Спосіб буріння свердловини

Способ бурения скважины, включающий спуск бурового инструмента в скважину, подачу промывочной жидкости, создание осевой нагрузки, проработку ствола скважины и приработку долота в 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 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. С > Изобретение относится к области бурения глубоких скважин с помощью турбобуров. Известен способ бурения, 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 [1]. В процессе переработки ствола скважины происходит сильное колебание величины крутящего момента, необходимого на вращение долота. При этом в некоторые моменты величина крутящего момента для вращения долота может превосходить величину тормозного момента турбобура. Например, при заклинке долота из-за неравномерной его подачи в процессе проработки. В результате в этот момент происходит рассоединение подвижных элементов устройства для соединения вала турбобура с колонной бурильных труб. Преждевременное рассоединение с колонной бурильных труб приводит к повышенному износу контактирующих между собой поверхностей подвижных элементов устройства. Особенно большой износ происходит при значительном интервале проработки ствола скважины, когда приходится несколько раз наращиваться. При этом при каждом включении - выключении буровых насосов происходят "подвижки" телескопических элементов устройства и соответствующий износ этих деталей. Названный момент рассоединения вала турбобура с колонной бурильных труб во время проработки в большинстве случаев невозможно заменить на поверхности. Атак как при этом подается постоянно рабочее 00 о 6784 количество промывочной жидкости, то в ревочной жидкости проявляются силы трения, зультате в обязательном порядке происхоудерживающие устройство в рабочем содит запуск турбобура. С момента запуска стоянии, то все это обеспечивает надежное турбобура дальнейшая проработка ствола соединение вала турбобура с колонной бускважины и приработка долота ведется 5 рильных труб. только турбинным способом, хотя при этом Включив ротор буровой установки, набурильный инструмент продолжают врачинают производить проработку ствола щать ротором. скважины. Проработку ведут на пониженной Такие произвольные многократные заосевой нагрузке (0-4)т, чтобы не вызвать пуски турбобура приводят не только к сни- 10 заклинки долота в суженной части ствола жению стойкости устройства, но вызывают скважины. В момент проработки не может усиленный износ долота, затрудняют работу произойти рассоединения устройства, бурильщика и снижают производительное так как количество промывочной жидковремя в бурении. сти, подаваемое в скважину недостаточно Все это снижает эксплуатационные ка- 15 для сжатия пружины устройства. После дочества способа бурения с применением устстижения забоя начинают прирабатывать ройства для соединения вала турбобура с долото с режимом, рекомендуемым завоколонной бурильных труб. дом-изготовителем. Как правила, с нагрузВ основу изобретения положена задача кой 2-6 тс и при скорости вращения ротора усовершенствования способа бурения 20 50-100 об/мин. скважин за счет изменения количества Окончив приработку долота, включают промывочной жидкости, что обеспечивает ротор и увеличивают подачу промывочной надежность соединения вала турбобура с жидкости до рабочей, при которой турбобур колонной бурильных труб при проработке будет работать в оптимальном режиме (наствола скважины и приработке долота на 25 пример 30 л /сек) Одновременно увеличивазабое и тем самым расширяет эксплуатациют нагрузку на долото до этой величины, онные возможности способа бурения. которая требует момента, равного тормозЭта задача достигается тем, что в извеному моменту турбобура. В этот момент под стном способе бурения, включающем спуск действием гидравлического усилия сжимабурового инструмента в скважину, подачу 30 ется пружина 12 и происходит рассоединепромывочной жидкости, создание осевой ние вала турбобура от колонны бурильных нагрузки, проработку ствола скважины и труб. Так как после остановки вращения роприработку долота на забое роторным спотора на подвижные элементы устройства собом, а углубку скважины турбинным сподействуют только гидравлические силы и сисобом после запуска турбобура путем 35 лы трения от тормозного момента турбобувыравнивания момента, необходимого для ра, но нет сил от крутящего момента при вращения долота, с тормозным моментом вращении долота ротором, то расстояние устурбобура, в процессе переработки ствола тройства происходит надежно. скважины и приработки долота количество После рассоединения Устройства подпромывочной жидкости подают меньше ра- 40 рывают буровой инструмент от забоя. В мобочего, не менее чем на 20%, а запуск турмент приподъема инструмента происходит бобура осуществляют при невращающейся запуск турбобура. В этот момент, как только бурильной колонне снижением осевой накрутящий момент, необходимый для провогрузки на долота рота долота, станет меньше тормозного моСпособ бурения скважины осуществля- 45 мента турбобура, последний запускается. ют следующим образом. Наличие выработки в процессе нагружения После спуска в скважину бурового инсттурбобура свидетельствует о работе туррумента, содержащего долото, турборур, усбобура. В процессе бурения подвижные тройство для соединения вала турбобура с элементы устройства находятся в рассоедиколонной бурильных труб, включает буро- 50 ненном положении. вые насосы для промывки скважины. Возможен и другой вариант запуска турПри этом количество промывочной жидбобура. кости подают меньше, чем требуется для После приработки долота останавливаработы турбобура, не меньше чем на 20%. ют вращение ротора и нагружают долото Например, для работы турбобура требуется 55 осевой нагрузкой, большей чем может "приколичество промывочной жидкости 25 л/сек, менять" турбобур (то есть требующей крутяподают 20 л/сек. Так как этого количества щего момента, большего чем величина жидкости недостаточно для сжатия пружитормозного момента). Увеличивают подачу ны 12 и рассоединения устройства, а также промывочной жидкости до рабочего и начиучитывая то, что с момента подачи промынают приподнимать буровой инструмент. 6784 Как только осевая нагрузка станет равной той, которая требует крутящего момента, равного величине тормозного момента тур бобура, и подвижные элементы устройства освобождаются от сил трения и происходит 5 рассоединение вала турбобура от колонны бурильных труб. При дальнейшем приподъеме инструмента происходит запуск турбо бура. Запустив турбобур, приступают к бурению скважины. 10 Пример реализации способа. Реализация производилась на скважинах Солоховской площади Опошнянской НГРЭ. Глубина скважин - (4800-5200) м. 15 Тип применяемых турбобуров - "АГШ", долот -"УИСМ-214ТЗ". Интервал бурения - (3900-5200) м. Так как алмазные долота "УИСМ-214ТЗ" спускались после бурения верхних интерва- 20 лов шарошечными долотами 0215,9 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 25 жидкости 18-20 л/сек и постоянном вращении инструмента ротором со скоростью 70 об/мин. После достижения забоя произ Упорядник В. Куртов Замовлення 644 вели приработку долота при осевой нагрузке 2-4 тс и скорости вращения ротора 70 оЬ/мин После приработки долота в течение 15 мин приступила 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/сек и начали приподнимать буровой инструмент от забоя. Как только осевая нагрузка на долото оставалась 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 10-20 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 турбура с колонной бурильных груб. Все это снижает расходы на бурение скважин. Техред М.Моргентал Коректор М. Тираж Підписне Державне патентне відомство України, 254655, ГСП, Київ-53. Львівська пл., 8 Виробничо-видавничий комбінат "Патент", м. Ужгород, вул.Гагаріна, 101