s;
Re – число Рейнольдса, Re = 1100;Re - Reynolds number, Re = 1100;
ν – кинематическая вязкость бурового раствора, м2/с;ν is the kinematic viscosity of the drilling fluid, m 2 / s;
Dг – гидравлический диаметр, м.D g - hydraulic diameter, m.
Максимальным ограничением скорости является расход жидкости (Q, м3/с), который может обеспечить насосные агрегаты при длительной работе во время проходки горизонтального ствола. Расход жидкости определяется по формуле [3] для выбранной скорости потока.The maximum speed limitation is the liquid flow rate (Q, m 3 / s), which can be provided by pumping units during long-term operation during the horizontal borehole drilling. The liquid flow rate is determined by the formula [3] for the selected flow rate.
Зная скорость потока жидкости в затрубье КБНК, определяют эмпирическим путем скорость проходки выбранным долотом для получения величины частиц, осаждение которых не происходит в горизонтальном стволе при данной скорости. После чего определяют режимы разрушения породы долотом, в том числе и скорость вращения долота. Из полученных параметров выбирают забойный двигатель, обеспечивающий необходимые режимы работы долота при выбранном расходе прокачиваемой жидкости.Knowing the flow rate of the fluid in the annulus of the CBOC, the ROP of the selected bit is empirically determined to obtain the size of particles that do not settle in the horizontal wellbore at a given speed. Then the modes of rock destruction by the bit are determined, including the bit rotation speed. From the obtained parameters, a downhole motor is selected that provides the required operating modes of the bit at the selected flow rate of the pumped liquid.
Для обеспечения турбулентного потока жидкости при обратной промывке во время проходки и извлечения шаблона и режущей головки необходимо, чтобы число Рейнольдса – Re ˃ 2000: To ensure a turbulent flow of liquid during backwash during driving and retrieval of the template and cutting head, it is necessary that the Reynolds number is Re ˃ 2000:
Число Рейнольдса (Re) определяют по формулам:The Reynolds number (Re) is determined by the formulas:
где Re – число Рейнольдса;where Re is the Reynolds number;
ρ – плотность жидкости (бурового раствора), кг/м3;ρ is the density of the fluid (drilling mud), kg / m 3 ;
v – минимальная скорость потока жидкости внутри режущего инструмента, шаблона и/или колонны труб (инструмента для шаблонирования), м/с;v is the minimum fluid flow rate inside the cutting tool, template and / or pipe string (tool for gauging), m / s;
Dш – максимальный внутренний диаметр режущего инструмента, шаблона и/или колонны труб (инструмента для шаблонирования), м;D w - the maximum inner diameter of the cutting tool, template and / or pipe string (tool for gauging), m;
η – динамическая вязкость жидкости, Па•с или кг/(м•с);η is the dynamic viscosity of the liquid, Pa • s or kg / (m • s);
ν – кинематическая вязкость жидкости (ν=η/ρ), м2/с;ν is the kinematic viscosity of the liquid (ν = η / ρ), m 2 / s;
Q – расход жидкости, м3/с;Q — liquid flow rate, m 3 / s;
π = 3.14159.π = 3.14159.
Расход жидкости (Q) определяется по формуле:Liquid flow rate (Q) is determined by the formula:
где Q – расход жидкости, м3/с;where Q is the liquid flow rate, m 3 / s;
v – минимальная скорость потока жидкости внутри инструмента для шаблонирования, м/с;v is the minimum fluid flow rate inside the gage tool, m / s;
π = 3.14159;π = 3.14159;
Dш – максимальный внутренний диаметр инструмента для шаблонирования, м.D w - the maximum inner diameter of the tool for gauging, m.
Кинематическая вязкость (ν) жидкости (бурового раствора) определяется точно в лабораторных условиях. Из формулы [6] определяют скорость турбулентного потока жидкости (v):The kinematic viscosity (ν) of the fluid (drilling fluid) is accurately determined in laboratory conditions. From the formula [6] determine the speed of the turbulent fluid flow (v):
где v – скорость потока жидкости в затрубье, м/с;where v is the velocity of the fluid flow in the annulus, m / s;
Re – число Рейнольдса, Re = 2000;Re - Reynolds number, Re = 2000;
ν – кинематическая вязкость бурового раствора, м2/с;ν is the kinematic viscosity of the drilling fluid, m 2 / s;
Dш – максимальный внутренний диаметр инструмента для шаблонирования, м.D w - the maximum inner diameter of the tool for gauging, m.
По формуле [7] определяют минимальный расход жидкости для получения турбулентного потока в инструменте для шаблонирования при обратной промывке.According to the formula [7], the minimum flow rate is determined to obtain a turbulent flow in the template for backwashing.
Для прямой промывки во время проходки и извлечения шаблона и режущей головки применяют формулы [5] и [3] для определения необходимой скорости потока и расхода жидкости соответственно, где вместо наружного минимального диаметра КБНК (d, м) подставляют минимальный наружный диаметр инструмента для шаблонирования (dш, м).For direct flushing during penetration and extraction of the template and the cutting head, formulas [5] and [3] are used to determine the required flow rate and fluid flow rate, respectively, where instead of the outer minimum diameter of the CBNK (d, m), the minimum outer diameter of the tool for sizing is substituted ( d w , m).
На устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают КБНК, состоящую снизу-вверх из долота, правого патрубка и калибратора. КБНК присоединяют выбранный забойный двигатель и на колонне бурильных труб спускают в скважину до начала интервала открытого горизонтального ствола. Через бурильную колонну с устья начинают прокачку насосом промывочной жидкости (например, сточной воды, глинистого растовра, минеральной воды или т.п.) с необходимым рассчитанным расходом и с необходимой скорости подачи КБНК для проходки горизонтального ствола до его проходки по всей длине. При проходке проходке глинистых поропластков в карбонатных коллекторах скорость подачи бурильных труб с КНБК для проходки породы уменьшают как минимум в 2 раза, так как глинистая порода в жидкости может увеличиваться в размерах, а как показала практика, снижение скорости проходки как минимум в 2 раза полностью исключает осаждения глинистых пород в затрубье КБНК и колоны бурильных труб. При этом нагрузка на долото, рассчитанное на проходку карбонатных коллекторов, для исключения аварийных ситуаций скорость проходки уменьшают более чем в 2 раза до получения безопасных нагрузок на долото. После проходки горизонтального ствола до необходимой длину из скважины извлекают колонну бурильных труб с КБНК. Спускают на колонне бурильных труб режущую головку с шаблоном (инструмент для шаблонирования) до интервала открытого горизонтального ствола, производят проходку с прямой и/или обратной промывкой (выбирают исходя из расчётов и производительности устьевого насоса для достижения турбулентного потока) относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине. При этом не допуская посадки колонны бурильных труб в скважине более 5 т от собственного веса, при достижении такой нагрузки скорость подачи инструмента для шаблонирования снижают. По завершению шаблонирования горизонтального ствола скважины по всей ее длине, шаблон и режущую головку извлекают из горизонтального ствола из скважины с обратной промывкой с расчётным расходом для исключения эффекта поршневания и полной промывки горизонтального ствола, после чего колонну бурильных труб и инструмент для шаблонирования извлекают из скважины.At the wellhead with an open horizontal wellbore, a CBNK is collected, consisting from bottom to top of a bit, a right branch pipe and a calibrator. The KBNK is connected to the selected downhole motor and is lowered into the well on the string of drill pipes to the beginning of the interval of the open horizontal wellbore. Through the drill string from the wellhead, pumping of flushing fluid (for example, waste water, clay mud, mineral water, etc.) is started at the required calculated flow rate and at the required CBNK feed rate for drilling the horizontal borehole until it is driven along its entire length. When driving drilling of clayey porous layers in carbonate reservoirs, the feed rate of drill pipes from the BHA for rock drilling is reduced by at least 2 times, since the clay rock in the fluid can increase in size, and as practice has shown, a decrease in the ROP by at least 2 times completely eliminates sedimentation of clay rocks in the annulus of the KBNK and drill strings. At the same time, the load on the bit, calculated for the drilling of carbonate reservoirs, to avoid emergency situations, the rate of penetration is reduced by more than 2 times until safe loads on the bit are obtained. After drilling the horizontal wellbore to the required length, the drill pipe string with CBNK is removed from the well. A cutting head with a template (a tool for gauging) is lowered on a string of drill pipes to the interval of an open horizontal wellbore, drilling is performed with forward and / or backwashing (selected based on calculations and the productivity of a wellhead pump to achieve a turbulent flow) relative to an open horizontal wellbore throughout its length. At the same time, avoiding the landing of the drill string in the borehole more than 5 tons of its own weight, when such a load is reached, the feed rate of the gating tool is reduced. Upon completion of the slicking of the horizontal wellbore along its entire length, the template and the cutting head are removed from the horizontal wellbore from the well with backwash at a calculated flow rate to eliminate the piston effect and complete flushing of the horizontal wellbore, after which the drill pipe string and the tool for slugging are removed from the well.
На конструкцию КБНК и инструмента для шаблонирования, а также их отдельные компоненты и соединения, авторы не претендуют.The authors do not pretend to design the KBNK and the tool for templating, as well as their individual components and connections.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
На устье скважины для бурения горизонтального ствола диаметром142,9 мм собрали КБНК, состоящую снизу-вверх из долота, правого патрубка длиной 5 м и калибратора. В качестве долота применили шарошечное долото типоразмера 142,9 М-ГАУ R558 с наружным диаметром 142,9 мм, равным диаметру открытого горизонтального ствола 1. В качестве правого патрубка длиной 5 м использовали правый патрубок бурильной трубы ТБЛВ - 73·9,19. В качестве калибратора 5 применили калибратор КС - 142,9-Т, наружным диаметром 142,9 мм. Калибратор спиральный (КС) со вставками из твердого сплава предназначен для калибрования ствола скважины и сохранения его диаметра в средних и твердых породах. Присоединили КБНК винтовой забойный двигатель Д-105 (с расходом жидкости 0,01 – 0,015 м3/с – достаточным для получения турбулентного потока в затрубье КБНК). Спустили в скважину КБНК с забойным двигателем Д-105 на конце колонны бурильных труб до начала интервала проходки открытого горизонтального ствола 1380 м и диаметром 142,9 мм. В качестве колонны бурильных труб 6 применили бурильную колонну труб марки ТБПН 73·9,19. Для прямой прокачки в качестве промывочной жидкости выбрали буровой раствор марки Т500 (ρ=1400 кг/м3, η=0,01 Па•с, v=7,14•10-6 м2/с). Скорость проходки из выбранных параметров выбрали равной 23 м/ч (≈0,005 м/с). Проходку провели до 1490 м где наткнулись на глинистый порпласток длиной 12 м, который прошли со скоростью подачи 11 м/ч (≈0,002 м/с). После чего прошли до интервала 1640 м со скоростью проходки 22 м/ч (≈0,005 м/с). Не смотря на наличие вероятных зон обрушения в интервале 1420 – 1435 м и 1590 – 1610 м, за счет турбулентного потока жидкости в затрубье КБНК и бурильных труб, прихватов (зажимов КБНК породой, исключающей его продольное перемещение) не было. Извлекли из скважины колонну бурильных труб с КБНК, спустили на колонне бурильных труб ТБЛВ - 73·9,19 режущую головку PDC (5 5/8") (наружным диаметром 142,9 мм) с шаблоном (длиной 10 м и наружным диаметром 132 мм) до интервала открытого горизонтального ствола (1380 м). Для прямой и обратной прокачки в качестве промывочной жидкости выбрали минеральную воду (ρ = 1080 кг/м3, η = 0,002 Па•с, v = 1,79•10-6 м2/с). Для получения турбулентного потока при прямой промывке необходимо расход жидкости 0,015 – 0,02 м3/с, а для обратной – 0,007 – 0,01 м3/с, поэтому выбрали обратную промывку для проходки горизонтального ствола скважины с подачей 7 м/с. Усилие посадки составляло 1 – 2 т до интервала 1490 – 1505 м, в котором усилие посадки дошло до 5 т, скорость подачи инструмента снизили до 2 м/с и прошли это интервал с усилием посадки 3 т. После этого проходку до забоя горизонтального ствола прошли с подачей 6 м/с. По завершению шаблонирования горизонтального ствола скважины по всей ее длине, шаблон и режущую головку извлекли из горизонтального ствола из скважины с обратной промывкой с расходом 0,01 м3/с для исключения эффекта поршневания и полной промывки горизонтального ствола. После чего колонну бурильных труб и инструмент для шаблонирования извлекли из скважины без аварийных ситуаций.At the wellhead, for drilling a horizontal borehole with a diameter of 142.9 mm, we assembled a CBNK consisting of a bottom-up bit, a 5 m long right branch pipe and a calibrator. As a bit, a roller cone bit of a standard size 142.9 M-GAU R558 with an outer diameter of 142.9 mm, equal to the diameter of an open horizontal wellbore, was used. As a right branch pipe 5 m long, a right branch pipe TBLV - 73 · 9.19 was used. As a calibrator 5, a KS-142.9-T calibrator with an outer diameter of 142.9 mm was used. Spiral calibrator (KS) with carbide inserts is designed to calibrate the wellbore and maintain its diameter in medium and hard rocks. We connected KBNK downhole screw motor D-105 (with a fluid flow rate of 0.01 - 0.015 m 3 / s - sufficient to obtain a turbulent flow in the annulus of KBNK). The KBNK was run into the well with a D-105 downhole motor at the end of the drill string before the start of the drilling interval of an open horizontal wellbore of 1380 m and a diameter of 142.9 mm. As a string of drill pipes 6, a drill string of pipes of the TBPN 73 · 9.19 brand was used. For direct pumping, the drilling fluid of the T 500 grade (ρ = 1400 kg / m 3 , η = 0.01 Pa • s, v = 7.14 • 10 -6 m 2 / s) was chosen as the flushing fluid. The rate of penetration from the selected parameters was chosen equal to 23 m / h (≈0.005 m / s). Driving was carried out up to 1490 m, where they stumbled upon a clayey porous layer with a length of 12 m, which was passed with a feed rate of 11 m / h (≈0.002 m / s). Then we went to an interval of 1640 m with a penetration rate of 22 m / h (≈0.005 m / s). Despite the presence of probable collapse zones in the interval of 1420 - 1435 m and 1590 - 1610 m, due to the turbulent fluid flow in the annulus of the KBNK and drill pipes, there were no sticks (clamps of the KBNK by the rock, excluding its longitudinal movement). A string of drill pipes with KBNK was removed from the well, a PDC cutting head (5 5/8 ") (outer diameter 142.9 mm) with a template (length 10 m and outer diameter 132 mm) was lowered on the drill pipe string TBLV - 73 9.19 ) to the interval of an open horizontal wellbore (1380 m). For direct and reverse pumping, mineral water was chosen as a flushing fluid (ρ = 1080 kg / m 3 , η = 0.002 Pa • s, v = 1.79 • 10 -6 m 2 / s) .To obtain a turbulent flow during forward flushing, a liquid flow rate of 0.015 - 0.02 m 3 / s is required, and for backward flow - 0.007 - 0.01 m 3 / s, therefore, we chose back flushing for drilling a horizontal wellbore with a flow rate of 7 m / s. The landing force was 1 - 2 tons up to the interval 1490 - 1505 m, in which the landing force reached 5 tons, the tool feed rate was reduced to 2 m / s and this interval was passed with a landing force of 3 tons. the bottom of the horizontal borehole passed with a flow rate of 6 m / s. Upon completion of the horizontal wellbore gauging along its entire length, the template and the cutting head were removed from the horizontal wellbore with backwashing at a rate of 0.01 m 3 / s to eliminate the piston effect and completely flush the horizontal wellbore. After that, the drill pipe string and the gauging tool were removed from the well without emergency situations.
Данный способ применялся еще на четырех скважинах различных скважинах с различной глубиной залегания и коллекторами пластов. Благодаря расчетам режимов закачки промывочной жидкости и правильному подбору компонентов для проходки и калибровки (с прямой и/или обратной промывкой) горизонтального открытого ствола, ни на одной из скважин не наблюдались прихваты КБНК и инструментов для шаблонирования.This method was used in four more wells of different wells with different depths and reservoirs. Due to the calculations of drilling fluid injection modes and the correct selection of components for drilling and calibration (with forward and / or reverse flushing) of the horizontal open hole, no stuck CBOC and gating tools were observed on any of the wells.
Предполагаемый способ проходки горизонтального ствола скважины в неустойчивых породах пласта позволяет снизить вероятность аварийных ситуаций, связанных с неполным вымыванием породы из горизонтального ствола скважины при прямой и/или обратной промывке, практически до нуля, а также расширить функциональные возможности благодаря возможности использования в горизонтальных стволах с любой породой и любой глубиной залегания.The proposed method of drilling a horizontal wellbore in unstable rocks of the formation makes it possible to reduce the likelihood of accidents associated with incomplete washout of rock from a horizontal wellbore during direct and / or reverse flushing, to practically zero, as well as to expand functionality due to the possibility of using it in horizontal wellbores from any breed and any depth of occurrence.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119941A RU2733543C1 (en) | 2020-06-17 | 2020-06-17 | Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020119941A RU2733543C1 (en) | 2020-06-17 | 2020-06-17 | Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2733543C1 true RU2733543C1 (en) | 2020-10-05 |
Family
ID=72926721
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020119941A RU2733543C1 (en) | 2020-06-17 | 2020-06-17 | Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2733543C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494214C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
| RU2524228C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Cleanup of inclined and horizontal well shafts |
| RU2524089C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Construction of oil production well |
| RU2564314C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of recovery of passability of open horizontal wellbore |
| RU2571966C1 (en) * | 2014-12-15 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole |
| US10047562B1 (en) * | 2017-10-10 | 2018-08-14 | Martin Cherrington | Horizontal directional drilling tool with return flow and method of using same |
| RU2709851C1 (en) * | 2019-04-16 | 2019-12-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of optimal adaptive control of drilling and flushing of oil and gas wells |
| RU2728178C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of constructing a side well shaft |
-
2020
- 2020-06-17 RU RU2020119941A patent/RU2733543C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494214C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
| RU2524228C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-07-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Cleanup of inclined and horizontal well shafts |
| RU2524089C1 (en) * | 2013-08-05 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Construction of oil production well |
| RU2564314C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of recovery of passability of open horizontal wellbore |
| RU2571966C1 (en) * | 2014-12-15 | 2015-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole |
| US10047562B1 (en) * | 2017-10-10 | 2018-08-14 | Martin Cherrington | Horizontal directional drilling tool with return flow and method of using same |
| RU2709851C1 (en) * | 2019-04-16 | 2019-12-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of optimal adaptive control of drilling and flushing of oil and gas wells |
| RU2728178C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of constructing a side well shaft |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6810960B2 (en) | Methods for increasing production from a wellbore | |
| US4825963A (en) | High-pressure waterjet/abrasive particle-jet coring method and apparatus | |
| CN106460491B (en) | The method for forming multilateral well | |
| AU2011207084B2 (en) | Wellbore obstruction-clearing tool and method of use | |
| DK2935771T3 (en) | METHOD AND DEVICE FOR TREATING AN UNDERGROUND AREA | |
| US10830001B2 (en) | Wellbore drill bit | |
| CA2621655C (en) | Method of drilling a stable borehole | |
| RU2733543C1 (en) | Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation | |
| US2164266A (en) | Method and apparatus for producing fluid from wells | |
| RU2453674C1 (en) | Method of well operation | |
| RU2564314C1 (en) | Method of recovery of passability of open horizontal wellbore | |
| RU2710577C1 (en) | Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well | |
| RU2571966C1 (en) | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole | |
| RU2190089C1 (en) | Process of deep perforation of cased wells | |
| RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
| RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
| RU2779682C1 (en) | Casing reamer bit | |
| RU2234597C1 (en) | Method for horizontal oil well bore operation and making | |
| RU2140536C1 (en) | Method of determination of formation pressure in course of drilling | |
| RU2263771C1 (en) | Oil reservoir area development | |
| CN118128430A (en) | Drilling method |