Компоновка низа бурильной колонны Советский патент 1990 года по МПК E21B7/04 

мм

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 оп-, тимэльном режиме бурения. 1 ил.

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.

Изобретение относится к буровой технике, а именно к устройствам для проводки вертикальной скважины с со- хранением заданного направления

Цель изобретения - повышение надежности работы за счет повышения статической устойчивости бурильных труб, .

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- 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 (0905 - 0,2)-д

где Е j, - модуль

1 ,

40

упругости материала бурильной трубы 3 между опорными элементами 4, кН/м2, значение осевого момента

i

инерции поперечного сечения

бурильной трубы 3 между опорными элементами 4 м , q - вес единицы длины бурильной трубы 3 между опорными элементами 4, кН/м.50 Расстояние L от нижнего торца по- родоразрушающего инструмента до середины бурильной трубы, связывающей первую пару опорных элементов 4, определяется по следующей зависимости: 5

где Е - среднее значение модуля упругости материала бурильных Tpyt 3 компоновки, кН/м2 J I - среднее значение осевого момента инерции поперечного сечения бурильных труб 3 компоновки, м4;

Q - вес бурильных труб 3 компоновки, кН;

10&о6 : 1 - коэффициент запаса устойчивости.

Расстояние L между парами опорных элементов 4 определяется по зависимости

5

0 5

0

i

505

Ч

Е- I

;«W2 Q( где Q(Sn) - вес части компоновки,

расположенной ниже п-й пары опорных элементов 4S

кН.

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

SnS: Q/q/- 2,34 .

В качестве опорных элементов 4 могут 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.

-, имеющая размерность длины,

Чк 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,

При К 0,05 Д

Е к Ii

из-за разрушения стенки скважины рабочей поверхностью опорных элементов 4 и из-за абразивного износа последней не обеспечивается условие разрушающей задел-

ки

а при 1 0,2 Д

К к I к

возможен

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 собственным 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 ко- лонн. Устойчивое состояние колонны в процессе бурения скважины позволяет работать названным калибрирующим поверхностям в тех же условиях, что и

0

Формула изобретения

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, опорные элементы установлены попарно на расстоянии 1 между ними в каждой паре, определяемом по зависимости

5

где Lv

Е

Ј Т

0

(0,05-0,2) з

V ч к - модуль упругости материала

бурильной трубы между опорными элементами, кН/м2; значение осевого момента инерции поперечного сечения

бурильной трубы между опор4ными элементами м ;

q K - вес единицы длины бурильной трубы между опорными элементами, кН/м,

причем расстояние L от породоразру- тающего инструмента до середины бурильной трубы, связывающей первую пару опорных элементов, определяется по следующей зависимости:

40

е Е среднее значение модуля упругости материала бурильных труб компоновки, кН/м2I среднее значение осевого момента инерции поперечного сечения бурильных труб компоновки, ,

вес бурильных труб компоновки, кН;

1 - коэффициент запаса устойчивости,

расстояние Ln между парами опорных ементов определяется по зависимости

I Q Ч

№ - зад

где Q(SM) - вес части компоновки, расположенной ниже n-й пары опорных элементов, кН.