Forbidden

You don't have permission to access /zzz_siteguard.php on this server.

СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ - Патент РФ 2135730
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ
СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ

СПОСОБ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Способ бурения скважины относится к нефтегазодобыче и может быть использован при проходке вертикальных и наклонных скважин. Согласно данному способу производят вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины с частотой ω, фиксацию осевой силы на породоразрушающий инструмент, варьирование ω до установки нерезонансной ее величины, определяемой из решения линейного дифференциального уравнения четвертого порядка относительно прогибов компоновки низа бурильной колонны, при которой поперечная сила на долото не превышает отклонения долота на забое, после чего выполняют коррекцию отклонения направления проходки скважины от предшествующего значения увеличением или уменьшением осевой силы при сохранении азимута проходки. Использование способа обеспечивает снижение амплитуды поперечных колебаний низа бурильной колонны и за счет этого увеличение скорости проходки скважины в среднем на 12%. 2 ил., 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2135730
Класс(ы) патента: E21B7/00
Номер заявки: 97101542/03
Дата подачи заявки: 13.01.1997
Дата публикации: 27.08.1999
Заявитель(и): Акционерное общество закрытого типа "Агронафта" (UA)
Автор(ы): Стефурак Роман Иванович (UA); Лях Виктор Васильевич (UA); Овсяников Анатолий Семенович (UA); Мыслюк Михаил Андреевич (UA)
Патентообладатель(и): Акционерное общество закрытого типа "Агронафта" (UA)
Описание изобретения: Изобретение относится к области бурения скважины и может быть использовано при проходке вертикальных и наклонных скважин.
Известен способ бурения скважины (Митчел Р.Ф., Аллен М.Б. "Исследование поперечных вибраций тяжелого низа бурильных колонн", World Oil, 1985, N 4, с. 101), включающий решение системы линейных уравнений в выбранном диапазоне частот, приведенное к виду
([K]+[M]ω2){u} = {f},
где K - матрица жесткости;
M - матрица массы;
ω - частота изменения сил и решения;
u - величина вектора перемещения;
f - величина силы,
определение критической резонансной частоты вращения бурильной колонны и вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот.
Совпадают с существенными признаками заявляемого способа вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот. Известен способ бурения скважины (а.с. N 1441047, E 21 B 7/00), выбранный в качестве прототипа, включающий вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот, причем частота вращения в системе долото - забойный двигатель - бурильная колонна определяется из соотношения

где n - частота вращения ротора, при которой подавляются резонансные явления в бурильной колонне и достигается максимум механической скорости проходки, 1/с;
ω - собственная частота вращения вала забойного двигателя, 1/с;
k - количество шарошек в долоте;
b = 2km - гармонический коэффициент, где m - номер гармоники.
Использование известного способа недостаточно эффективно снижает амплитуду поперечных колебаний, т.к. полученная экспериментально зависимость антирезононсной частоты в прототипе имеет большую погрешность, обусловленную незначительным количеством учитываемых при этом параметров процесса бурения, влияющих на точность определения искомой частоты вращения ротора. Например, не учтены: осевая сила на породоразрушающий инструмент, вес бурильной колонны, зенитный угол скважины и плотность бурового раствора.
Поставлена задача усовершенствования способа бурения скважины, в котором путем оптимизации параметров процесса бурения, включающих осевую силу на породоразрушающий инструмент и частоту вращения породоразрушающего инструмента, обеспечивается повышение эффективности снижения амплитуды поперечных колебаний низа бурильной колонны и за счет этого увеличение скорости проходки скважины.
Эта задача решается тем, что в способе бурения скважины, включающем вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот, согласно изобретению осевую силу на породоразрушающий инструмент фиксируют, например, установкой утяжеленных бурильных труб, частоту вращения породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины определяют 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 коррдинатой x, м;
P - осевая сила на долоте, Н;
q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м;
α - зенитный угол скважины, град;
ω - частота поперечных колебаний буровой колонны, равная произведению скорости вращения бурового инструмента на число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот с коэффициентом 2π, 1/с;
γ - плотность материала бурильных труб, кг/м3;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м2,
с граничными условиями

где w0 - амплитуда прогиба колонны на забое скважины, м;
в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при
Δ(x) = 0,5(dc-dк),
где dс - диаметр скважины, м;
dк - диаметр колонны в точке касания, м;
в местах расстановки xi центраторов при
δi= 0,5(dc-dц),
где i = 1, 2,..., N;
N - количество центраторов;
dц - диаметр центратора, м;

где j = 1, 2,...k;
xj - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных труб различного диаметра, м;
k - число соединений бурильных труб различного диаметра,
путем варьирования величины ω до значения, при котором поперечная сила на долоте

и угол его наклона

меньше их заданных значений и амплитуда wmax на интервале [xi, xi+1] не превышает отклонения долота w(0) на забое, после чего выполняют коррекцию отклонения направления проходки скважины от предшествующего значения увеличением или уменьшением осевой силы при сохранении азимута проходки.
Совокупность приведенных выше существенных признаков заявляемого способа обеспечивает решение поставленной задачи, повышение эффективности снижения 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.
Осуществление предлагаемого способа поясняется с помощью компоновки низа бурильной колонны, которая включает породоразрушающий инструмент в виде шарошечного долота 1, бурильные трубы 2 и установленные вдоль ее оси N центраторов 3.
Работа компоновки низа бурильной колонны осуществляется следующим образом.
Компоновку опускают в скважину, подают буровой раствор и приводят во вращение. Число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот в забое трехшарошечного долота n = 3. Решают уравнение, подставляя необходимые данные, пример 2 таблицы, получают частоту поперечных колебаний буровой колонны ω и частоту вращения долота f. Полученные расчетные отношения амплитуды прогибов компоновки низа бурильной колонны w(x) к амплитуде колебаний долота w0 в примере 2, иллюстрирующем предлагаемый способ, показывают, как видно из фиг. 2, что низ бурильной колонны вращается без касания о стенки скважины на расстоянии до 40 м от забоя, кривая 1, а в примере 1, где величина f меньше в 2 раза, процесс бурения осложнен преодолением сил трения на этом участке, кривая 2. При этом первые от забоя экстремумы отклонений w(x)/w0 в примере 1 равны 1; 0,8; 2,5; 2,4, а в примере 2 - 1; 0,8; 0,35; 0,3; 0,04. Коррекцию отклонения направления проходки скважины от предшествующего направления производят в заданных для решения уравнения условиях вариации, контролируя w(x)/w0 ≅ 1 по графику, построенному в соответствии с измененной осевой нагрузкой. В примере 2 такую коррекцию осуществляли в пределах не более 04 кН дополнительной осевой силы.
Примеры 3 и 4 приведены для наклонной скважины, причем первые от забоя экстремумы отношений отклонений w(x)/w0 в примере 3, кривая 3, равны 1; 1; 2,9; 7,3, в примере 4, кривая 4, иллюстрирующем предлагаемый способ, - 1; 0,39; 0,23; 0,21. Коррекцию отклонения направления проходки скважины в примере 4 проводили в пределах не более 0,35 кН дополнительной осевой силы.
Использование предлагаемого способа улучшает подвод энергии на долото, разрушение пород, а также стабилизирует отклоняющую силу на долоте и его угол наклона как при турбинном, так и при роторном бурении скважин.
Скорость проходки повышается при этом в среднем на 12%.
Формула изобретения: Способ бурения скважины, включающий вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины в области нерезонансных частот, отличающийся тем, что осевую силу на породоразрушающем инструменте фиксируют, вращение породоразрушающего инструмента относительно забоя скважины производят с частотой, которую определяют из решения линейного дифференциального уравнения четвертого порядка

где E - модуль Юнга, Н/м2;
I(х) - осевой момент инерции сечения бурильных труб, м4;
х - координата, отсчитываемая от нижней точки на компоновке низа бурильной колонны, м;
w - прогиб буровой колонны в сечении с координатой х, м;
P - осевая сила на долоте, Н;
q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м;
α - зенитный угол скважины, град;
ω - частота поперечных колебаний буровой колонны, равная произведению скорости вращения бурового инструмента на число возмущений, поперечных оси компоновки, один оборот с коэффициентом 2π, 1/с;
γ - плотность материала бурильных труб, кг/м3;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м2, с граничными условиями
1) при х = 0,
где w0 - амплитуда прогиба колонны на забое скважины;
2) в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при
Δ(x) = 0,5(dc-dк),
где dc - диаметр скважины, м;
dк - диаметр колонны в точке касания, м;
3) в местах расстановки xi центраторов при
δi = 0,5(dc-dц),
где i = 1, 2, ..., N;
N - количество центраторов;
dц - диаметр центратора, м;
4)
где J = 1, 2, ... k;
XJ - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных труб различного диаметра, м;
k - число соединений бурильных труб различного диаметра,
путем варьирования xi до выполнения условий, при которых
Wmax(i) ≅ W(o) и Wmax(i+1) ≅ Wmax(i),
где Wmax(i+1) - максимальное значение амплитуды на интервале [xi, xi+1] при заданных в точке х = 0 значениях поперечной силы

и угла наклона