SU1583578A1 - Method of turbo-drilling of one-dimensional interval - Google Patents
Method of turbo-drilling of one-dimensional interval Download PDFInfo
- Publication number
- SU1583578A1 SU1583578A1 SU874266915A SU4266915A SU1583578A1 SU 1583578 A1 SU1583578 A1 SU 1583578A1 SU 874266915 A SU874266915 A SU 874266915A SU 4266915 A SU4266915 A SU 4266915A SU 1583578 A1 SU1583578 A1 SU 1583578A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- drilling
- interval
- flow rate
- rock
- drill
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к бурению глубоких скважин. Цель - повышение эффективности бурени одноразмерного интервала путем обеспечени оптимальных режимов при бурении, различных по буримости пачек горных пород, составл ющих данный интервал. Дл этого рабочую характеристику турбобура выбирают в зависимости от минимального технологически необходимого дл данного интервала расхода бурового раствора дл режима бурени при максимальной осевой нагрузке на забой и минимальной частоте вращени из оптимальных значений дл всех пачек горных пород интервала. Долота с насадками дл каждого долблени выбирают в зависимости от расхода, обеспечивающего максимальную из оптимальных частот вращени при бурении пачек вращени пород в каждом долблении. В процессе каждого долблени при переходе из одной пачки горных пород в другую регулируют расход бурового раствора до значени , соответствующего оптимальной частоте вращени дл данной пачки горных пород. Контролируют переход на новый режим по давлению нагнетани , определ емому дл каждой пачки горных пород. Характеристика предварительно выбранного турбобура должна обеспечивать при минимально возможном расходе и максимальной нагрузке на забой минимальную частоту вращени из всех частот, оптимальных дл данного интервала. 1 ил.The invention relates to the drilling of deep wells. The goal is to increase the drilling efficiency of a one-dimensional interval by providing optimal regimes during drilling, of different packs of rock that are different in drillability, constituting this interval. For this, the performance of the turbo-drill is selected depending on the minimum technologically necessary for a given interval of drilling fluid consumption for the drilling mode at the maximum axial load on the bottom and the minimum rotation frequency from the optimum values for all rock packs of the interval. The bits with nozzles for each slotting are selected depending on the flow rate, which ensures the maximum of the optimum rotational frequencies when drilling packs of rotation of rocks in each slotting. In the process of each hammering, when moving from one pack of rocks to another, the flow rate of the drilling mud is adjusted to a value corresponding to the optimum rotational frequency for a given pack of rocks. The transition to the new mode is determined by the injection pressure determined for each rock pack. The characteristic of a pre-selected turbo-drill should ensure, at the lowest possible flow rate and maximum load on the bottomhole, the minimum rotation frequency of all frequencies that are optimal for the given interval. 1 il.
Description
Изобретение относитс к бурению глубоких скважин, в частности к бурению скважин с использованием гидравлических забойных двигателей.The invention relates to the drilling of deep wells, in particular to the drilling of wells using hydraulic downhole motors.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности турбинного бурени одноразмерного интервала путем обеспечени оптимальных режимов при бурении различных по буримости пачек горных пород, составл ющих данный интервал.The aim of the invention is to increase the efficiency of turbine drilling of a one-dimensional interval by providing optimal conditions for drilling of rock packs of various drillability constituting this interval.
На чертеже изображена схема изменени режимов бурени одноразмерного интервала скважины по пачкам проходимых пород данным турбинным способом .The drawing shows a diagram of changing the drilling modes of a one-dimensional interval of a well according to packs of passable rocks according to a turbine method.
Режим бурени дл интервала 1 скважины, состо щего из различных по свойствам и буримости пачек горных пород, включает несколько долблений 2, определ емых количеством отрабатываемых долот в этом интервале,The drilling mode for interval 1 of a well consisting of rock packs of different properties and drillability includes several notches 2, determined by the number of drill bits in this interval,
toto
и характеризуетс оптимальными частотами вращени долота п (поле значений 3) в различных пачках пород,рас ходом бурового раствора Q (крива 4), Измен емым с целью регулировани рабочей характеристики трубобура,и давлением нагнетани Р (крива 5).and is characterized by optimal frequency of bit rotation n (value field 3) in different rock packs, flow rate Q (curve 4), Variable to control the performance of the pipe drill, and discharge pressure P (curve 5).
Способ заключаетс в следующем.The method is as follows.
Бурение одноразмерного интервала скважины, т.е. интервала скважины, который буритс одним размером доло- га и который состоит из различных по свойствам и буримости пачек горных пород , ведут с использованием предвари- j гельно выбранного дл всего интерзала типа турбобура с регулируемой характеристикой и провод т р дом долблений, определ емым количеством срабатываемых в этом интервале долот, 2Q с предварительно выбранными дл каждого долблени долотными насадками.Drilling a one-dimensional interval of the well, i.e. The well interval, which is drilled with the same size of debt and which consists of rock packs of different properties and drillability, is carried out using a type of turbo-drill with an adjustable characteristic previously selected for the whole interval and carried out with a series of slotting in this bit interval, 2Q with the bit nozzles pre-selected for each slotting.
Характеристика предварительно выбранного турбобура должна обеспечи- ,иать при минимально возможном расходе J25 to максимальной нагрузке на забой мини- бальную частоту вращени из всех ча- фтот, оптимальных дл данного интервала , т.е. в соответстви со схемой построени технологии рабоча характеристика турбобура должна обеспечить устойчивую работу долота с минимальной частотой вращени п из оп- имальных частот п дл всех пачек гор- jkbix пород интервала при расходе 0 .....The characteristic of a pre-selected turbo-drill should, at the lowest possible flow rate of J25 to the maximum load on the bottomhole, a mini-ball rotational speed among all the chaffs that are optimal for the given interval, i.e. In accordance with the construction scheme of the technology, the operating characteristic of the turbo-drill should ensure stable operation of the bit with the minimum frequency of rotation n of the optimal frequencies n for all packs of mountain jkbix interval rocks at a flow rate of 0 .....
М W пM w p
.ближайшем большем значении, чем технологически необходимый расход). Нагрузку на долото дл упрощени можно считать посто нной.the nearest higher value than the technologically necessary flow). The load on the bit for simplicity can be considered constant.
Суммарна площадь сечени насадок долота должна обеспечить заданное предельное рабочее давление нагнетани при расходе, который обеспечи- йает максимальную частоту вращени из Частот, оптимальных дл пачек горных rtopon,, проходимых, за данное долбление , т.е. в соответствии со схемой, гфиведенной на чертеже,, дл обеспечени максимальной частоты вращени г1ри первом долблении п из оптимапь15835784The total cross-sectional area of the bit nozzles should provide the specified maximum operating discharge pressure at a flow rate that provides the maximum rotational speed from the Frequencies that are optimal for mountain packs rtopon, passed for this chiselling, i.e. in accordance with the scheme shown in the drawing, to ensure the maximum rotational speed of the first slotting n of the optimum 15835784
жимах, дл чего дл каждого долблени , например дл первого, соответственно оптимальным частотам вращени п,, п„, п, и п., определ ют значеj 2 з ни расхода бурового раствора Q/f, О , 03 п 0 дл каждой пачки и с учетом выбранного дл долблени размера насадок F2 определ ют давлени нагнетани буровых насосов Р „, Р„, Р, и Р,The presses, for which for each drilling, for example for the first, the optimum rotational frequencies n, np, n, and n, respectively, determine the value 2 for the mud flow rate Q / f, O, 03 n 0 for each pack and taking into account the size of the nozzles F2 chosen for gouging, the injection pressures of the drilling pumps P, P, P, and P are determined,
30thirty
3535
4040
4545
Ных п4, п3, п4 и п,, требуетс расход О и при предельном рабочем давлении , нагнетани буровых насосов Р на- Садки должны иметь суммарную площадь F2. Аналогично поступают и при выборе насадок долот при других долблени х .P4, P3, P4 and P ,, requires the flow rate O and at the limiting operating pressure, the injection of the mud pumps P to the Pit must have a total area F2. Similarly, when selecting the bit nozzles for other slotting.
Бурение каждой пачки горных пород интервала провод т на оптимальных ре50The drilling of each rock pack of the interval is conducted at optimum pe 50
5555
1 г э 1 Переход на оптимальный дл каждой1 g e 1 Transition to the optimum for each
пачки режим бурени в процессе проведени долблени осуществл ют изменением рабочей характеристики турбобура , дл чего мен ют расход до достижени заранее определенного значени давлени нагнетани дл данной точки, в результате частота вращени долота будет соответствовать оптимальному режиму. Буровые насосы должны обеспечивать регулирование расхода в требуемом диапазоне.The drilling mode during the drilling process is carried out by changing the operating characteristics of the turbo-drill, for which the flow rate is changed to achieve a predetermined injection pressure for a given point, as a result, the bit rotation frequency will correspond to the optimal mode. Mud pumps should provide flow control in the required range.
Так, например, при первом долблении дл первой пачки горных пород оптимальными услови ми бурени вл ютс пSo, for example, at the first hammering for the first pile of rocks, optimal drilling conditions are
Ч H
В процессе бурени In the process of drilling
при переходе во вторую пачку требуетс изменить режим на пг, Ог, Р4, который достигаетс переходом на новое значение расхода Q. Контролируют переход по достижению давлени нагнетани Рг,during the transition to the second pack, it is necessary to change the mode to PG, OG, P4, which is achieved by switching to a new value of the flow rate Q. They control the transition to achieve the discharge pressure Pg,
При переходе от одного долблени к другому возможно изменение рабочей характеристики турбобура за счет изменени типа и числа секций турбобура с учетом обеспечени минимального и максимального по частоте вращени режимов бурени .During the transition from one hammering to another, it is possible to change the working characteristic of the turbo-drill by changing the type and number of sections of the turbo-drill, taking into account ensuring the minimum and maximum frequency of rotation of the drilling modes.
Пример. Технологический процесс бурени под эксплуатационную колонну по предлагаемому способу испы тан при строительстве скважины. Геологический разрез представлен чередо- ванием глин, аргиллитов, алевролитов и песчанников. Характерной особенностью геологии вл етс наличие про- пластков известковистых и полинито- вых песчанников повышенной твердости , имеющих незначительную (обычно менее 1 м) мощность,, Эти пропластки распространены по всему разрезу в свитах D, F, G.Example. The technological process of drilling for the production string according to the proposed method was tested during well construction. The geological section is represented by the alternation of clays, argillites, siltstones and sandstones. A characteristic feature of geology is the presence of protrusions of calcareous and polynite sandstones of increased hardness, which have an insignificant (usually less than 1 m) thickness. These seams are spread throughout the section in the D, F, G. Formations.
Свиты А, С, Е, В составл ют первую пачку горных пород по буримости, оптимальна частота вращени долота 800-900 . Эта же частота вращени соответствует оптимальным услови м отработки долот дл 60% разрезаThe suites A, C, E, B constitute the first pile of rocks by drillability, the optimum frequency of rotation of the bit is 800-900. The same rotational frequency corresponds to the optimal bit mining conditions for a 60% cut.
oo
Q Q
25 25
жимах, дл чего дл каждого долблени , например дл первого, соответственно оптимальным частотам вращени п,, п„, п, и п., определ ют значеj 2 з ни расхода бурового раствора Q/f, О , 03 п 0 дл каждой пачки и с учетом выбранного дл долблени размера насадок F2 определ ют давлени нагнетани буровых насосов Р „, Р„, Р, и Р,The presses, for which for each drilling, for example for the first, the optimum rotational frequencies n, np, n, and n, respectively, determine the value 2 for the mud flow rate Q / f, O, 03 n 0 for each pack and taking into account the size of the nozzles F2 chosen for gouging, the injection pressures of the drilling pumps P, P, P, and P are determined,
1 г э 1 Переход на оптимальный дл каждой1 g e 1 Transition to the optimum for each
пачки режим бурени в процессе проведени долблени осуществл ют изменением рабочей характеристики турбобура , дл чего мен ют расход до достижени заранее определенного значени давлени нагнетани дл данной точки, в результате частота вращени долота будет соответствовать оптимальному режиму. Буровые насосы должны обеспечивать регулирование расхода в требуемом диапазоне.The drilling mode during the drilling process is carried out by changing the operating characteristics of the turbo-drill, for which the flow rate is changed to achieve a predetermined injection pressure for a given point, as a result, the bit rotation frequency will correspond to the optimal mode. Mud pumps should provide flow control in the required range.
Так, например, при первом долблении дл первой пачки горных пород оптимальными услови ми бурени вл 5 So, for example, at the first chiselling for the first rock pack, the best drilling conditions were 5
00
5five
00
5five
00
5five
ютс пare n
Ч H
В процессе бурени In the process of drilling
при переходе во вторую пачку требуетс изменить режим на пг, Ог, Р4, который достигаетс переходом на новое значение расхода Q. Контролируют переход по достижению давлени нагнетани Рг,during the transition to the second pack, it is necessary to change the mode to PG, OG, P4, which is achieved by switching to a new value of the flow rate Q. They control the transition to achieve the discharge pressure Pg,
При переходе от одного долблени к другому возможно изменение рабочей характеристики турбобура за счет изменени типа и числа секций турбобура с учетом обеспечени минимального и максимального по частоте вращени режимов бурени .During the transition from one hammering to another, it is possible to change the working characteristic of the turbo-drill by changing the type and number of sections of the turbo-drill, taking into account ensuring the minimum and maximum frequency of rotation of the drilling modes.
Пример. Технологический процесс бурени под эксплуатационную колонну по предлагаемому способу испы тан при строительстве скважины. Геологический разрез представлен чередо- ванием глин, аргиллитов, алевролитов и песчанников. Характерной особенностью геологии вл етс наличие про- пластков известковистых и полинито- вых песчанников повышенной твердости , имеющих незначительную (обычно менее 1 м) мощность,, Эти пропластки распространены по всему разрезу в свитах D, F, G.Example. The technological process of drilling for the production string according to the proposed method was tested during well construction. The geological section is represented by the alternation of clays, argillites, siltstones and sandstones. A characteristic feature of geology is the presence of protrusions of calcareous and polynite sandstones of increased hardness, which have an insignificant (usually less than 1 m) thickness. These seams are spread throughout the section in the D, F, G. Formations.
Свиты А, С, Е, В составл ют первую пачку горных пород по буримости, оптимальна частота вращени долота 800-900 . Эта же частота вращени соответствует оптимальным услови м отработки долот дл 60% разрезаThe suites A, C, E, B constitute the first pile of rocks by drillability, the optimum frequency of rotation of the bit is 800-900. The same rotational frequency corresponds to the optimal bit mining conditions for a 60% cut.
свиты F. Оптимальна частота вращени при разбуриванни твердых пропла- стков 300-400 , при превышении частоты вращени более 450 происходит резкое снижение проходки на долото. Пачка горных пород низа свиты F должна разбуриватьс при частоте вращени 700-800 мин f, свита К - при 500-600 мин . Оптимальна Formations F. The optimal rotational frequency when drilling solid linings 300-400, when the rotational speed exceeds 450, a sharp decrease in penetration occurs in a bit. A pile of rocks from the bottom of suite F must be drilled at a frequency of rotation of 700-800 min. F, and suite K, at 500-600 min. Optimal
нагрузка на долото 150-180 кН и уточн етс в процессе бурени с целью получени максимальной механической скорости.the load on the bit is 150-180 kN and is refined during the drilling process in order to obtain the maximum mechanical speed.
Значение технологически необходи- мого расхода бурового раствора, обеспечивающего нормальный вынос шлама по кольцевому пространству 26 л/с.The value of the technologically necessary flow rate of the drilling fluid, which ensures the normal removal of sludge through the annular space of 26 l / s.
Бурение ведетс трубобуром ТРХ (состоит из 110. ступеней А7 ПЗ иDrilling is conducted by the TPH pipe drill (consists of 110. steps A7 ПЗ and
220 ступеней 26/16,5), который при 26 л/с обеспечивает устойчивую работу долота при нагрузке до 180 кН с частотой вращени 400 мин -, перепад давлений при этой рабочей характери- стике 7 МПа. При расходе 35 л/с и этой же нагрузке частота вращени будет 900 мин -1, перепад давлений 12,7 МПа.220 steps 26 / 16.5), which, at 26 l / s, ensures stable operation of the bit at a load of up to 180 kN with a rotational speed of 400 min-, the pressure drop at this operating characteristic is 7 MPa. At a flow rate of 35 l / s and the same load, the rotational speed will be 900 min -1, a pressure drop of 12.7 MPa.
На первом долблении необходимоOn the first slotting necessary
иметь возможность работать на двух режимах: первый при частоте вращени 800-900 мин - второй - при 400 - ДэО „ Максимальное значение расхода при проведении первого долблени , удовлетвор ющее этим услови м, 35 л/с, при этом расходе предельное давление нагнетани (с учетом надежности работы буровых насосов) 18 МПа и из расчета баланса давлений в сква- жине получаем размеры насадок - одна 13 мм и две по 15 мм. В конце первого долблени потери давлени в скважине составл ют 18 МПа при расходе 34 л/с и при этом расходе частота вращени долота 810 . При входе в твердые пропластки уменьшают расход до тех пор, пока давление на насосах не будет равно 11,5 МПа, т.е. величине потерь давлени в скважине при расходе 26 л/с, при котором достигаетс оптимальный режим бурени с частотой вращени 400 . После выхода из пропластка расход оп ть увеличиваетс до достижени давлени нагнетани 18 МПа.to be able to work in two modes: the first at a frequency of rotation of 800-900 min - the second - at 400 - DeO „. The maximum flow rate during the first piercing, satisfying these conditions, is 35 l / s, while the discharge pressure is the maximum (with Taking into account the reliability of the drilling pumps, 18 MPa and from the calculation of the pressure balance in the well, we obtain the dimensions of the nozzles - one 13 mm and two 15 mm each. At the end of the first drilling, the pressure loss in the well is 18 MPa at a flow rate of 34 l / s and at this flow rate the bit rotational speed 810. When entering solid interlayers, the flow is reduced until the pressure at the pumps is 11.5 MPa, i.e. the value of pressure loss in the well at a flow rate of 26 l / s, at which an optimum drilling mode is achieved with a rotational speed of 400. After exiting the interlayer, the flow rate increases again until the injection pressure reaches 18 MPa.
На втором долблении устанавливаютс насадки: одна 13 мм и две по 13 ммOn the second slotting, nozzles are installed: one 13 mm and two 13 mm each.
gg
5 five
00
5 five
00
о 5 0 е about 5 0 e
5five
В этом случае прецельное рабочее давление нагнетани 18 МПа в начале долблени получаетс при расходе 32 л/с и частоте вращени долота 750 мин-1 . На пропластках свиты G расход снижаетс до достижени давлени 13МПа, а после входа в свиту К 16,5 МПа. За счет этого достигаютс оптимальные услови отработки долот по всему разрезу .In this case, a good working discharge pressure of 18 MPa at the beginning of slotting is obtained at a flow rate of 32 l / s and a bit rotation speed of 750 min-1. On the seam G of the retinue, the flow rate decreases until the pressure reaches 13 MPa, and after entering the retinue K 16.5 MPa. Due to this, optimal conditions for working bits throughout the section are achieved.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU874266915A SU1583578A1 (en) | 1987-06-23 | 1987-06-23 | Method of turbo-drilling of one-dimensional interval |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU874266915A SU1583578A1 (en) | 1987-06-23 | 1987-06-23 | Method of turbo-drilling of one-dimensional interval |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1583578A1 true SU1583578A1 (en) | 1990-08-07 |
Family
ID=21312765
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU874266915A SU1583578A1 (en) | 1987-06-23 | 1987-06-23 | Method of turbo-drilling of one-dimensional interval |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1583578A1 (en) |
-
1987
- 1987-06-23 SU SU874266915A patent/SU1583578A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Справочник инженера по бурению. / Под ред. В.И.Мещевича и Н.А.Сидо- , рова, т.1. - М.: Наука, 1973, с.520. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN202866644U (en) | Way-type drilling unit of roller cone and DTH hammer | |
| CN104453841B (en) | Drilling energy-saving acceleration navigation optimizing method | |
| US5590724A (en) | Underreaming method | |
| US5307886A (en) | Method for casing a hole drilled in a formation | |
| SU1583578A1 (en) | Method of turbo-drilling of one-dimensional interval | |
| ATE17516T1 (en) | HYDRAULIC BOREHOLE ROCK DRILL. | |
| US4722403A (en) | Annular air-hammer apparatus for drilling holes | |
| CN109736708A (en) | Adaptive rotary torsion pulsing jet drilling rig | |
| US2901221A (en) | Well drilling apparatus | |
| AU2006252017A1 (en) | Percussion drill bit with v-shaped splines | |
| RU2209917C1 (en) | Way for oriented cutting of windows in casing string | |
| RU2027840C1 (en) | Method of control of energy characteristic of hydraulic face motor | |
| RU2029848C1 (en) | In-stope hydraulic power low frequency impactor | |
| RU2435925C1 (en) | Procedure for construction of horizontal drain hole in unstable moveable rock and drilling assembly for its implementation | |
| RU2695726C1 (en) | Stabilizing two-story cutting-shearing drilling bit | |
| RU2190089C1 (en) | Process of deep perforation of cased wells | |
| RU2233373C1 (en) | Method for constructing horizontal or slanting draining well in watered sand horizons, device for realization of said method, filter pipe | |
| RU2100560C1 (en) | Diamond turbodrill | |
| CN114592793B (en) | Relay type multistage rock breaking method and device | |
| CN107269219A (en) | Vane type drilling speed enhancing device | |
| Fisher | Large-diameter drilling for emplacing nuclear explosives | |
| RU2147669C1 (en) | Method of downhole drill string assembly | |
| RU2206698C2 (en) | Drilling technique and gear for realization of technique | |
| Deutsch et al. | Evaluation of Hammerdrill-potential for KTB | |
| Pigott | State of the art in blind shaft drilling |