Способ бурения скважины

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИРЕСПУБЛИК 1801169 19) грсУДАРстВЕнное пАВЕДОМСТВО СССР1 ГОСПАТЕНТ СССР) 0 1)5 Е 21 ТНОЕ ТЕ ПАТ трумент жидкость атывают олото на скважипускают рильной и выравра и моывочной и прора- рабочего. (54) СПОСОБ БУ (57) Использова нефть и газ при и устройством по Изобретение относится к области бурения глубоких скважин с помощью турбобуров.сЦель изобретения - расширение эксплуатационных качеств способа бурения сприменением устройства для соединения.,Фала турбобура с колонной бурильных трубпо а.с. М 1465523,Указанная цель достигается тем, что в1)звестном способе бурения, включающемспуск бурового инструмента в скважину,подачу промывочной жидкоСти, созданиеосевой нагрузки, проработку ствола скважины и приработку долота на забое роторнымспособом, а углубку скважины турбиннымспособом после запуска турбобура путемвыравнивания момента, необходимого длявращения долота, с тормозным моментомтурбобура, в процессе проработки стволаскважины и приработки долота количествопромывочной жидкости подают меньше рабочего, не менее чем на 20 , а запуск турбобура осуществляют. при невращающейсябурильной колонне снижением осевой нагрузки на долото,изобретения: опускают буровой ин в скважину, подают промывочную и создают осевую нагрузку. Прораб ствол скважины и прирабатывают д забое роторным способом. Углубку ны ведут турбинным способом, 3 турбобур при невращающейся б колонне, снижая осевую нагрузку, нивают тормозной момент турбоб мент на долоте. Количество пром жидкости при приработке долота ботке скважины подают меньше 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 резьбыется с переводником 8 секции туНаружные диаметры деталей паке.нены с возможностью перемещесительно 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 вы 180116930 полнены отверстия С для прохода промывочной жидкости.На штоке 11, закрепленном в крестовине 5, установлена пружина 12, которая воздействует на захват 9, перемещает его 5вверх 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 верхнейчасти имеет многогранную поверхность Рдля соединения с захватом 9, ниже указанной поверхности имеется кольцевая проточка Е для соединения с захватом 9, нижеуказанной поверхности имеется кольцевая 15проточка Г для возможности вращения полумуфты при посадке захвата 9 вниз. Навнутренней боковой поверхности направляющей выполнены дополнительные проходные пазы 6, открывающиеся тогда, когда 20захват 9 находится в крайнем нижнем положении.В захвате 9 имеется цилиндрическаярасточка Е для свободного вращения многогранной поверхности полумуфты при посад. ке захвата вниз.Фильтр 4 предупреждает расклинку подвижного захвата 9 в корпусе 1 крупнымичастицами, случайно попавшими в промывочную жидкость,Устройство работает следующим образом.В статическом положении при отсутствии циркуляции захват 9 пружиной 12 поднимается вверх, Незначительный проворот 35вала 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, соединеныжестко бурильные трубы с валом турбобура.При создании циркуляции промывочнаяжидкость через отверстия С захвата и далеепо кольцевому зазору между корпусом 1 и 45захватом 9 поступает на турбобур.Ввиду того, что движение жидкости вустройстве и турбобуре начинается одно-,временно, создание циркуляции мгновенноприводит к возникновению момента на валу 50турбобура, который через полумуфту 10, подвижный захват 9 и направляющую 6 передается на корпус 1 далее на бурильныетрубы.При этом удержание захвата в верхнем 55положении, т.е. в положении, при которомвал зафиксирован, обеспечивается силамитрения подвижного захвата 9 об сопрягаемые многогранные поверхности направляющей 6 и полумуфты 10,Сгссоб бурения скважины с использованием устройства по а.с. М "465523 осуществляют следующим образом.После спуска в скважину бурового инструмента, содержащего долото, турбобур, устройство для соединения вала турбобурэ 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 на 20 О. Например, для работы турбобура требуется количество промывочной жидкости 25 л/с подают 20 л 7 с. Так как этого количества жидкости недостаточно для сжатия пружины 12 и рассоединения устройства, э также учитывая то, что с момента подачи промывочной жидкости появляются силы трения, удерживающие устройство в рабочем состоянии, то все это обеспечивает надежное соединение вала турбобурэ с колонной бурил ьн ых труб.Включив ротор буровой установки, начинают производить проработку ствола скважины, Проработку ведут на пониженной осевой нагрузке (О - 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 режиме (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 рассоединение 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 пово5 10 15 20 25 30 35 40 45 осевой нагрузки,рота долота, станет меньше тормозного момента турбобура, последний запускается.Наличие выработки в процессе нагружениятурбобура свидетельствует о работе турбобура. В процессе бурения подвижные элементы устройства находятся врассоединенном положении,Возможен и другой вариант запускатурбобура.После выработки долота останавливаютвращение ротора и нагружают долото осевой нагрузкой, большей чем может "принять" турбобур (то есть требующийкрутящего момента, большего чем величинатормозного момента). Увеличивают подачупромывочной жидкости до рабочей и начинают приподнимать буровой инструмент.Как только осевая нагрузка станет равнойтой. которая требует крутящего момента,равного величине тормозного момента турбобура, подвижные элементы устройстваосвобождаются от сил трения и происходитрассоединение вала турбобура от колонныбурил ьн ых труб, П ри дал ьнейшем и риподьеме инструмента происходит запуск турбобура. Запустив турбобур, приступают кбурению скважины.П р и м е р, Реализация производиласьна скважинах Солоховской площади. Опошнянской НГРЭ.Глубина скважин - (4800 - 5200) м;Тип применяемых турбобуров - "АГШ",долот - УИСМ - 214 ТЗ",Интервал бурения - (3900 - 5200) м.Так как алмазные долота "УИМС 214 ТЗ" спускались после бурения верхнихинтервалом шарошечными долотами ф 215,9мм, 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 постоянномвращении инструмента ротором со скоростью 70 об/мин, При достижении забоя произвели приработку долота при осевой. нагрузке 2-4 тс и скорости вращения ротора70 об/мин. После приработки долота в течение 15 мин приступили к запуску турбобура,Для этого остановили вращение ротора и нагрузили долото осевой нагрузкой в 18 1 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 б 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/см . После этого приступали к углубле 2нию скважины. Бурение вели при нагрузке на долото до 10 - 12 тс.Применение способа позволяет повысить проходку на долото на 16; и увеличить межремонтнье период работы турбобуров на 12 оь. 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, о т л и ч а ю щ и й с я 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 снижением1801169 оставитель В.Курто хред М,Моргентал Реда кто екто ушев здательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина, 10 Производств аказ 1188: Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета но изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5