Компоновка низа бурильной колонны

 

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для проводки вертикальной скважины с сохранением заданного направления. Цель изобретения - повышение надежности работы за счет повышения статической устойчивости бурильных труб. Компоновка низа бурильной колонны включает долото 1, калибратор 2, бурильные трубы 3 с попарно установленными по их длине опорными элементами 4. Диаметр рабочей поверхности каждого элемента 4 равен диаметрам долота 1 и калибратора 2. Линейные размеры низа бурильной колонны определяются в соответствии со специальными математическими выражениями. Каждая пара элементов 4 "разрезает" колонну труб 3 на устойчивые участки. В процессе бурения они сохраняют вертикальное положение по отношению к забою скважины. Это позволяет осуществлять проводку вертикальной скважины в сложных горно-геологических условиях при оптимальном режиме бурения. 1 ил.

СООЭ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИН

РЕСПУБЛИК (51) 5 Е 21 В 7/04

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

Г}О ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

M А BTOPCHGMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4429757/23-03 .(22) 14.03.88 (46) 23.04.90. Бюл. Р 15 (71) Всесоюзный научно-исследовательский институт буровой техники (72) И.Л.Барский, В.10 Близнюков и В.И.Сагин (53) 622.243.2(088.8) (56) Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин.

РД39-0148052-514-86. - N. ВНИИБТ, . 1986, с. 11.

Беляев В.N. è др. Компоновки нижнеи части бурильной колонны. — М.:

BHHH03HI, 1972, с. 22;

„.,ЯО„„И5908

2 (54) КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ (57) Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для проводки вертикальной скважины с сохранением заданного направления. Цель изобретения — повьпцение надежности работы за счет повышения статической устойчивости бурильных труб. Компоновка низа бурильной колонны включает долото 1, калибратор 2, бурильные трубы 3 с попарно установленными по их длине опорными элементами 4. Диаметр рабочей поверхности каждого элемента 4 равен диаметрам долота 1 и

1559085

S О/q — 2 34

К11

n- ° в

Я калибратора 2. Линейные размеры низа бурильной колонны определяются в соответствии со специальными математическими выражениями, Каждая пара эле- . ментов 4 разрезает колонну труб 3

11 11

5 на устойчивые участки. В процессе буИзобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для проводки вертикальной скважины с сохранением заданного направления.

Цель изобретения — повышение надежности работы за счет повышения статической устойчивости бурильных труб. 2О

На чертеже схематично изображена компоновка паза бурильной колонны.

Компоновка низа бурильной колонны включает породоразрушающий инструмент (долото 1 и калибратор 2), бурильные трубы 3 с попарно установленными по их длине опорными элементами 4, диаметр рабочей поверхности которых равен диаметру долота 1 и калибратора 2.

Опорные элементы 4 должны быть вы- 30 полнены с.каналами для прохода промывочной жидкости, а площадь их рабочей поверхности выбирается в соответствии с прочностью разбуриваемых горных пород по известным методикам. Длина 1 бурильной трубы между каждой парой опорных элементов 4 определяется по зависимости

1 =- (005 — 0 2)

3E Хк

Р Ф Ф

k где Š— модуль упругости материала бурильной трубы 3 между опорными элементами 4, кН/м, I — значение осевого момента .

l( инерции поперечного сечения бурильной трубы 3 между опор.4 . ными элементами 4, м, — вес единицы длины бурильной к трубы 3 между опорными элементами 4, кН/м. 5О

Расстояние L от нижнего торца породоразрушающего инструмента до середины бурильной трубы, связывающей первую пару опорных элементов 4, определяется по следующей зависимости: 15

„Гх L 271

1 о () где Š— среднее значение модуля упрурения они сохраняют вертикальное положение по отношению к забою скважины. Это позволяет осуществлять проводку вертикальной скважины в сложных горно-геологических условиях при оп-, тимальном режиме бурения. i ил. гости материала бурильных тру

3 компоновки, кН/м

Х вЂ” среднее значение осевого момента инерции поперечного сечения бурильнь1х труб 3 компоновки, м

9.

Π— вес бурильных труб 3 компоновки, кН;

10 kb 1 — коэффициент запаса устойчивости.

Расстояние L> между парами опорных элементов 4 определяется по зависимости где Q(Sп) — вес части компоновки, расположенной ниже и-й ,ф пары опорных элементов 4, кН.

Число пар опорных элементов 4 выбирается по длине участка колонны бурильных труб 3, который должен обладать запасом статичнои устойчивости.

Когда колонна бурильных труб статически стабилизируется целиком, то последняя пара опорных элементов 4 должна находиться от долота 1 на расстоянии, которое находится из выражения

В качестве опорных элементов 4 мо" гут быть использованы серийно выпускаемые калибраторы и центраторы, площадь рабочей поверхности которых должна соответствовать прочности разбуриваемых горных пород. Для выполнения условий "заделки" в нижней части компоновки над долотом 1 должен устанавливаться калибратор 2. При бурении в мягких горных породах для повышения надежности работы устройства в каждом расчетном месте колонны бурильных труб 3 могут быть установлены друг над другом две или более пар опорных элементов 4.

5 75

Длина бурильной трубы 3 между каж— дой парой опорных элементов определена следующим образом. Величина

5 0Н5 6 при обычной проработке ствола скважины незагруженной колонной, снабженной калибраторами 2. з какй

У имеющая размерность длины

9 к является характеристикой материала и формы трубчатого элемента. Для обеспечения необходимого сопротивления продольному изгибу и обеспечения эффекта спаренности опор найдены коэффициенты 0,05-0,2, корректирующие длину 1 бурильной трубы 3.

ЕкХк

При 1< 0,05 2 - — — из-за разруше 1 к ния стенки скважины рабочей поверхностью опорных элементов 4 и из-за абразивного износа последней не обеспечивается условие "разрушающей зацелки а при 1 - 0 2 - — -- возможен и

Ек Хк

У б 9

k неконтролируемый изгиб бурильной трубы 3 между парой опорных элементов 4, что снижает эффективность работы компоновки, Места установки пар опорных элементов по длине колонны бурильных труб определены длинами "отрезанных" участков, при которых обеспечивается статическая устойчивость каждого отдельного участка колонны.

Работа компоновки низа бурильной колонны осуществляется следующим образом.

Компоновка опускается в скважину.

Долото 1 начинает вращаться с постепенным, в зависимости от типа привода, увеличением нагрузки, создаваемой соб-. ственным весом бурильных труб 3.

Компоновка позволяет довести до породоразрушающего инструмента 1 достаточно высокие нагрузки перпендикулярно поверхности забоя без отклоняющих усилий, так как пары опорных элементов 4 "разрезают" бурильную колонну на устойчивые участки, сохраняющие вертикальное положение по отношению к забою скважины, Указанные свойства обеспечивают вертикальность ствола скважины при высоких нагрузках, а наличие калибрирующих рабочих поверхностей на опорных элементах 4 одновременно подготавливает ствол к спуску обсадных колонн. Устойчивое состояние колонны в процессе бурения скважины позволяет работать названным калибрирующим поверхностям в тех же условиях, что и

Формула и з о б р е т е н и я

1n "- где Q(S„) вес части компоновки, расположенной ниже и-й пары опорных элементов, кН.

Компоновка низа бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, бурильные трубы с установленными по их длине опорными элементами, диаметр рабочей поверхности которых равен диаметру породоразрушающего инструмента, отличающаяся тем, что, с целью повышения надежности работы за счет повышения статической устойчивости бурильных труб, опор" ные элементы установлены попарно на

20 расстоянии 1 между ними в каждой паре„ определяемом по зависимости

1 = (0,05-0,2) з

Р к 1к

М "к где Е z — модуль упругости материала бурильной трубы между опорными элементами, кН/м ;

Х вЂ” значение осевого момента к инерции поперечного сечения бурильной трубы между опор30 ными элементами, м е, вес единицы длины бурильной трубы между опорными элементами, кН/м, причем расстояние I„ от породоразру3> шающего инструмента до середины бурильной трубы, связывающей первую па- ру опорных элементов, определяется по следующей зависимости:

40 ?.6 2 -—

4 о где Š— среднее значение модуля упругости материала бурильыых труб компоновки, кН/м, среднее значение осевого момента инерции поперечного сечения бурильных труб компоновки м е.

Π— вес бурильных труб компоновки, кН;

10 - 1 — коэффипиент запаса устойчивости, а расстояние 1. между парами опорных элементов определяется по зависимости