RU2147669C1 - Способ компоновки низа бурильной колонны - Google Patents
Способ компоновки низа бурильной колонны Download PDFInfo
- Publication number
- RU2147669C1 RU2147669C1 RU98115695A RU98115695A RU2147669C1 RU 2147669 C1 RU2147669 C1 RU 2147669C1 RU 98115695 A RU98115695 A RU 98115695A RU 98115695 A RU98115695 A RU 98115695A RU 2147669 C1 RU2147669 C1 RU 2147669C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill string
- length
- drilling
- drill
- assembly
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к бурению и может быть использовано при проводке глубоких скважин в резкоизменяющихся условиях. Изобретение решает техническую задачу повышения эффективности работы компоновки за счет снижения воздействия случайных факторов на работу низа бурильной колонны в резкоизменяющихся условиях бурения. Предлагаемый способ компоновки низа бурильной колонны заключается в сборке рабочих элементов с частотами собственных колебаний, соотносящимися между собой как ряд случайных чисел, количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенного участка сжатой части бурильной колонны упругими волнами сжатия при заданном режиме бурения.
Description
Изобретение относится к области бурения и может быть использовано при проводке глубоких скважин в резкоизменяющихся условиях.
Известен способ компоновки бурильной колонны для турбинного бурения, включающий сборку низа бурильной колонны из стальных бурильных труб (СБТ), утяжеленных бурильных труб (УБТ), легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) (Файн Г. М. , Штамбург В. Ф., Данелянц С.М. Нефтяные трубы из легких сплавов. М, Недра, 1990 г., с. 110).
Недостатком известного способа является необходимость для каждых конкретных условий расчитывать и подбирать длину, количество и место установки СБТ, ЛБТ и УБТ, чтобы исключить влияние случайных факторов на эффективную работу компоновки в резкоизменяющихся условиях бурения.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является способ компоновки низа бурильной колонны, включающий сборку долота, турбобура, центратора и установленных выше турбобура, имеющих различную частоту собственных колебаний ЛБТ и УБТ и далее колонны СБТ (Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны. Уфа. Башк. кн. издательство, 1988 г, с. 149).
Компоновка по известному способу эффективно работает только в определенных условиях (например, обеспечивается стабилизация профиля скважины с зенитным углом около 2o). Однако из-за воздействия случайных факторов (нагрузки, буримости горных пород, их анизотропии, реологических свойств промывочной жидкости и прочее) снижается эффективность работы компоновки, не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых параметрах.
Предлагаемое изобретение решает техническую задачу повышения эффективности работы компоновки за счет снижения воздействия случайных факторов на работу низа бурильной колонны в резкоизменяющихся условиях бурения.
Техническим результатом при использовании изобретения является повышение надежности рабочих элементов нижней части бурильной колонны при бурении наклонных и горизонтальных скважин с сильной перемежаемостью буримых пород, требующих изменения режима бурения и жесткостных параметров компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК).
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе компоновки низа бурильной колонны рабочими элементами с различными частотами собственных колебаний, включающий их сборку, согласно изобретению осуществляют сборку рабочих элементов с частотами собственных колебаний, соотносящимися между собой как ряд случайных чисел, количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенного участка сжатой части бурильной колонны упругими волнами сжатия при заданном режиме бурения.
Длина динамически возмущенного участка сжатой части бурильной колонны, которая характеризует энергию упругих волн сжатия, влияющих на надежность компоновки определяют по известной зависимости:
Ld = a • t,
где a = 5100 м/с - скорость распространения продольных волн в бурильной колонне;
- момент времени максимального динамического возмущения;
- период продольных колебаний долота с угловой частотой
ω = ω2•Kш•Kв, где - угловая скорость долота, при частоте оборотов двигателя n;
Кш - число шарошек долота;
Кв - эмпирический коэффициент.
Ld = a • t,
где a = 5100 м/с - скорость распространения продольных волн в бурильной колонне;
- момент времени максимального динамического возмущения;
- период продольных колебаний долота с угловой частотой
ω = ω2•Kш•Kв, где - угловая скорость долота, при частоте оборотов двигателя n;
Кш - число шарошек долота;
Кв - эмпирический коэффициент.
Способ осуществляют следующим образом. Компоновка включает долото 215,9 ТКЗ длиной ld = 0,3 м, центратор-амортизатор ДЦ-195 lu = 1,1 м, турбобур ЗТСШ1-195 длиной lТБ = 24 м, одна свеча утяжеленных труб длиной lУБТ = 24 м, остальное стальные бурильные трубы ТБПВ 127х10. По данным геолого-технического наряда необходимо обеспечить частоту вращения долота n = 700 мин-1. Длина динамически возмущенного участка
Длина стальных бурильных труб, входящих в динамически возмущенный участок, равна
lБ = Ld - ld - lц - lТБ - lУБТ = 73 - 0,3 - 1,1 - 24 - 24 = 23,6 м.
Длина стальных бурильных труб, входящих в динамически возмущенный участок, равна
lБ = Ld - ld - lц - lТБ - lУБТ = 73 - 0,3 - 1,1 - 24 - 24 = 23,6 м.
Таким образом, одна свеча бурильных труб длиной 24 м будет составлена из труб, имеющих различную частоту собственных колебаний. Если трубы изготовлены из одного материала, например Ст40Х, частоту собственных колебаний можно изменять? меняя длину входящих в бурильную свечу труб. Длина труб, входящих в свечу, должна быть не более 12 м (длина поставляемых бурильных труб) и не меньше 1 м, так как при этом усложняется сборка. Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных условий. Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффективность работы компоновки, то закономерность распределения случайных чисел устанавливают известными способами. Это может быть нормальный закон, закон распределения Вейбулла и т.д., в то же время при отсутствии информации, например, в разведочном бурении целесообразнее использовать ряд равномерно распределенных случайных чисел. Из таблицы (Таблицы математической статистики. Большев Л.Н., Смирнов Н.В. М. : Наука, 1983, с. 336, табл. 7.1а.) берем ряд равномерно распределенных случайных чисел 9, 10, 25, 33, 73. Сумма обратных величин чисел равна 0,2951. Вычисляем переводной коэффициент ΔlБ /0,2951 = 24/0,2951 = 81,328
Длина труб, входящих в свечу, равна
Изменять частоту собственных колебаний бурильных труб можно, используя трубы из различных материалов, так как при прочих равных условиях частота собственных колебаний пропорциональна корню квадратному из модуля упругости E, который для стальных бурильных труб, например, равен 2,1 • 105 МПа, а для легкосплавных бурильных труб 0,8 • 105 МПа.
Длина труб, входящих в свечу, равна
Изменять частоту собственных колебаний бурильных труб можно, используя трубы из различных материалов, так как при прочих равных условиях частота собственных колебаний пропорциональна корню квадратному из модуля упругости E, который для стальных бурильных труб, например, равен 2,1 • 105 МПа, а для легкосплавных бурильных труб 0,8 • 105 МПа.
Предлагаемое изобретение найдет применение в горной промышленности при бурении глубоких скважин.
В процессе бурения компоновка низа бурильной колонны, собранная по предлагаемому способу из элементов, имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределением случайных чисел, при воздействии факторов, имеющих стохастическую природу, действие которых проявляется в виде случайных нагрузок, будет в меньшей степени снижать механическую скорость бурения, влиять на работоспособность долота, забойного двигателя, бурильных труб, кривизну наклонно-направленного участка.
Claims (1)
- Способ компоновки низа бурильной колонны рабочими элементами с различными частотами собственных колебаний, включающий их сборку, отличающийся тем, что осуществляют сборку рабочих элементов с частотами собственных колебаний, соотносящимися между собой как ряд случайных чисел, количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенного участка сжатой части бурильной колонны упругими волнами сжатия при заданном режиме бурения.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98115695A RU2147669C1 (ru) | 1998-08-10 | 1998-08-10 | Способ компоновки низа бурильной колонны |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98115695A RU2147669C1 (ru) | 1998-08-10 | 1998-08-10 | Способ компоновки низа бурильной колонны |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2147669C1 true RU2147669C1 (ru) | 2000-04-20 |
Family
ID=20209673
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98115695A RU2147669C1 (ru) | 1998-08-10 | 1998-08-10 | Способ компоновки низа бурильной колонны |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2147669C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698759C1 (ru) * | 2018-06-04 | 2019-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Компоновка бурильной колонны для строительства горизонтальных участков большой протяженности |
WO2020091628A1 (ru) * | 2018-10-31 | 2020-05-07 | Илья Александрович ЛЯГОВ | Способ компоновки бурильной колонны для вторичного вскрытия продуктивного пласта |
-
1998
- 1998-08-10 RU RU98115695A patent/RU2147669C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЯНТУРИН А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны. - Уфа, Башкирское издательство, 1998, с.149. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2698759C1 (ru) * | 2018-06-04 | 2019-08-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Компоновка бурильной колонны для строительства горизонтальных участков большой протяженности |
WO2020091628A1 (ru) * | 2018-10-31 | 2020-05-07 | Илья Александрович ЛЯГОВ | Способ компоновки бурильной колонны для вторичного вскрытия продуктивного пласта |
RU2764966C2 (ru) * | 2018-10-31 | 2022-01-24 | Перфобур Инк. | Способ компоновки бурильной колонны для вторичного вскрытия продуктивного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Dareing | Drill collar length is a major factor in vibration control | |
CA2035823C (en) | Method and system for controlling vibrations in borehole equipment | |
Melamed et al. | Hydraulic hammer drilling technology: developments and capabilities | |
JP2758614B2 (ja) | ドリル・ストリング | |
US10844672B2 (en) | Vibration reducing drill string system and method | |
US10017997B2 (en) | Resonance-tuned drill string components | |
Jansen et al. | Active damping of torsional drillstring vibrations with a hydraulic top drive | |
RU2147669C1 (ru) | Способ компоновки низа бурильной колонны | |
Akhymbayeva | Employment of mud-pulse generator for improvement of efficiency of a wellbore producing in complex mining and geological conditions | |
Schumacker et al. | Slimhole unconventional well-design optimization enables drilling performance improvement and cost reduction | |
RU98105249A (ru) | Способ бурения наклоннонаправленной и горизонтальной разведочной или добывающей скважины на нефть и газ | |
Samuel et al. | Optimization of drilling parameters with the performance of multilobe positive displacement motor (PDM) | |
CN113944425A (zh) | 用于复杂地层的钻头稳态工作与增能协同破岩方法及装置 | |
Askew | Computerized drilling jar placement | |
Aadnoy | Transversal vibrations in stabilized drilling assemblies | |
US20220074284A1 (en) | Method of drilling string assembly for secondary opening of a productive formation | |
Markle | Drilling Engineering Considerations in Designing a Shallow, Horizontal Well at Norman Wells, NWT, Canada | |
Minnivaleev et al. | Influence of shock-vibration loads of drilling equipment on the drilling indicators of oil and gas wells | |
RU2233374C1 (ru) | Гидроприводной отклонитель | |
Wang et al. | Study of vibrating drag reduction mechanism during horizontal drilling in slim borehole | |
Marquez et al. | A Probabilistic Analysis in Vibration-Assisted Drilling to Measure Dynamic Behavior During Drilling and Understand Risk Factors | |
GB2293839A (en) | Tool for generating down hole axial force | |
RU2047723C1 (ru) | Способ направленного бурения наклонных скважин с заданной интенсивностью искривления | |
Alabdullatif | Analysis of downhole drilling vibrations: case studies of Manifa and Karan fields in Saudi Arabia | |
SU1441047A1 (ru) | Способ бурени скважин |