Способ бурения скважины Советский патент 1993 года по МПК E21B4/00 

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

Цель изобретения - расширение эксплуатационных качеств способа бурения с применением устройства для соединения. $ала турбобура с колонной бурильных труб по а.с. №1465523.

Указанная цель достигается тем, что а звестном способе бурения, включающем спуск бурового инструмента в скважину, подачу промывочной жидкости, создание осевой нагрузки, проработку ствола скважи- Иы и приработку долота на забое роторным способом, а углубку скважины турбинным рпособом после запуска турбобура путем Выравнивания момента, необходимого для вращения долота, с тормозным моментом турбобура, в процессе проработки ствола ркважины и приработки долота количество промывочной жидкости подают меньше рабочего, не менее чем на 20%, а запуск турбобура осуществляют при невращающейся бурильной колонне снижением осевой на- . грузки на долото.

На фиг.1 изображено устройство, реализующее предлагаемый способ; на фиг.2 - разрез А-А на фиг.1; на фиг.З - 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 виде втулки, и упорного кольца 7.

Корпус 1 при помощи резьбы соединя- 1 ется 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 случав стопорения) с адекватной поверхностью верхней части полумуфты 10 вала секции, при этом на верхней торцовой поверхности захвата 9 выел

с

со

о

о о

W

полнены отверстия С для прохода промывочной жидкости.

На штоке 11, закрепленном в крестовине 5, установлена пружина 12, которая возействует на захват 9, перемещает его вверх (при отсутствии циркуляции промывочной жидкости) до упора в крестовину 5.

Полумуфта 10 верхней секции аналогично известным полумуфтам турбобуров за-- крепляет пакет деталей на валу и в верхней асти имеет многогранную поверхность D ля соединения с захватом 9, ниже указан- ной поверхности имеется кольцевая проточка F для соединения с захватом 9, ниже казанной поверхности имеется кольцевая проточка F для возможности вращения поумуфты при посадке захвата 9 вниз. На внутренней боковой поверхности направляющей выполнены дополнительные проходные пазы G, открывающиеся тогда, когда захват 9 находится в крайнем нижнем полоении. .

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

Фильтр 4 предупреждает расклинку повижного 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 пррворот 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 зафиксирован 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 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 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 положении, т.е. в положении, при котором вал зафиксирован, обеспечивается силами трения подвижного захвата 9 об сопрягаемые многогранные поверхности направляющей 6 и полумуфты 10.

Способ 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 жид0 кости подают меньше, чем требуется для работы турбобура, не меньше чем на 20%. Например, для работы турбобура требуется количество промывочной жидкости 25 л/с подают 20 л/с. Так как этого количества

5 жидкости недостаточно для сжатия пружины 12 и рассоединения устройства, з также учитывая то, что с момента подачи промывочной жидкости появляются силы трения, удерживающие устройство в рабочем состо0 янии, то все это обеспечивает надежное соединение вала турбобура с колонной бурильных труб.

Включив ротор буровой установки, начинают производить проработку ствола

5 скважины. Проработку ведут на пониженной осевой нагрузке (0-4) т чтобы не вызвать заклинки долота в суженной части ствола скважины. В момент проработки не может произойти рассоединение устройства, так

0 как количество промывочной жидкости, подаваемое в скважину недостаточно для сжатия пружины устройства. После достижения забоя начинают прирабатывать долото с режимом, рекомендуемым заводом - изгото5 вителем. Как правило, с нагрузкой 2-6 тс и при скорости вращения ротора 50-100 об/мин.

Окончив проработку долота, выключают ротор и увеличивает подачу промывочной

0 жидкости до рабочей, при которой турбобур будет работать в оптимальном режиме (например, 30 л/с). Одновременно увеличивают, нагрузку на долото до той величины, которая требует момента, равного тормоз5 ному 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 ро0 тора на подвижные элементы устройства действуют только гидравлические силы и силы трения от тормозного момента турбобура, но нет сил от крутящего момента при вращении долота ротором, то рассоедине5 ние устройства происходит надежно.

После рассоединения устройства подрывают буровой инструмент от забоя. В момент приподъема инструмента происходит запуск турбобура. В этот момент, как только крутящий момент, необходимый для новорота долслэ, станет меньше тормозного момента турбобура, последний запускается. Наличие выработки в процессе нагружения турбобура свидетельствует о работе турбобура. В процессе бурения подвижные эле- менты 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 чём 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 тур- бобура, подвижные элементы устройства освобождаются от сил трения и происходит рассоединение вала турбобура от колонны бурильных труб. При дальнейшем приподъ- еме инструмента происходит запуск турбо- бура. Запустив турбобур, приступают к бурению скважины.

Пример. Реализация производилась на скважинах Солоховской площади.Опош- нянскойНГРЭ.

Глубина скважин - (4800-5200) м;

Тип применяемых турбобуров - АГШ, долот -УИСМ-214ТЗ.

Интервал бурения - (3900-5200) м.

Так как алмазные долота УИМС- 214ТЗ спускались после бурения верхних интервалом шарошечными долотами Ф 215,9 мм, то приходилось прорабатывать приза- бойную зону ствола скважины в 15-25 м.

Проработку вели на пониженных на- грузках: 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 и нагрузили долото осевой нагрузкой в 16 тс. После этого увеличили подачу промывочной жидкости до 28 л/с и начали приподнимать буровой инструмент от забоя. Как 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 110 до 140 кгс/см2. После этого приступали к углублению скважины. Бурение вели при нагрузке на долото до 10-12 тс.

Применение способа позволяет повысить проходку на долото на 16% и увеличить межремонтный 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 осевой нагрузки.

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.