КОМПОНОВКА НИЖНЕЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Российский патент 1994 года по МПК E21B7/08 

Изобретение относится к кустовому бурению, в частности к технологии и инструменту для проводки наклонно направленных скважин турбинным способом.

Известно, что при кустовом направленном бурении скважин в процессе проводки наклонного участка ствола применяют специальные комковки низа бурильных труб (КНБК) [1] либо турбинно-шарнирные компоновки (ТШК) [2].

При этом всегда при бурении наклонно-направленных скважин их фактический профиль отличается от проектного. Если происходит изменение азимута ствола сверх допустимых пределов, то в этом случае применяется отклонитель. Это приводит к резкому искривлению ствола скважины на участке бурения с отклонителем, что снижает качество скважины как объекта эксплуатации. Кроме того, применение отклонителя связано с обязательной его ориентацией в скважине, что является сложной технологической задачей [2].

Известны турбинные компоновки для стабилизации и увеличения интенсивности изменения зенитного угла, например, ТШК-215 [2]. Обладая рядом положительных качеств, таких как независимость положения компоновки от амплитуды маятниковых "угловых" колебаний направляющей штанги (направляющая штанга включает открытый вал турбобура вместе с долотом и калибратором), центрирование и защемление нижнего конца компоновки над долотом и т.д., компоновка ТШК-215 имеет тот недостаток, что она неустойчива в апсидальной плоскости в силу роста инерционных сил, возникающих из-за несоосности резьбовых соединений элементов, включаемых в состав направляющей штанги. Это влечет за собой потерю прямолинейности оси вращения направляющей штанги. Поэтому использование компоновки этого типа для стабилизации зенитного угла не позволяет сохранять этот угол и азимутальное направление в заданных пределах.

Известны способы проводки ствола наклонно направленных скважин в интервалах набора зенитного угла с одновременной корректировкой азимута ствола путем применения жестких многоцентраторных турбинных компоновок с числом опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) до 5 штук [3].

Однако трудность практического применения этих компоновок заключается в невозможности заранее предугадать касаются ли они нижней или верхней стенки наклонной скважины либо находятся в "подвешенном" состоянии между стенками. Исключение составляет верхний ОЦЭ, который всегда касается нижней стенки скважины.

Наиболее близким техническим решением к предложенному является КНБК, включающая установленные друг над другом долото, демпфер, центратор, забойный двигатель и центратор. При этом демпфер продольных колебаний позволяет создать знакопеременную дополнительную отклоняющую силу (маховую массу) за счет усилия сжатия-растяжения упругих элементов последнего [4].

Цель изобретения - повышение точности проводки наклонно направленных скважин в неустойчивых породах в интервалах повышенной интенсивности набора зенитного угла с использованием турбинных гладких компоновок за счет обеспечения корректировки азимута без подъема инструмента.

Указанная цель достигается тем, что в КНБК, включающей установленные друг над другом долото, наддолотный стабилизатор, амортизатор продольных колебаний, турбобур, надтурбинный стабилизатор и утяжеленные бурильные трубы, надтурбинный стабилизатор с целью обеспечения заданного направления и азимута наклонного участка ствола скважины с заданной точностью в пространстве, а также с целью автоматического регулирования совмещения оси вращения вала туpбобура с осью скважины в процессе бурения выполнен в виде корпуса с шарнирно связанными с ним верхним и нижним валами, смежно расположенные ступенчатые концы которых радиально подпружинены относительно корпуса упругими элементами, а противоположно расположенные ступенчатые концы верхнего и нижнего валов связаны соответственно с утяжеленными бурильными трубами, передающими нагрузку на долото, и с корпусом турбобура, через шлицевую пару трения. С целью передачи вращения на долото корпус стабилизатора имеет кулачковые зацепления в верхней и нижней частях соответственно с утяжеленными бурильными трубами и корпусом турбобура. С целью устранения радиального люфта в нижней опоре шпинделя турбобура расстояние между шарнирами стабилизатора больше или равно расстоянию от ниппеля вала турбобура до радиальной опоры его шпинделя.

Таким образом, предлагаемая КНБК собирается по принципу направляющей штанги, "уравновешенной" на концах. Этот принцип предполагает равенство нулю поперечной силы, действующей на долото, угла между осями долота и скважины и результирующего неуравновешенного момента М_р всех внешних сил, действующих на направляющую штангу в плоскости искривления. При этом последний при бурении в анизотропных породах зависит от твердости породы, а также от геометрических размеров инструмента.

На чертеже изображена компоновка нижней части бурильной колонны, общий вид.

Компоновка включает долото 1, наддолотный стабилизатор 2, амортизатор 3 продольных колебаний, турбобур 4, надтурбинный стабилизатор, состоящий из корпуса 5, связанных с последним шарнирными узлами 6 и 7 ступенчатых верхнего 8 и нижнего 9 валов, смежные концы которых подпружинены относительно корпуса 5 упругими элементами 10, а противоположно расположенные концы 11 и 12 связаны соответственно с утяжеленными бурильными трубами 13 и корпусом турбобура 4 через шлицевой переводник 14.

С целью передачи вращения на долото 1 корпус 5 стабилизатора имеет верхнее 15 и нижнее 16 кулачковые зацепления соответственно в верхней и нижней частях с утяжеленными бурильными трубами 13 и корпусом турбобура 4.

Компоновка работает следующим образом.

При бурении за счет вибрации долота всегда появляются продольные перемещения нижней части КНБК, вызывающие силы сжатия-растяжения упругих элементов амортизатора 3 продольных колебаний и прогиб корпуса турбобура 4, которые формируют знакопеременную дополнительную составляющую отклоняющей силы на долоте. При этом упругие силы сжатия-растяжения упругих элементов амортизатора 3 при соответствующей продольной жесткости последнего уравновешивают гидравлическую осевую силу потока промывочной жидкости и проекцию силы веса отсеченной части компоновки на ось скважины (отсеченная часть - это расстояние от забоя до места 1-го касания корпуса турбобура со стенкой скважины).

Используя в КНБК амортизатор 3 продольных колебаний, установленный над долотом 1, удается стабилизировать только нижнюю часть КНБК, но отклоняющая сила на долоте 1 еще не равна нулю из-за прогиба корпуса турбобура 4.

С целью достижения полного равновесия КНБК при отсутствии центратора на корпусе турбобура 4 над последним установлен стабилизатор, состоящий из корпуса 5, связанных с последним шарнирными узлами 6 и 7 ступенчатых верхнего 8 и нижнего 9 валов, смежные концы которых подпружинены относительно корпуса 5 упругими элементами 10. В этом случае трение в шарнирных узлах 6 и 7 и шлицевой паре переводника 14, через которую другие концы 11 и 12 валов 8 и 9 связаны с корпусом турбобура 4, нивелирует прогиб вала турбобура 4 в радиальных опорах, где постоянный люфт превышает 2 мм, и реактивный момент на корпусе турбобура 4, что предотвращает закручивание нижнего конца утяжеленных бурильных труб 13 и способствует стабилизации КНБК.

Равнодействующая отклоняющей силы на долоте 1 и соответствующий ей опрокидывающий момент М_р на корпусе турбобура 4 приближаются к нулю. Тогда благодаря регулированию в сферических шарнирных узлах 6 и 7 (практически в любой плоскости) угловых перемещений валов 8 и 9 стабилизатора в зависимости от касания верхнего или нижнего концов корпуса 5 стабилизатора со стенкой скважины, ось компоновки выпрямляется и сближается с осью вращения вала турбобура 4. КНБК таким образом полностью уравновешивается на концах (на нижнем за счет работы упругого элемента амортизатора 3, а на верхнем за счет сил трения в шарнирных узлах 6 и 7 и шлицевом соединении шлицевого переводника 14).

Использование: для проводки наклонно направленных скважин турбинным способом. Сущность изобретения: компоновка включает долото, наддолотный стабилизатор, турбобур, надтурбинный стабилизатор и утяжеленные бурильные трубы. Между долотом и турбобуром размещен амортизатор продольных колебаний. Над турбобуром установлен двухшарнирный стабилизатор-отклонитель. Утяжеленные бурильные трубы включают два шарнирных узла с расстоянием между шарнирами, определяемым из соотношения l_ш≥ l_н.ш , где l_ш - расстояние между шарнирами стабилизатора; l_н.ш - расстояние от ниппеля вала до радиальной опоры шпинделя турбобура. Между корпусом двухшарнирного стабилизатора и валами каждого шарнирного узла расположены упругие элементы возврата. 1 ил.

КОМПОНОВКА НИЖНЕЙ ЧАСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, включающая установленные одно над другим долота, наддолотный стабилизатор, амортизатор продольных колебаний, турбобур, надтурбинный стабилизатор и утяжеленные бурильные трубы, отличающаяся тем, что, с целью повышения точности проводки наклонно направленных скважин за счет обеспечения корректировки азимута, надтурбинный стабилизатор выполнен в виде корпуса с шарнирно связанными с ним верхним и нижним валами, смежно расположенные концы которых радиально подпружинены относительно корпуса, а противоположно расположенные концы верхнего и нижнего валов связаны соответственно с верхним валом и корпусом турбобура, причем корпус стабилизатора имеет кулачковое зацепление в верхней и нижней частях соответственно с утяжеленными бурильными трубами и корпусом турбобура, а расстояние между шарнирами стабилизатора больше или равно расстоянию от ниппеля вала турбобура до радиальной опоры его шпинделя.