Бурильна колона

Бурильна колона, що містить перші над долотом бурильні труби з різними хвильовими опора 38718 Сукупність наведених основних ознак бурильної колони, що пропонується, забезпечує, внаслідок інтерференції коливань бурильних труб, більш стабільне відбиття поздовжніх коливань при бурінні, чим поліпшується ефективність буріння. На фіг. 1 схематично зображено загальний вид бурильної колони, на фіг. 2 - амплітудно-частотну характеристику. Бурильна колона містить з'єднані послідовно долото 1, першу бурильну трубу 2, другу бурильну трубу 3, більшу від попередньої за товщиною і рівну їй за довжиною, третю бурильну трубу 4, яка подібна першій бурильній трубі 2, четверту бурильну трубу 5, яка подібна другій бурильній трубі 3, п'яту бурильну трубу 6, яка подібна першій бурильній трубі 2, шосту бурильну трубу 7, яка подібна другій бурильній трубі 3. Усі труби з'єднані муфтами 8 і кількість однакових пар бурильних труб дорівнює трьом. Верхня частина 9 бурильної колони з'єднана з буровим верстатом, який на кресленні не показано. На амплітудно-частотній характеристиці показана залежність відношення амплітуди вимушеного коливання до амплітуди коливання, що вимушує, для різних частот. Крива 1 - з одним відбивачем коливань, крива 2 - з трьома відбивачами у вигляді пар бурильних труб. Бурильна колона працює таким чином. Після опускання бурильної колони встановлюють оптимальну частоту її обертання і оптимальне навантаження на долото 1. В долоті 1 під час руйнування вибою виникають ударні імпульси, котрі спричиняють виникнення поздовжніх коливань бурильної колони, які з кожним обертом поновлюються. Кожна бурильна труба, починаючи знизу, і муфти 8 впливають на амплітуду цих коливань, причому однакові пари бурильних труб 2-3, 4-5, 67, внаслідок інтерференції, підсилюють амплітуду поздовжніх коливань переважно на власній резонансній частоті. Поздовжні коливання відбиваються нижньою частиною бурильної колони і практично не впливають на бурильні труби 9, розташовані вище вказаних пар, а відсутність труб довжиною 1/4 довжини хвилі коливань долота на вибої зменшує залежність підсилених періодичних навантажень на долото від резонансу цих коливань і коливань нижньої частини бурильної колони. Приклад. Компонування бурильної колони містила долото 219,9 СГВ, пару труб ТБВ-140 і ОБТ165 довжиною кожна 9 м, аналогічну пару труб, повторену ще два рази, колону труб з ОБТ-165 загальною довжиною 200 м і колону труб з ТБВ-140 загальною довжиною 2000 м. Жорсткість вибою 40000 кН/м. Коефіцієнт в'язкого тертя труб об розчин 1,0 1/с. Навантаження на долото 180 кН. Частота обертання 60 об/хв. В результаті обчислень встановлено, що максимальна амплітуда поздовжніх коливань нижньої частини бурильної колони на частоті її власних коливань, близько 152 Гц, збільшується при використанні для її побудови трьох подібних пар бурильних труб, крива 2 на фіг. 2, до 9 разів порівняно з використанням однієї бурильної труби, крива 1 на фіг. 2, як відбивача з довжиною, не кратною 1/4 довжини хвилі поздовжніх коливань при бурінні з використаним долотом. При цьому максимальна амплітуда поздовжніх коливань долота збільшується з 2 до 7 кН. Таким чином, збільшується складова підсилених періодичних навантажень на долото, яка залежить переважно від властивостей розташованих над ним перших бурильних труб. 2 38718 Фіг. 1 3 38718 Фіг. 2 __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 4