Способ стабилизации направления бурения ствола скважины компоновкой с колонковой трубой Советский патент 1991 года по МПК E21B17/00 

Изобретение относится к вращательному геологоразведочному бурению скважин, преимущественно скважин малого диаметра

Цель изобретения - повышение эффективности осуществления стабилизации,

На фиг 1 схематично показано расположение компоновки в стволе скважины при

осуществлении способа стабилизации, на фиг. 2 - расчетная схема для определения длины компоновки: на фиг. 3 - схема работы компоновки расчетной длины при действии отклоняющей силы F.

Способ стабилизации направления бурения ствола скважины осуществляют следующим образом.

Предварительно определяют параметры системы Призабойная компоновка - скважина и режима бурения: коэффициент трения, радиальный зазор, удельную массу и изгибную жесткость колонковой трубы, максимальные значения частоты вращения снаряда и нагрузки на забой и вычисляют начальную кривизну компоновки по формуле

lVv(

P2v . Р/ 2 2,6Вд

5.2 В

где к- кривизна колонковой трубы; §

// - коэффициент трения колонковой трубы о стенки скважины;

v радиальный зазор между колонковой трубой и скважиной, равный полуразности диаметров породоразрушающего 20 инструмента и колонковой трубы;

10

§

20

Пример. При бурении плановых CKBii жин диаметром 59 мм для стабилизации на правления скважин применяют искривленную компоновку, включающую колонковую трубу размера р 57x4,5 мм при бурении снарядом ССК-59. Для расчета параметров компоновки приняты следующие исходные данные: а 41.9-1.05;,и 0,1; D 0.06: р 7,6: В 51,5 102,д 9,81.

Кривизну компоновки определяют по формуле (1) и при максимальном значении частоты вращения о) 105Vc

к 2,4 10 3рад/м.

Полную длину L колонковой трубы определяют по выражению (2):

1(2я + 4)°°% 8,13м.

2,4 10

-з

Изобретение относится к вращательному геологоразведочному бурению скважин (С) преимущественно, малого диаметра. Цель - повышение эффективности осуществления стабилизации направления бурения скважины компоновкой с колонковой трубой (КТ). Для этого предварительно определяют коэффициент трения КТ о стенки С, радиальный зазор ν между КТ и С, равный полуразности диаметров D и D породоразрушающего инструмента и КТ соответственно, вес ρ единицы длины КТ в воздухе с учетом веса промывочной жидкости внутри нее, угловую скорость ω вращения бурового снаряда, жесткость КТ на изгиб B и осевую нагрузку P, действующую на КТ, и определяют начальную кривизну @ компоновки по формуле @ = {μν[(P²*98H) : (5,2B²) + (DρΩ²)^.(2,6BG)]}^1/2, где G - ускорение свободного падения. Затем определяют полную длину L КТ по зависимости L≥(2φ + 4)^.(*98H/ @ )^1/2 и КТ в средней части по длине не менее одного шага винтовой линии (ВЛ) искривляют по ВЛ. Радиус ВЛ равен зазору между КТ и С. Концевые части КТ искривляют по ВЛ переменного радиуса, меняющегося от радиального зазора между КТ и С до нуля. Касательные к оси КТ в ее концевых сечениях совмещают с осью вращения компоновки. Искривленную компоновку спускают в С и осуществляют бурение. В процессе бурения контролируют величины осевой нагрузки и частоты вращения, которые не должны превышать предельных значений. 3 ил.

v 0,5 (D - d)

D, d - диаметры породоразрушающего инструмента и колонковой трубы соответственно;

Р - осевая нагрузка, действующая на колонковую трубу;

В - жесткость колонковой трубы на изгиб;

р- вес единицы длины колонковой трубы в воздухе с учетом веса промывочной жидкости внутри нее;

со - угловая скорость вращения бурового снаряда;

g - ускорение свободного падения.

Затем определяют полную длину колонковой трубы по зависимости

L ( 2 л + 4 )

(2)

и колонковую трубу в средней части на длине не менее одного шага винтовой линии искривляют по винтовой линии радиуса, равного радиальному зазору между колонковой трубой и скважиной, а концевые части колонковой трубы искривляют по винтовой линии переменного радиуса, меняющегося от радиального зазора между колонковой трубой и скважиной до нуля, при этом касательные к оси колонковой трубы в ее концевых сечениях совмещают с осью вращения компоновки.

Далее искривленную компоновку спу- екают в скважину и осуществляют бурение, контролируя при этом величины осевой нагрузки и частоты вращения, которые не должны превышать предельных значений.

В соответствии с расчетами компоновку составляют из двух колонковых труб длиной по 4,1 м, имеющих резьбовое соединение типа труба в трубу. В собранном виде колонковую трубу искривляют на гидропрессе методом поперечного изгиба, придавая ей форму винтовой линии в средней части и винтовой спирали в концевых участках в соответствии со схемой (фиг. 2). При этом колонковую трубу искривляют до расчетной кривизны 2,4 10 3 рад/м (1,3 мм/м).

Параметры искривления скважин замеряли через каждые 25 м проходки.

Результаты измерений кривизны скважин показывают, что применение искривленных предлагаемым способом компоновок снижает интенсивность искривления скважин в 1,8-2,5 раза.

Формула изобретения

Способ стабилизации направления бу рения ствола скважины компоновкой с колонковой трубой, включающий создание осевой нагрузки и предварительное искривление колонковой трубы в соответствии с зависимостью

1Vv(- ьг.

2 r2.6Bg

5,2 В

где к - кривизна колонковой трубы;

ц - коэффициент трения колонковой трубы о стенки скважины;

v - радиальный зазор между колонковой трубой и скважиной, равный полуразности диаметров породоразрушающего инструмента и колонковой трубы;

v 0,5 (D - d),

D, d - диаметры скважины (породораз- рушающего инструмента) и колонковой трубы;

Р - осевая нагрузка, действующая на колонковую трубу;

В - жесткость колонковой трубы на изгиб;

р- вес единицы длины колонковой трубы в воздухе с учетом веса промывочной жидкости внутри ее;

ш -угловая скорость вращения бурового снаряда, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности осуществления способа, искривление колонковой трубы в средней части на длине не менее одного шага винтовой линии осуществляют по винтовой линии и радиуса, равного радиальному зазору между колонковой трубой и

ft CSOS

скважиной, а искривление концевых частей колонковой трубы осуществляют по винтовой линии переменного радиуса, меняющегося от радиального зазора между колонковой трубой и скважиной до нуля, при этом касательные к оси колонковой трубы в ее концевых сечениях совмещают с осью вращения компоновки, а полную длину колонковой трубы определяют в соответствии с зависимостью )

L ( 2 я + 4 ) .

где L - длина колонковой трубы; 15v - радиальный зазор между колонковой трубой и скважиной;

к - кривизна колонковой трубы.

/

.,

f

ЬСО