компоновка низа бурильной колонны

Формула изобретения

Компоновка низа бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, установленный на конце нижней из бурильных труб, на которых вдоль оси установлены N центраторов, отличающаяся тем, что диаметр по крайней мере одного из N центраторов меньше диаметра породоразрушающего инструмента, и центраторы установлены на расстоянии от породоразрушающего инструмента, определяемом из уравнения четвертого порядка



где E - модуль Юнга, Н/м²;

I(x) - осевой момент инерции сечения бурильных труб, м⁴;

x - координата, отсчитываемая от нижней точки на компоновке низа бурильной колонны, м;

w - прогиб буровой колонны в сечении с координатой x, м;

p - осевая сила на долоте, Н;

q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м;

- зенитный угол скважины, град;

- частота поперечных колебаний буровой колонны, равная произведению скорости вращения бурового инструмента на число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот с коэффициентом 2, 1/с;

- плотность материала бурильных труб, кг/м³;

- плотность бурового раствора, кг/м³;

S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м²,

с граничными условиями

1) при x = 0,

где w₀ - амплитуда прогиба колонны на заборе скважины, м;

2)

в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при

(x) = 0,5(d_c-d_к),

где d_c - диаметр скважины, м;

d_к - диаметр колонны в точке касания, м;

3)

в местах расстановки x_i центраторов при _i = 0,5(d_c-d_ц), где i = 1, 2, . .., N; N - количество центраторов; d_ц - диаметр центратора, м;

4)

где j = 1, 2, ..., k;

x_j - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных труб различного диаметра, м;

k - число соединений бурильных труб различного диаметра,

путем варьирования х_i до выполнения условий, при которых w_max¹ w(0) и w_maxⁱ⁺¹ w_maxⁱ, где w_maxⁱ⁺¹ - максимальное значение амплитуды на интервале [x_i, x_i+1] при заданных в точке x = 0 значениях поперечной силы



и угла наклона

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано в буровом оборудовании.

Известна компоновка низа бурильной колонны (Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин РД 39-0148052-514-86), включающая породоразрушающий инструмент, бурильные трубы, N центраторов с диаметром, равным или меньшим диаметра породоразрушающего инструмента, расстояние между породоразрушающим инструментом и каждым из N центраторов определено из решения уравнения для каждого участка компоновки низа бурильной колонны вида

y_i""" - xy_i" + py_i" - x + f_i = 0,

где y_i""" - перерезывающая сила, действующая в поперечном сечении i-го участка;

y_i" - угол поворота компоновки относительно оси;

p - осевая составляющая реакции забоя;

f_i - поперечная реакция на опорах,

y"(0) = 0; y""(0) = 0; y"""(0) = 0;

где y""(0) - изгибающий момент в поперечном сечении компоновки, сопряженно-граничные условия на центраторах при равной жесткости участков

y_i = y_i+1 = r_i; y_i" = y_i+1"; y_i"" = y_i+1"",

где r_i - зазор на i-й опоре, причем X = xm; Y = ymtg; P = pbcos;



F = fmk₁gsin,

где - зенитный угол скважины, град;

g - вес единицы длины компоновки без учета плотности промывочной жидкости, кг/м;

EI - жесткость компоновки на изгиб, Hм².

Совпадают с существенными признаками заявляемой компоновки породоразрушающий инструмент, бурильные трубы и установленные вдоль ее оси N центраторов.

При использовании известной компоновки увеличивается амплитуда поперечных колебаний бурильной колонны, что препятствует повышению скорости проходки скважины до оптимальной.

Известна компоновка низа бурильной колонны (авт.св. N 1559085, E 21 B 7/04), выбранная в качестве прототипа, включающая породоразрушающий инструмент, бурильные трубы, N центраторов, расположенных попарно вдоль ее оси, диаметр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента, причем расстояние между ними в каждой определено согласно зависимости



где E_k - модуль упругости материала бурильной трубы между центраторами, кН/м²;

I_k - значение осевого момента инерции поперечного сечения, бурильной трубы между центраторами м²;

q_k - вес единицы длины бурильной трубы между центраторами, кН/м,

расстояние L от породоразрушающего инструмента до середины бурильной трубы, связывающей первую пару центраторов, определено согласно следующей зависимости



где E - среднее значение модуля упругости материала бурильных труб компоновки, кН/м²;

I - среднее значение осевого момента инерции поперечного сечения бурильных труб компоновки, м⁴;

Q - вес бурильных труб компоновки, кН;

I10 - коэффициент запаса устойчивости,

а расстояние L_k между парами центраторов определено по зависимости



где Q(S_k) - вес части компоновки, расположенной ниже n-й пары центраторов, кН.

Совпадают с существенными признаками заявляемой компоновки породоразрушающий инструмент, бурильные трубы и установленные вдоль ее оси N центратора.

При использовании известной компоновки увеличивается амплитуда поперечных колебаний бурильной колонны, что препятствует повышению скорости проходки скважины до оптимальной.

Поставлена задача усовершенствования компоновки низа бурильной колонны, в которой конструктивными изменениями в расположении центраторов обеспечивается снижение амплитуды поперечных колебаний низа бурильной колонны и за счет этого увеличение скорости проходки скважины.

Эта задача решается тем, что в компоновке низа бурильной колонны, включающей породоразрушающий инструмент, установленный на конце нижней из бурильных труб, на которых вдоль ее оси установлены N центраторов, согласно изобретению диаметр по крайней мере одного из N центраторов меньше диаметра породоразрушающего инструмента и расстояние между породоразрушающим инструментом и каждым из N центраторов определено из решения линейного дифференциального уравнения четвертого порядка



где E - модуль Юнга, Н/м²;

I(x) - осевой момент инерции сечения бурильных труб, м⁴;

x - координата, отсчитываемая от нижней точки на компоновке низа бурильной колонны, м;

w - прогиб буровой колонны в сечении с координатой x, м;

P - осевая сила на долоте, H;

q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м;

- зенитный угол скважины, град;

- частота поперечных колебаний буровой колонны, равная произведению скорости вращения бурового инструмента на число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот с коэффициентом 2, 1/с;

- плотность материала бурильных труб, кг/м³;

- плотность бурового раствора, кг/м³;

S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м²,

с граничными условиями

1) при x = 0,

где w_o - амплитуда прогиба колонны на забое скважины, м;

2)

в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при

(x) = 0,5(d_c-d_к),

где d_с - диаметр скважины, м;

d_к - диаметр колонны в точке касания, м;

3)

в местах расстановки x_i центраторов при _i= 0,5(d_c-d_ц), где i = 1, 2, .. ., N; N - количество центраторов; d_ц - диаметр центратора, м;

4)

где j = 1,2,..., k;

x_j - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных труб различного диаметра, м;

k - число соединений бурильных труб различного диаметра путем варьирования x_i до выполнения условий, при которых

w_max⁽¹⁾ w(0) и w_max⁽ⁱ⁺¹⁾ w_max⁽ⁱ⁾,

где w_max⁽ⁱ⁺¹⁾ - максимальное значение амплитуды на интервале [x_i, x_i+1] при заданных в точке x=0 значениях поперечной силы



и углы наклона



Совокупность приведенных выше существенных признаков заявляемой компоновки обеспечивает решение поставленной задачи, снижение амплитуды поперечных колебаний низа бурильной колонны и за счет этого увеличение скорости проходки скважины.

На фиг. 1 изображена схематически компоновка низа бурильной колонны.

На фиг. 2 изображены графики амплитуд прогибов бурильной колонны.

Компоновка низа бурильной колонны включает породоразрушающий инструмент в виде шарошечного долота 1, бурильные трубы 2 и установленные вдоль ее оси N центратора 3, нижний из которых выполнен с диаметром, равным диаметру шарошечного долота, а верхние - с меньшим диаметром. Расстояние между шарошечным долотом и каждым из центраторов x₁, x₂,..., x_i,..., x_N определено из решения линейного дифференциального уравнения четвертого порядка



где E - модуль Юнга, Н/м²;

I(x) - осевой момент инерции сечения бурильных труб, м⁴;

x - координата, отсчитываемая от нижней точки на компоновке низа бурильной колонны, м;

w - прогиб буровой колонны в сечении с координатой x, м;

P - осевая сила на долоте, Н;

q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м;

- зенитный угол скважины, град;

- частота поперечных колебаний буровой колонны, равная произведению скорости вращения бурового инструмента на число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот с коэффициентом 2, 1/с;

- плотность материала бурильных труб, кг/м³;

- плотность бурового раствора, кг/м³;

S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м²,

с граничными условиями

1) при x = 0,

где w_o - амплитуда прогиба колонны на забое скважины, м;

2)

в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при (x) = 0,5(d_c-d_к), где d_c - диаметр скважины, м; d_к - диаметр колонны в точке касания, м;

3)

в местах расстановки x_i центраторов при _i= 0,5(d_c-d_ц), где i = 1, 2,... , N; N - количество центраторов; d_ц - диаметр центраторов, м;

4)

где j = 1, 2,..., k;

x_j - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных труб различного диаметра, м;

k - число соединений бурильных труб различного диаметра, путем варьирования x_i до выполнения условий, при которых w_max⁽¹⁾ w(0) и w_max⁽ⁱ⁺¹⁾ w_max⁽ⁱ⁾, где w_max⁽ⁱ⁺¹⁾ - максимальное значение амплитуды на интервале [x_i, x_i+1] при заданных в точке x = 0 значениях поперечной силы



и угла наклона



В таблице приведены параметры компоновок низа бурильной колонны, выполненных согласно изобретению (примеры II и III), а также выполненной согласно инструкции РД 39-0148052-514-86 (пример I).

Работа компоновки низа бурильной колонны осуществляется следующим образом.

Компоновку опускают в скважину, подают буровой раствор плотностью = 11,8 кН/м² и приводят во вращение. Число возмущений поперечных оси компоновки за один оборот в забое трехшарошечного долота n = 3. При скорости вращения долота в примерах I и III таблицы 1 об/с частота поперечных колебаний буровой колонны = 18,84 1/с, а при скорости 2 об/с, пример II таблицы, = 37,68 1/с. Колебания долота 1 приводят к колебаниям бурильных труб 2 с интенсивностью, зависящей от диаметров центраторов 1 и их расположения вдоль колонны.

Расчетное распределение отношений амплитуды прогибов компоновки низа бурильной колонны к амплитуде колебаний долота w_o может быть большим, чем диаметр скважины, что проиллюстрировано на фиг. 2 кривой 1, соответствующей примеру I таблицы. При этом первые от забоя экстремумы отклонений w(x)/w_o составляют величины: 1,0; 0,8; 2,5; 2,4. Такая компоновка низа бурильной колонны затрудняет процесс бурения, т.к. требует значительных усилий для преодоления сил трения о стенки скважины.

Компоновки согласно примера II, кривая 2, для проходки вертикальной скважины, а также согласно примера III, кривая 3, для проходки наклонной скважины обеспечивают вращение низа бурильной колонны с колебаниями без касания бурильных труб о стенки скважины на расстоянии до 40 м от забоя и обладают повышенной эффективностью при бурении. Первые от забоя экстремумы отношения отклонений w(x)/w_o в примере II равны 1,0; 0,1; 0,03; 0,003; 0,001; 0,001, а в примере III - 1,0; 0,15; 0,05; 0,03; 0,01; 0,005. Такие компоновки низа бурильной колонны улучшают подвод энергии на долото, разрушение пород, а также стабилизируют отклоняющую силу на долоте и его угол наклона.