Forbidden

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

КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ - Патент РФ 2135731
Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

КОМПОНОВКА НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Компоновка низа бурильной колонны относится к области бурения скважин и может быть использована при создании эффективного бурового оборудования. Компоновка включает породоразрушающий инструмент, установленный на конце нижней из бурильных труб, на которых вдоль оси установлены N центраторов. Диаметр по крайней мере одного из N центраторов меньше диаметра породоразрушающего инструмента, а расстояние каждого из них от породоразрушающего инструмента определено из решения линейного дифференциального уравнения четвертого порядка относительно прогибов компоновки низа бурильной колонны с учетом осевой силы на долоте, зенитного угла скважины, частоты поперечных колебаний буровой колонны, количества и диаметра центраторов, числа соединений бурильных труб различного диаметра, а также заданных на забое скважины значений поперечной силы и угла наклона. Использование компоновки обеспечивает снижение амплитуды поперечных колебаний бурильной колонны и за счет этого увеличение скорости проходки 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: 2135731
Класс(ы) патента: E21B7/04
Номер заявки: 97101541/03
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 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
yi''' - xyi' + pyi' - x + fi = 0,
где yi''' - перерезывающая сила, действующая в поперечном сечении i-го участка;
yi' - угол поворота компоновки относительно оси;
p - осевая составляющая реакции забоя;
fi - 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
yi = yi+1 = ri; yi' = yi+1'; yi'' = yi+1'',
где ri - зазор на i-й опоре, причем X = xm; Y = ymtgα; P = pbcosα;

F = fmk1gsinα,
где α - зенитный угол скважины, град;
g - вес единицы длины компоновки без учета плотности промывочной жидкости, кг/м;
EI - жесткость компоновки на изгиб, H·м2.
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 Ek - модуль упругости материала бурильной трубы между центраторами, кН/м2;
Ik - значение осевого момента инерции поперечного сечения, бурильной трубы между центраторами м2;
qk - 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;
I≅α≅10 - коэффициент запаса устойчивости,
а расстояние Lk между парами центраторов определено по зависимости

где Q(Sk) - 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;
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
1) при x = 0,
где wo - амплитуда прогиба колонны на забое скважины, м;
2)
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;
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(1) ≅ w(0) и wmax(i+1) ≅ wmax(i),
где wmax(i+1) - максимальное значение амплитуды на интервале [xi, xi+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,..., xi,..., xN 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;
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
1) при x = 0,
где wo - амплитуда прогиба колонны на забое скважины, м;
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 центраторов, 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(1) ≅ w(0) и wmax(i+1) ≅ wmax(i), где wmax(i+1) - максимальное значение амплитуды на интервале [xi, xi+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 ρ = 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 ω = 18,84 1/с, а при скорости 2 об/с, пример II таблицы, ω = 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 wo 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)/wo 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)/wo 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.
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;
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
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
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 хi до выполнения условий, при которых wmax1 ≅ w(0) и wmaxi+1 ≅ wmaxi, где wmaxi+1 - максимальное значение амплитуды на интервале [xi, xi+1] при заданных в точке x = 0 значениях поперечной силы

и угла наклона