Компоновка низу бурильної колони

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано в буровом оборудовании. Известна компоновка низа бурильной колонны [2], выбранная в качестве прототипа, включающая породоразрушающий инструмент, бурильные трубы, N центраторов, расположенных попарно вдоль ее оси, див' метр которых равен диаметру породоразрушающего инструмента, причем расстояние между ними β каждой определено согласно зависимости где Ek - модуль упругости материала бурильной трубы между центраторами, кН/м 2; Ik - значение осевого момента инерции поперечного сечения бурильной трубы между центраторами, м 2; qr - вес единицы длины бурильной трубы между центраторами, кН/м, расстояние L oт породоразрушающего инструмента до середины бурильной трубы, связывающей первую пару центраторов, определено согласно следующей зависимости где Ε - среднее значение модуля упругости материала бурильных тр уб компоновки, кН/м 2; I - среднее значение осевого момента инерции поперечного сечения бурильных тр уб компоновки, м ; Q - вес бурильных труб компоновки, кН; I≤a≤10 - коэффициент запаса устойчивости, а расстояние Lk между парами центраторов определено по зависимости где Q(S k) - вес части компоновки, расположенной ниже n-й пары центраторов, кН, 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 тр уб, на которых вдоль ее оси установлены N центратора, 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 Е - модуль Юнга, Н/м 2; l(x) - осевой момент инерции сечения бурильных труб, м ; x - координата, отсчитываемая от нижней точки на компоновке низа бурильной колонны, м; w - прогиб буровой колонны в сечении с координатой х, м; Ρ - осевая сила на долоте, Н; q(x) - вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе, Н/м; a - 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 2 тс, 1/с; γ - плотность материала бурильных труб, кг/м 3; р - плотность бурового раствора, кг/м ; S(x) - площадь поперечного сечения колонны, м 2, с граничными условиями где W0 - амплитуда прогиба колонны на забое скважины, м; в первой от забоя скважины точке касания колонны к стенке скважины при где dc - диаметр скважины, м; dk - диаметр колонны в точке касания, м; в местах расстановки xi центраторов при где i=1,2.....Ν; N - количество центраторов; dц - диаметр центратора, м; где j=1,2,...к xj - расстояние от забоя скважины до места соединения бурильных тр уб различного диаметра, м; к - число соединений бурильных тр уб различного диаметра, путем варьирования xi до выполнения условий, при которых где Wmax(i+1) - максимальное значение амплитуды на интервале [xi,xi+1] при заданных в точке х=0 значениях поперечной силы и угла 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 - 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 x1ι , x2 ,·..,xi...·xN определено из решения приведенного выше уравнения четвертого порядка с подстановкой необходимых данных, например из таблицы, где приведены параметры компоновок низа бурильной колонны, выполненных согласно изобретению, примеры 2 и 3, а также выполненной согласно инструкции РД 39-0148052-514-86, пример 1. Работа компоновки низа бурильной колонны осуществляется следующим образом. Компоновку опускают в скважину, подают буровой раствор плотностью r= 11.8 кН/м 2 и приводят во вращение. Число возмущений, поперечных оси компоновки, за один оборот в забое трехшарошечного долота n=3. При скорости вращения долота в примерах 1 и 3 таблицы: 1 об/с часто та поперечных колебаний буровой колонны w=18,84 1/с, а при скорости 2 об/с, пример 2 таблицы, w=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 1 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 примеру 2, кривая 2, для проходки вертикальной скважины, а также согласно примеру 3, 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 2 равны 1,0; 0,1; 0,03; 0,003; 0,001; 0,001, а в примере 3 - 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.