Компоновка низа бурильной колонны



Компоновка низа бурильной колонны

 


Владельцы патента RU 2440478:

Открытое акционерное общество "Тульское научно-исследовательское геологическое предприятие" (ОАО "Тульское НИГП") (RU)

Изобретение относится к устройствам для бурения вертикальных скважин вращательным способом в анизотропных горных породах. Компоновка низа бурильной колонны включает породоразрушающий инструмент, секцию стальных труб с промежуточными опорами, диаметр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента, и бурильные трубы. Длину компоновки l определяют по установленной зависимости. При этом число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки; Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент; G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки; qуδT2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки; a1, b1 - опытные коэффициенты, определяемые по методике А.Н.Блоха (a1=1,76·102, b1=0,92); Д - диаметр породоразрушающего инструмента; n - частота вращения УБТ. На каждой промежуточной опоре выполнены продольные промывочные каналы, профиль поперечного сечения которых имеет форму цепной линии. Технический результат заключается в уменьшении искривления ствола скважины. 1 ил.

 

Изобретение относится к устройствам для бурения вертикальных скважин вращательным способом в анизотропных горных породах.

Известна компоновка низа бурильной колонны, включающая колонковый снаряд с породоразрушающим инструментом и секции стальных труб с промежуточными опорами (см. Ю.Е.Будюков, В.И.Власюк, В.И.Спирин. Алмазный инструмент для бурения направленных и многоствольных скважин. Тула: «Гриф и К», 2007 - 176 с.).

Недостатком этой компоновки являются не оптимальная длина компоновки, не рациональное число промежуточных опор, что не обуславливает уменьшение искривления ствола скважины при бурении.

Известна также компоновка низа бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент и бурильные трубы, диаметр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента (а.с. СССР №1231199, М. кл. E21B 17/10). Недостатками этой компоновки являются не оптимальная длина компоновки, отсутствие промежуточных опор с промывочными каналами, что увеличивает зашламованность забоя скважины и породоразрушающего инструмента и снижает работоспособность компоновки.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемой компоновке является компоновка низа бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, секцию стальных труб с промежуточными опорами, диаметр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента и бурильные трубы (А.Г.Калинин, А.З.Левицкий, Б.А.Никитин «Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ» - М., Недра, 1998 г.).

Недостатком этой компоновки являются не оптимальная длина компоновки, не рациональные число промежуточных опор и конструкция промывочных каналов, что не способствует уменьшению искривления ствола скважины при бурении.

Предлагаемое техническое решение направлено на уменьшение искривления ствола скважины за счет выбора оптимальной длины компоновки, применения рациональных числа промежуточных опор и конструкции их промывочных каналов.

Решение поставленной задачи обеспечивается тем, что в компоновке низа бурильной колонны, включающей колонковый снаряд с породоразрушающим инструментом и секцию стальных труб с промежуточными опорами, длина компоновки определяется по зависимости

где - длина компоновки;

Д - диаметр породоразрушающего инструмента;

a, b - опытные коэффициенты, определяемые по методике И.Н.Бронштейна (a=0,68·102; b=0,95);

Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;

- длина сжатой части стальных труб;

qуδТ1, qуδТ2, qуδТ3 - вес 1 м УБТ (утяжеленных бурильных труб) жесткой наддолотной, сжатой и растянутой частей компоновки.

При этом число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости

где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;

Pq - осевая нагрузка на породоразщрушающий инструмент;

G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;

qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;

a, b1 - опытные коэффициенты, определяемые по методике А.Н.Блоха (a1=0,95, b1=0,65);

Д - диаметр породоразрушающего инструмента;

n - частота вращения УБТ.

А на каждой промежуточной опоре выполнены продольные каналы, профиль поперечного сечения которых имеет форму цепной линии.

Вследствие того, что длина компоновки определяется по зависимости (1)

где - длина компоновки;

Д - диаметр породоразрушающего инструмента;

a, b - опытные коэффициенты, определяемые по методике И.Н.Бронштейна (a=0,68·102; b=0,95);

Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;

- длина сжатой части стальных труб;

qуδТ1, qуδТ2, qуδТ3 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной, сжатой и растянутой частей компоновки

обеспечивается минимум угла поворота компоновки под действием осевой нагрузки, за счет чего создаются условия для предупреждения искривления скважины.

На основании теоретических работ по бурению скважин для определения длины компоновки можно записать выражение

где - длина компоновки;

- длина жесткой наддолотной части компоновки;

- длина сжатой части компоновки;

- длина растянутой части компоновки.

Длина жесткой наддолотной части (участка) компоновки определяется из условия обеспечения минимума угла поворота этого участка под действием осевой нагрузки.

Авторами настоящей заявки установлена зависимость длины жесткой наддолотной части компоновки от диаметра утяжеленных бурильных труб (УБТ) следующего вида

a, b - опытные коэффициенты;

Д - диаметр УБТ.

Опытные коэффициенты a и b определяются из опытных данных, установленных для зависимости длины жесткой наддолотной части компоновки от диаметра УБТ в пределах от 114 до 299 мм по методике И.Н.Бронштейна (Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗОВ) 13 с, Изд. - М., - Недра, 1986 - 544 с.). Численные значения этих коэффициентов составляют (a=0,68·102; b=0,95).

После определения длины жесткой наддолотной части находим длину сжатой части компоновки по зависимости, приведенной в работе (Р.А.Ганджумяна, А.Г.Калинина, Н.И.Сердюка. Расчеты в бурении - М.: РГГРУ, 2007 - 668 с.)

где - длина сжатой части компоновки;

Pq - нагрузка на буровое долото;

- длина жесткости наддолотной части компоновки;

qуδТ1, qуδТ2, - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки соответственно.

Длина растянутой части компоновки определяется по известной из буровой механики формуле

где - длина растянутой части компоновки;

Pq - нагрузка на буровое долото;

qуδТ3 - вес 1 м УБТ в растянутой части компоновки.

Благодаря тому, что число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости (2).

где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;

Pq - осевая нагрузка на породоразщрушающий инструмент;

G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;

qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;

a1, b1 - опытные коэффициенты, определяемые по методике А.Н.Блоха (a1=1,76·102, b1=0,92);

Д - диаметр породоразрушающего инструмента;

n - частота вращения УБТ

ограничивается ее поперечное перемещение, предотвращается изгиб низа колонны, вследствие правильной расстановки промежуточных опор и благодаря этому предупреждается искривление вертикальной оси скважины.

Из буровой механики известно, что число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости

где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;

Pq - осевая нагрузка на буровое долото;

G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;

qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;

- расстояние между опорно-центрирующими элементами.

Проведенными исследованиями авторами установлена зависимость расстояние между опорно-центрирующими элементами от диаметра УБТ и частоты вращения УБТ.

где - расстояние между опорно-центрирующими элементами;

a1 - опытный коэффициент (a1=1,76·102)

Д - диаметр УБТ;

n - частота вращения УБТ;

b1 - опытный коэффициент (b1=-0,92)

Подставив выражение (7) в формулу (6) получим зависимость

Благодаря тому, что на каждой промежуточной опоре выполнены продольные промывочные каналы, профиль поперечного сечения которых имеет форму цепной линии, при прохождении через эти каналы восходящего потока промывочной жидкости осуществляется полный вынос породного абразивного шлама из зоны работы промежуточных опор, вследствие чего уменьшается зашламованность забоя и скважины и уменьшается износ опор.

На чертеже представлен общий вид компоновки низа бурильной колонны. Компоновка состоит из породоразрушающего инструмента 1, секции утяжелительных бурильных труб (УБТ) 2, бурильных труб 3, промежуточных опор 4, взаимодействующих со стенками скважины 5 и имеющих промывочные каналы 6.

Принцип работы предложенной компоновки заключается в следующем.

При бурении в анизотропных горных породах на породоразрушающий инструмент 1 (долото) действует момент силы, обусловленный неравномерным по площади забоя скважины 5 разрушением горной породы. Это воздействие на работу компоновки минимально вследствие того, что длина компоновки определяется по зависимости (1), число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости (2), а профиль поперечного сечения продольных промывочных каналов 6 имеет форму цепной линии.

Все это способствует при бурении вертикальных скважин устранению действия опрокидывающего момента на буровую компоновку и снижение дисбаланса усилий резания - скалывания анизотропной породы. Вследствие этого уменьшается искривление ствола скважины при бурении.

Данное техническое решение может быть осуществлено при помощи описанных в заявке средств.

Компоновка низа бурильной колонны, включающая породоразрушающий инструмент, секцию стальных труб с промежуточными опорами, диаметр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента, и бурильные трубы, отличающаяся тем, что длина компоновки определяется по зависимости

где l - длина компоновки;
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;
а, b - опытные коэффициенты, определяемые по методике И.Н.Бронштейна, (а=068·102; b=0,95);
Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;
l1 - длина сжатой части стальных труб;
qуδT1, qуδТ2, qуδT3 - вес 1 м УБТ жесткой наддолотной, сжатой и растянутой частей компоновки соответственно,
при этом число промежуточных опор в сжатой части компоновки определяется по зависимости

где Z - число промежуточных опор в сжатой части компоновки;
Pq - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент;
G1 - вес жесткой наддолотной части компоновки;
qуδТ2 - вес 1 м УБТ в сжатой части компоновки;
a1, b1 - опытные коэффициенты, определяемые по методике А.Н.Блоха, (а1=1,76·102, b1=0,92);
Д - диаметр породоразрушающего инструмента;
n - частота вращения УБТ,
помимо этого на каждой промежуточной опоре выполнены продольные промывочные каналы, профиль поперечного сечения которых имеет форму цепной линии.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к буровому инструменту, в частности к устройству для поддержания скважинного бурового инструмента в вертикальном положении. .

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для сооружения восстающих дренажных скважин на два и более водоносных горизонта в неустойчивых породах при строительстве систем защиты горных предприятий от обводнения, обеспечивающих дополнительный отбор воды.

Изобретение относится к буровому инструменту, предназначенному для бурения нефтяных, газовых или геотермических скважин, причем упомянутый инструмент содержит два основных органа: полый вал и глухой трубчатый корпус инструмента, более заостренный, чем корпуса обычных буровых инструментов подобного типа.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к бурению скважин с отбором керна при разведке месторождений твердых полезных ископаемых. .

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений и предназначено для использования при вскрытии продуктивных пластов, интенсификации добычи из них углеводородов за счет образования дополнительных зон притока.

Изобретение относится к бурению глубоких скважин, конкретно к устройствам для предупреждения их искривления и снижения вибрации бурильной колонны. .

Изобретение относится к техническим средствам для бурения вертикальных скважин. .
Наверх