Способ бурения скважины

 

Использование: бурение скважин на нефть и газ при использовании турбобура с Устройством по а.с. № 1465523. Сущность изобретения: опускают буровой инструмент в скважину, подают промывочную жидкость и создают осевую нагрузку. Прорабатывают ствол скважины и прирабатывают долото на забое роторным способом. Углубку скважины ведут турбинным .способом. Запускают турбобур при невращающейея бурильной колонне, снижая осевую нагрузку, и выравнивают тормозной момент турбобура и момент на долоте. Количество промывочной жидкости при приработке долота и проработке скважины подают меньше рабочего не менее чем на 20%. 3 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛ ИСТИ ЧЕ С К ИХ

РЕСПУБЛИК (я)з Е 21 В 4/00 г(;1сУДАРстВЕннОе пАтентнОе

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (21) 4798267/03 (22) 30.01,90 (46) 07,03.93. Бюл. М 9 (75) В.Д.Куртов, П.А.Озарчук, А.Я.Глушаков и Б,О. Волошинивский (73) В.Д.Куртов (56) Авторское свидетельство СССР

N1465523,,кл. Е 21 В 4/00, 1987.. (54) СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ (57) Использование: бурение скважин на нефть и газ при использовании турбобура с устройством по а,с. N 1465523. Сущность

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин с помощью турбобуров. с

Цель изобретения — расширение эксплуатационных качеств способа бурения с применением устройства для соединения. ала турбобура с колонной бурильных труб по а.с. N. 1465523.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе бурения, включающем спуск бурового инструмента в скважину, подачу промывочной жидкости, создание осевой нагрузки, проработку ствола скважины и приработку долота на забое роторным способом, а углубку скважины турбинным способом после запуска турбобура путем выравнивания момента, необходимого для вращения долота, с тормозным моментом турбобура, в процессе проработки ствола скважины и приработки долота количество промывочной жидкости подают меньше рабочего, не менее чем на 20%, а запуск турбобура осуществляют. при невращающейся бурильной колонне снижением осевой нагрузки на долото, „, Ы,, 1801169 АЗ изобретения: опускают буровой инструмент в скважину, подают промывочную жидкость и создают осевую нагрузку. Прорабатывают ствол скважины и прирабатывают долото на забое роторным способом. Углубку скважины ведут турбинным способом, Запускают турбобур при невращающейся бурильной колонне, снижая осевую нагрузку, и выравнивают тормозной момент турбобура и момент на долоте. Количество промывочной жидкости при приработке долота и проработке скважины подают меньше рабочего не менее чем на 20 3 ил.

На фиг.1 изображено устройство, реализующее предлагаемый способ; на фиг.2— разрез А-А на фиг.1; на фиг.3 — разрез Б-Б на фиг,1, Устройство имеет корпус 1, внутри которого с помощью переводника 2 закреплен пакет, состоящий из установочного кольца

3, фильтра 4, крестовины 5, направляющей

6, выполненной в аиде втулки, и упорного кольца 7.

Корпус 1 при помощи резьбы соединяется с переводником 8 секции турбобура, Наружные диаметры деталей пакета выполнены с возможностью перемещения относительно их посадочного места в корпусе 1 по подвижной посадке, Внутренняя поверхность направляющей 6 выполнена в форме правильного многоугольника.

Захват 9 верхней частью подвижно сопряжен с направляющей 6, а своей нижней частью внутренней поверхностью в форме правильного многоугольника подвижно сопрягается (в случае стопорения) с адекватной поверхностью верхней части полумуфты 10 вала секции, при этом на верхней торцовой поверхности захвата 9 вы1801169

30 полнены отверстия С для прохода промывочной жидкости.

На штоке 11, закрепленном в крестовине 5, установлена пружина 12, которая воздействует на захват 9, перемещает его вверх (при отсутствии циркуляции промывочной жидкости) до упора в крестовину 5, Полумуфта 10 верхней секции аналогично известным полумуфтам турбобуров закрепляет пакет деталей на валу и в верхней части имеет многогранную поверхность D для соединения с захватом 9, ниже указанной поверхности имеется кольцевая проточка F для соединения с захватом 9, ниже указанной поверхности имеется кольцевая проточка F для возможности вращения полумуфты при посадке захвата 9 вниз. На внутренней боковой поверхности направляющей выполнены дополнительные проходные пазы G, открывающиеся тогда, когда 20 захват 9 находится в крайнем нижнем положении.

В захвате 9 имеется цилиндрическая расточка Е для свободного вращения многогранной поверхности полумуфты при посад- 25 . ке захвата вниз.

Фильтр 4 предупреждает расклинку подвижного захвата 9 в корпусе 1 крупными частицами, случайно попавшими в промывочную жидкость.

Устройство работает следующим образом.

В статическом положении при отсутствии циркуляции захват 9 пружиной 12 поднимается вверх, Незначительный проворот 35 вала турбобура приведет к совмещению соединяемых поверхностей захвата 9 и полумуфты 10, Под действием пружины 12 .захват 9 переместится вверх до упора в крестовину 5, В этом положении вал зафикси- 40 рован относительно корпуса, т.е, соединены жестко бурильные трубы с валом турбобура.

При создании циркуляции промывочная жидкость через отверстия С захвата и далее по кольцевому зазору между корпусом 1 и 45 захватом 9 поступает на турбобур.

Ввиду того, что движение жидкости в устройстве и турбобуре начинается одно-. временно, создание циркуляции мгновенно приводит к возникновению момента на валу 50 турбобура, который через полумуфту 10, подвижный захват 9 и направляющую 6 передается на корпус 1 далее на бурильные трубы.

При этом удержание захвата в верхнем 55 положении, т.е. в положении, при котором вал зафиксирован, обеспечивается силами трения подвижного захвата 9 об сопрягаемые многогранные поверхности направляющей 6 и полумуфты 10, Сгссоб бурения скважины с использованием устройства по а.с. N. 1465523 осуществляют следующим образом.

После спуска в скважину бурового инструмента, содержащего долото, турбобур, устройство для соединения вала турбобура с колонной бурильных труб, включают буровые насосы для промывки скважины.

При этом количество промывочной жидкости подают меньше, чем требуется для работы турбобура, не меньше чем íà 20%.

Например, для работы турбобура требуется количество промывочной жидкости 25 л/с подают 20 л/с. Так как этого количества жидкости недостаточно для сжатия пружины 12 и рассоединения устройства, а также учитывая то, что с момента подачи промывочной жидкости появляются силы трения, удерживающие устройство в рабочем состоянии, то все это обеспечивает надежное соединение вала турбобура с колонной бурил ьн ых труб.

Включив ротор буровой установки, начинают производить проработку ствола скважины, Проработку ведут на пониженной осевой нагрузке (Π— 4) т чтобы не вызвать заклинки долота в суженной части ствола скважины, В момент проработки не может произойти рассоединение устройства, так как количество промывочной жидкости, подаваемое в скважину недостаточно для сжатия пружины устройства. После достижения забоя начинают прирабатывать долото с режимом, рекомендуемым заводом — изготовителем. Как правило, с нагрузкой 2-6 тс и при скорости вращения ротора 50-100 об/мин.

Окончив проработкудолота, выключают ротор и увеличивают подачу промывочной жидкости до рабочей, при которой турбобур будет работать в оптимальном ре>киме (например, 30 л/с), Одновременно увеличивают. нагрузку на долото до той величины, которая требует момента, равного тормозному моменту турбобура. В этот момент под действием гидравлического усилия сжимается пружина 12 и происходит рассоединение вала турбобура от колонны бурильных труб. Так как после остановки вращения ротора на подвижные элементы устройства действуют тол ько гидравлические сил ы и силы трения от тормозного момента турбобура, но нет сил от крутящего момента при вращении долота ротором, то рассоединеwe устройства происходит надежно;

После рассоединения устройства подрывают буровой инструмент от забоя, В момент приподьема инструмента происходит запуск турбобура. В этот момент, как только крутящий момент, необходимый для пово1801169

30

40

45 осевой нагрузки. рота долота, станет меньше тормозного момента турбобура, последний запускается.

Наличие выработки в процессе нагружения турбобура свидетельствует о работе турбобура. В процессе бурения подвижные элементы устройства находятся в рассоединенном положении, Возможен и другой вариант запуска турбобура.

После выработки долота останавливают вращение ротора и нагружают долото осевой нагрузкой, большей чем может "принять" турбобур (то есть требующий крутящего момента, большего чем величина тормозного момента). Увеличивают подачу промывочной жидкости до рабочей и начинают приподнимать буровой инструмент.

Как только осевая нагрузка станет равной той, которая требует крутящего момента, равного величине тормозного момента турбобура, подвижные элементы устройства освобождаются от сил трения и происходит рассоединение вала турбобура от колонны бурильных труб. При дальнейшем приподьеме инструмента происходит запуск турбобура. Запустив турбобур, приступают к бурению скважины.

Пример, Реализация производилась на скважинах Солоховской площади. Опошнянской НГРЭ.

Глубина скважин — (4800 — 5200) м;

Тип применяемых турбобуров — "АГШ", долот — УИ СМ-214Т3", Интервал бурения — (3900 — 5200) м.

Так как алмазные долота "УИМС214Т3" спускались после бурения верхних интервалом шарошечными долотами ф 215,9 мм, то приходилось прорабатывать призабойную зону ствола скважины в 15 — 25 м.

Проработку вели на пониженных нагрузках: от 0 до 2 тс, при подаче промывочной жидкости- 18 — 20 л/с и постоянном вращении инструмента ротором со скоростью 70 об/мин, При достижении забоя произвели приработку долота при осевой . нагрузке 2-4 тс и скорости вращения ротора

70 об/мин. После приработки долота в течение 15 мин приступили к запуску турбобура, Для этого остановили вращение ротора v нагрузили долото осевой нагрузкой в 16 с.

После этого увеличили подачу промывочной жидкости до 28 л/с и начали приподнимать буровой инструмент от забоя, Кэк только осевая нагрузка на долото осталась равной

6 тс произошло рассоединение вала турбобура с колонной бурильных труб и при дальнейшем подъеме происходил запуск турбобура. Об этом свидетельствовало то, что на стояке в буровой давление по манометру в этот момент возросло с t10 до 140 кгс/см . После этого приступали к углублег нию скважины. Бурение вели при нагрузке на долото до 10-12 тс.

Применение способа позволяет повысить проходку на долото на 16% и увеличить межремонтньФ период работы турбобуров на 12%. Упрощается работа бурильщика в период проработки ствола скважины и проработки долота на забое, Повысилась стойкость устройства для соединения вала турбобура с колонной бурильных труб, Все это снижает расходы на бурение скважин.

Формула изобретения

Способ бурения скважины, включающий спуск бурового инструмента в скважину, подачу промывочной жидкости, создание осевой нагрузки, проработку ствола скважины и приработку долота на забое роторным способом, а углубку скважины— турбинным способом после запуска турбобура путем выравнивания момента, необходимого для вращения долота, с тормозным моментом турбобура, отличающийся тем, что, с целью расширения эксплуатационных качеств способа бурения за счет обеспечения надежного соединения вала турбобура с колонной бурильных труб при проработке ствола скважины и приработке долота на забое, в процессе проработки ствола скважины и приработки долота количество промывОчной жидкости подают меньше рабочего не менее чем на 20%, а запуск турбобура осуществляют при невращающейся бурильной колонне снижением

1801169

Составитель В.Куртов

Техред М,Моргентал Корректор С,Патрушева

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101

Ф Заказ 1188: Тираж Подписное

8НИИПИ Государственного комитета но изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035. Москва, Ж-35. Раушская наб„4/5