RU2478768C1 - Method for well drilling - Google Patents
Method for well drilling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2478768C1 RU2478768C1 RU2012120207/03A RU2012120207A RU2478768C1 RU 2478768 C1 RU2478768 C1 RU 2478768C1 RU 2012120207/03 A RU2012120207/03 A RU 2012120207/03A RU 2012120207 A RU2012120207 A RU 2012120207A RU 2478768 C1 RU2478768 C1 RU 2478768C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- drilling
- density
- pumping
- layout
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при проводке ствола скважины с большим зенитным углом.The invention relates to the construction of wells and may find application in wiring a wellbore with a large zenith angle.
Известен способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости из внутренней полости компоновки через долото на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости часть потока промывочной жидкости из внутренней полости компоновки направляют в затрубное пространство над долотом (патент РФ №2024723, кл. Е21В 21/00, опубл. 15.12.94).A known method of drilling a well, comprising rotating and axially feeding the assembly with a bit and supplying washing liquid from the internal cavity of the assembly through the bit to the bottom, while in the absorption zone of the washing liquid, part of the flow of washing liquid from the internal cavity of the assembly is directed into the annulus above the bit (RF patent No. 2024723, CL ЕВВ 21/00, publ. 15.12.94).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ вскрытия пластов, согласно которому при вскрытии пластов до кровли проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. Затем спускают и цементируют обсадную колонну с клиновым посадочным кольцом в башмачной части. Продолжают вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой до пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости. При вскрытии пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости разобщают затрубное пространство скважины выше пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости. Подачу всего потока промывочной жидкости ведут через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство скважины выше места разобщения при одновременном создании в затрубном пространстве ниже места разобщения пониженного давления и депрессии на пласт и эжектировании жидкости со шламом с забоя через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство выше места разобщения, перемешивании с промывочной жидкостью и направлении к устью скважины (патент РФ №2279535, опубл. 2006.07.10 - прототип).Closest to the proposed invention by technical essence is a method of opening the seams, according to which, when opening the seams to the roof, the assembly is rotated and axially fed with the bit and the washing fluid is supplied through the internal cavity of the layout to the bottom. Then the casing with a wedge landing ring in the shoe part is lowered and cemented. Continue the autopsy with the supply of washing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom to the formation with partial or complete absorption of the washing fluid. When opening a formation with partial or complete absorption of washing liquid, the annular space of the well is separated above the formation with partial or full absorption of washing liquid. The entire flow of flushing fluid is supplied through the internal cavity of the assembly into the annulus of the well above the place of separation while simultaneously creating in the annular space below the place of separation of reduced pressure and depression on the formation and ejecting liquid with slurry from the bottom through the internal cavity of the assembly into the annulus above the place of separation, mixing with flushing fluid and towards the wellhead (RF patent No. 2279535, publ. 2006.07.10 - prototype).
Недостатком известных способов является то, что при строительстве скважины с удаленным смещением забоя от устья, т.е. с большим зенитным углом на забое накапливается шлам выбуренной породы, приводящий к прихвату бурильной колонны и невозможности дальнейшего бурения.A disadvantage of the known methods is that when constructing a well with a remote displacement of the bottom from the wellhead, i.e. with a large zenith angle, cuttings cuttings accumulate at the bottom, leading to sticking of the drill string and impossibility of further drilling.
В предложенном изобретении решается задача очистки забоя скважины от шлама, исключения прихватов бурильной колонны.The proposed invention solves the problem of cleaning the bottom of the well from sludge, eliminating sticking of the drill string.
Задача решается тем, что в способе бурения скважины, включающем размещение в скважине компоновки с забойным двигателем, прокачку через компоновку воды, наращивание бурильных труб, вымывание шлама с забоя, вымывание шлама проводят прокачкой бурового раствора вязкостью 30-50 с по вискозиметру ВП-5 плотностью 1,20-1,30 г/см3 в объеме 5-10 м3, при прокачке снимают нагрузку с долота, приподнимают компоновку на длину ведущей бурильной трубы, заменяют в бурильных трубах воду на буровой раствор повышенной вязкости, прокачивают буровой раствор с одновременным опусканием компоновки до упора в забой, проводят расхаживание компоновки с частотой 1-2 в минуту и амплитудой, равной длине ведущей бурильной трубы, с одновременной прокачкой раствора повышенной вязкости, заменяют буровой раствор на воду, наращивают компоновку бурильной трубой, продолжают бурение, при этом воду используют с начальной плотностью 1,00-1,01 г/см3, в процессе бурения нарабатывают плотность воды за счет частиц выбуренной породы до плотности 1,02-1,06 г/см3, а при вскрытии водопроявляющего горизонта используют смесь воды с текущей плотностью и пластовой воды.The problem is solved in that in a method of drilling a well, which includes arranging a layout with a downhole motor in a well, pumping water through a layout, building up drill pipes, flushing out cuttings from the bottom, flushing out cuttings by pumping a drilling fluid with a viscosity of 30-50 s using a VP-5 viscometer with a density of 1.20-1.30 g / cm 3 in a volume of 5-10 m 3, for leveling the load is removed from the drill bit, the arrangement is lifted by the length of the kelly replace water in the drill pipes on the rig high viscosity solution is pumped concurrently with the drilling fluid by lowering the assembly all the way to the bottom, pacing the assembly with a frequency of 1-2 per minute and an amplitude equal to the length of the drill pipe, while pumping a solution of high viscosity, replace the drilling fluid with water, increase the layout of the drill pipe, continue drilling, while water is used with an initial density of 1.00-1.01 g / cm 3 , during the drilling process, the density of water is produced by particles of cuttings to a density of 1.02-1.06 g / cm 3 , and when opening the water-developing horizon, a mixture of water is used with current th density and formation water.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Бурение скважин с большими зенитными углами сопровождают прихваты бурильной колонны. При возникновении прихвата с потерей циркуляции промывочной жидкости кольцевое пространство за бурильной колонной утрамбовано горной породой и шламом. Встречается дифференциальный прихват, при котором циркуляция присутствует, а движение бурильной колонны прекращается из-за силы ее прижатия весом столба бурового раствора при фильтрации последнего в проницаемый пласт с пластовым давлением ниже гидростатического. Общая причина прихватов заключается в зашламленности ствола скважины, которая способствует возникновению прихватов. В предложенном изобретении решается задача очистки забоя скважины от шлама. Задача решается следующим образом.Drilling of wells with large zenith angles accompanies sticking of the drill string. If sticking occurs with loss of flushing fluid circulation, the annular space behind the drill string is rammed with rock and cuttings. There is a differential stick, in which circulation is present, and the movement of the drill string is stopped due to the force of its pressing by the weight of the column of drilling fluid when it is filtered into a permeable formation with a reservoir pressure below hydrostatic. A common cause of tacking is clogging of the wellbore, which contributes to tacking. The proposed invention solves the problem of cleaning the bottom of the well from sludge. The problem is solved as follows.
При бурении в скважине размещают компоновку с забойным двигателем, проводят прокачку через компоновку воды, наращивание бурильных труб, вымывание шлама с забоя. Вымывание шлама проводят прокачкой бурового раствора вязкостью 30-50 с по вискозиметру ВП-5 плотностью 1,20-1,30 г/см3 в объеме 5-10 м3. Вязкий и плотный раствор подобранной плотности и вязкости в наибольшей степени пригоден для удаления шлама с забоя бурящейся скважины. В качестве вязкого бурового раствора могут быть применены глинистый раствор, полимер-бентонитовый раствор, полимерный раствор и т.п. При прокачке снимают нагрузку с долота подъемом компоновки, приподнимают компоновку на длину ведущей бурильной трубы, заменяют в бурильных трубах воду на буровой раствор повышенной вязкости, прокачивают буровой раствор с одновременным опусканием компоновки до упора в забой и подъемом компоновки, т.е. проводят расхаживание компоновки с частотой 1-2 в минуту и амплитудой, равной длине ведущей бурильной трубы, с одновременной прокачкой раствора повышенной вязкости. Вымывают шлам с забоя скважины. Расхаживание и упор компоновки на забой как механическое воздействие способствует разбиванию конгломератов шлама, измельчению частиц шлама и облегчает вымывание шлама. После вымывания шлама заменяют буровой раствор на воду, наращивают компоновку бурильной трубой и продолжают бурение. Перед очередным наращиванием компоновки бурильной трубой снова проводят мероприятия по удалению шлама расхаживанием и промывкой вязким буровым раствором. Предложенные мероприятия способствуют разрыхлению и переведению во взвешенное состояние шлама, а вязкий раствор способствует удержанию частиц шлама в растворе и их выносу из скважины.When drilling in a well, a layout with a downhole motor is placed, pumping through the layout of water, extension of drill pipes, leaching of cuttings from the bottom are carried out. Sludge washing is carried out by pumping a drilling fluid with a viscosity of 30-50 s using a VP-5 viscometer with a density of 1.20-1.30 g / cm 3 in a volume of 5-10 m 3 . A viscous and dense solution of selected density and viscosity is most suitable for removing sludge from the bottom of a drilled well. As a viscous drilling fluid, clay mud, polymer-bentonite mud, polymer mud, and the like can be used. When pumping, the load is removed from the bit by raising the layout, raising the layout to the length of the leading drill pipe, replacing the water in the drill pipes with drilling fluid of increased viscosity, pumping the drilling fluid while lowering the assembly to the bottom in the bottom and raising the layout, i.e. spacing layout with a frequency of 1-2 per minute and an amplitude equal to the length of the lead drill pipe, while pumping a solution of high viscosity. Wash sludge from the bottom of the well. Pacing and emphasizing the layout on the face as a mechanical effect contributes to the breakdown of sludge conglomerates, the grinding of sludge particles and facilitates the washing out of sludge. After washing the sludge, the drilling fluid is replaced with water, the layout of the drill pipe is increased, and drilling is continued. Before the next build-up of the drill pipe assembly, measures are again taken to remove sludge by pacing and flushing with viscous drilling fluid. The proposed measures contribute to loosening and suspension of the sludge, and a viscous solution helps to retain the particles of sludge in the solution and their removal from the well.
При бурении в качестве промывочной жидкости используют воду с начальной плотностью 1,00-1,01 г/см3. В процессе бурения частицы выбуренной породы удаляют из воды не полностью и таким образом нарабатывают плотность воды за счет частиц выбуренной породы до плотности 1,02-1,06 г/см3. Более плотная вода способствует лучшему удержанию и удалению частиц породы с забоя скважины. При вскрытии водопроявляющего горизонта вода для промывки смешивается с пластовой водой. После проходки водопроявляющего горизонта в качестве промывочной жидкости используют смесь воды с текущей плотностью и пластовой воды.When drilling, water with an initial density of 1.00-1.01 g / cm 3 is used as a washing liquid. During the drilling process, particles of drill cuttings are not completely removed from the water and thus the density of water is produced by particles of drill cuttings to a density of 1.02-1.06 g / cm 3 . More dense water contributes to better retention and removal of rock particles from the bottom of the well. At the opening of the water-developing horizon, washing water is mixed with produced water. After sinking the water-developing horizon, a mixture of water with current density and produced water is used as a washing liquid.
В результате удается при бурении скважины провести очистку забоя скважины от шлама и исключить прихват бурильной колонны и прочие осложнения при бурении.As a result, when drilling a well, it is possible to clean the bottom of the well from sludge and to eliminate sticking of the drill string and other drilling complications.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. При бурении в скважине размещают компоновку из бурильных труб с забойным двигателем и долотом диаметром 215,9 мм. Проводят прокачку через компоновку воды с начальной плотностью 1,005 г/см3, наращивание бурильных труб, вымывание шлама с забоя. Начиная с глубины 600 м вымывание шлама проводят прокачкой бурового раствора вязкостью 40 с по вискозиметру ВП-5 плотностью 1,25 г/см3 в объеме 8 м3. Буровой раствор имеет следующий состав: глинистый раствор (глинопорошок 130 кг/м3, утяжелитель - доломит 358 кг/м3, сода кальцинированая 5 кг/м3, карбоксиметилцеллюлоза 3 кг/м3, продукт КМК-БУР2 20 кг/м3, катамин АБ 0,45 кг/м3, нефть 5 кг/м3. При прокачке снимают нагрузку с долота, приподнимают компоновку на длину ведущей бурильной трубы 12 м, заменяют в бурильных трубах воду на буровой раствор повышенной вязкости, прокачивают буровой раствор с одновременным опусканием компоновки до упора в забой, проводят расхаживание компоновки с частотой 1 спуско-подъем в минуту и амплитудой, равной длине ведущей бурильной трубы, с одновременной прокачкой раствора повышенной вязкости. Заменяют буровой раствор на воду с текущей плотностью 1,03 г/см3, наращивают компоновку бурильной трубой и продолжают бурение. В интервале 810-909 м разбуривают водопроявляющий горизонт. При этом вода для промывки с текущей плотностью смешивается с пластовой водой. После проходки водопроявляющего горизонта в качестве промывочной жидкости используют смесь воды с текущей плотностью и пластовой воды. Бурят скважину до проектной отметки без прихватов бурильной колонны.Example 1. When drilling in a well, an arrangement of drill pipes with a downhole motor and a bit with a diameter of 215.9 mm is placed. Spend pumping through the layout of water with an initial density of 1.005 g / cm 3 , building drill pipes, leaching of cuttings from the bottom. Starting from a depth of 600 m, sludge are washed out by pumping a drilling fluid with a viscosity of 40 s using a VP-5 viscometer with a density of 1.25 g / cm 3 in a volume of 8 m 3 . The drilling fluid has the following composition: clay mud (clay powder 130 kg / m 3 , weighting agent - dolomite 358 kg / m 3 , soda ash 5 kg / m 3 , carboxymethyl cellulose 3 kg / m 3 , product KMK-BUR2 20 kg / m 3 , AB Catamine 0.45 kg / m 3 , oil 5 kg / m 3 When pumping, the load is removed from the bit, the layout is lifted to the length of the lead drill pipe 12 m, the water in the drill pipes is replaced with a drilling fluid with increased viscosity, the drilling fluid is pumped with simultaneous lowering the layout all the way to the bottom, pacing the layout with a frequency of 1 run -podem per minute and an amplitude equal to the length of the kelly, with simultaneous pumping higher viscosity solution. Replace the drilling fluid is water with a current density of 1.03 g / cm 3, the arrangement of the drill pipe are increasing and continue drilling. In the range 810-909 m a water-developing horizon is drilled, while washing water with a current density is mixed with produced water. After drilling a water-developing horizon, a mixture of water with a current density and produced water is used as a washing liquid. Drill a well to the design level without sticking the drill string.
Пример 2. Выполняют как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
Применяют полимер-бентонитовый буровой раствор с вязкостью 30 с по вискозиметру ВП-5 плотностью 1,20 г/см3 в объеме 5 м3, применяют расхаживание компоновки с частотой 2 в минуту, используют воду с начальной плотностью 1,00 г/см3, наработку в процессе бурения плотности воды проводят до плотности 1,02 г/см3.A polymer-bentonite drilling fluid with a viscosity of 30 s is used with a VP-5 viscometer with a density of 1.20 g / cm 3 in a volume of 5 m 3 , a layout pacing with a frequency of 2 per minute is used, water with an initial density of 1.00 g / cm 3 is used , the time in the process of drilling the density of water is carried out to a density of 1.02 g / cm 3 .
Бурят скважину до проектной отметки без прихватов бурильной колонны.Drill a well to the design level without sticking the drill string.
Пример 3. Выполняют как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
Применяют полимерный буровой раствор с вязкостью 50 с по вискозиметру ВП-5 плотностью 1,30 г/см3 в объеме 10 м3, применяют расхаживание компоновки с частотой 1,5 в минуту, используют воду с начальной плотностью 1,01 г/см3, наработку в процессе бурения плотности воды проводят до плотности 1,06 г/см3.A polymer drilling fluid with a viscosity of 50 s is applied using a VP-5 viscometer with a density of 1.30 g / cm 3 in a volume of 10 m 3 , pacing the layout with a frequency of 1.5 per minute is used, water with an initial density of 1.01 g / cm 3 is used , the time in the process of drilling the density of water is carried out to a density of 1.06 g / cm 3 .
Бурят скважину до проектной отметки без прихватов бурильной колонны.Drill a well to the design level without sticking the drill string.
Применение предложенного способа позволит решить задачу очистки забоя скважины от шлама.The application of the proposed method will solve the problem of cleaning the bottom of the well from sludge.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012120207/03A RU2478768C1 (en) | 2012-05-16 | 2012-05-16 | Method for well drilling |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012120207/03A RU2478768C1 (en) | 2012-05-16 | 2012-05-16 | Method for well drilling |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2478768C1 true RU2478768C1 (en) | 2013-04-10 |
Family
ID=49152333
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012120207/03A RU2478768C1 (en) | 2012-05-16 | 2012-05-16 | Method for well drilling |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2478768C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606998C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well drilling |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2041338C1 (en) * | 1992-01-03 | 1995-08-09 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for cleaning wellbore |
| RU2213840C2 (en) * | 2001-07-16 | 2003-10-10 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая Компания" ОАО "Газпром" | Method of borehole desludging |
| RU2236547C2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of well shaft cleaning |
| US6840337B2 (en) * | 2002-08-28 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for removing cuttings |
| RU2279535C1 (en) * | 2004-11-10 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for formation penetration |
| RU2421586C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "УПРАВЛЯЮЩАЯ КОМПАНИЯ "Татбурнефть" ООО "УК "Татбурнефть" | Procedure for construction of horizontal well in devonian strata |
-
2012
- 2012-05-16 RU RU2012120207/03A patent/RU2478768C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2041338C1 (en) * | 1992-01-03 | 1995-08-09 | Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for cleaning wellbore |
| RU2213840C2 (en) * | 2001-07-16 | 2003-10-10 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая Компания" ОАО "Газпром" | Method of borehole desludging |
| RU2236547C2 (en) * | 2002-07-12 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Астраханьгазпром" | Method of well shaft cleaning |
| US6840337B2 (en) * | 2002-08-28 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for removing cuttings |
| RU2279535C1 (en) * | 2004-11-10 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method and device for formation penetration |
| RU2421586C1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "УПРАВЛЯЮЩАЯ КОМПАНИЯ "Татбурнефть" ООО "УК "Татбурнефть" | Procedure for construction of horizontal well in devonian strata |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БУЛАТОВ А.И. и др. Справочник инженера по бурению, т.1. - М.: Недра, 1985, с.28-34. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2606998C1 (en) * | 2016-02-24 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well drilling |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109838279B (en) | A method for improving the utilization rate of salt cavern storage by using connecting well to discharge brine from the bottom of cavity | |
| CN204754840U (en) | Ratchel and silt salvage suction instrument in pit | |
| CN103104203A (en) | Drilling-fluid solid-control control process | |
| CN104712287B (en) | A kind of horizontal well ' Safe Density Windows extended method | |
| RU2478768C1 (en) | Method for well drilling | |
| RU2478769C1 (en) | Method for well drilling | |
| RU2453674C1 (en) | Method of well operation | |
| RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
| CN105756591A (en) | CBM Well Completion Methods | |
| CN101749252A (en) | Centralizing underground annulus pumping screw turbopump | |
| CN117514115B (en) | Completion device and method for fracturing horizontal well based on high-rank coal bed gas | |
| RU156405U1 (en) | LOW DRILL POSITION ASSEMBLY WITH JET PUMP | |
| RU2717167C1 (en) | Well bottomhole washing method | |
| RU2557029C1 (en) | Well drilling method | |
| RU2296217C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| RU2386776C1 (en) | Method of opening of waterbearing stratum in unstable rocks by upward borehole and device for its implementation | |
| RU2261957C2 (en) | Method and device for providing vertical and inclined wells with gravel filters | |
| RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
| RU2606742C1 (en) | Method of well drilling | |
| RU2564314C1 (en) | Method of recovery of passability of open horizontal wellbore | |
| RU2181434C2 (en) | Method of hydraulic borehole mining of minerals and device for its embodiment | |
| RU2459922C1 (en) | Method for well construction | |
| RU2723814C2 (en) | Well construction method | |
| CN201582135U (en) | Centralizing pumping screw turbine pump for underground annuluses | |
| RU2385408C1 (en) | Method of development of oil or gas deposit |