Компоновка низу бурильної колони (кнбк)

Реферат: Компоновка низу бурильної колони (КНБК) включає породоруйнівний інструмент, обважнені бурильні труби (ОБТ) і опорно-центруючі елементи (ОЦЕ) з діаметрами, рівними або меншими діаметра породоруйнівного інструмента, ОЦЕ вибирають за кількістю та місцем розташування із розв'язку диференціального рівняння пружних поперечних деформацій осі низу бурильної колони з урахуванням відповідних граничних умов на породоруйнівному інструменті, ОЦЕ і точці дотику низу бурильної колони зі стінкою свердловини для фіксованих параметрів свердловини і режиму буріння. Крім цього, кількість n ОЦЕ та координати xi, i  1, n їх місць розташування вибрані з урахуванням інформаційної невизначеності про параметри свердловини (зенітний кут, наявність локальних каверн), координати точок дотику ОЦЕ до стінки свердловини і параметри режиму буріння (осьове навантаження, частота обертання) згідно з моделлю: Rxi, n  min, ,  xi, n  0, де Rxi, n - функція ризику, яка вказує на порушення статичних та динамічних характеристик КНБК; x i ,n - система обмежень на параметри режиму буріння, геометричні параметри КНБК, її статичні та динамічні характеристики. UA 113814 U (54) КОМПОНОВКА НИЗУ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ (КНБК) UA 113814 U UA 113814 U 5 Корисна модель належить до буріння свердловин, а саме до бурового інструмента. Відома компоновка низу бурильної колони (КНБК), що включає породоруйнівний інструмент, встановлений на кінці нижньої із ОБТ, на яких вздовж її осі встановлено n ОЦЕ, в якій діаметр хоча б одного з них менше діаметра породоруйнівного інструмента та відстань між породоруйнівним інструментом та кожним із n ОЦЕ визначено із розв'язку диференціального рівняння пружних поперечних деформацій осі низу бурильної колони EI x  10 15 20 25 30 d4 w dx 4  d dx dw   2 P  xqx  cos   dx    М  БР Sx w  qx  sin    , де E - модуль Юнга; Ix  - осьовий момент інерції перерізу бурильних труб; x - координата, що розраховується від нижньої точки на КНБК; w - прогин бурильної колони в перерізі з координатою x ; P - осьове навантаження на долото; qx  - вага одиниці довжини бурильної колони в буровому розчині;  - зенітний кут свердловини;  - частота поперечних коливань бурильної колони; М - густина матеріалу бурильних труб; БР - густина бурового розчину; Sx  - площа поперечного перерізу низу бурильної колони [Деклараційний патент на винахід UA № 12443 А, Е21 В 7/04, Бюл. № 1, 1997 р.]. Проте ця КНБК не враховує вплив інформаційної невизначеності про геометричні параметри траєкторії свердловини, параметри режиму буріння, наявність локальних каверн, що впливають на якість стовбура свердловини і техніко-економічні показники роботи доліт. В основу корисної моделі, що заявляється, поставлена задача вдосконалення КНБК шляхом внесення конструктивних змін у розташування ОЦЕ, щоб забезпечити покращання якості стовбура свердловини в процесі буріння та підвищити техніко-економічні показники роботи доліт. Ця задача вирішується тим, що у КНБК, яка включає породоруйнівний інструмент, ОБТ та ОЦЕ з діаметрами, рівними або меншими діаметра породоруйнівного інструмента, ОЦЕ вибирають за кількістю та місцем їх розташування із розв'язку диференціального рівняння пружних поперечних деформацій осі низу бурильної колони з урахуванням відповідних граничних умов на породоруйнівному інструменті, ОЦЕ і точці дотику низу бурильної колони зі стінкою свердловини для фіксованих параметрів свердловини і режиму буріння, згідно з корисною моделлю, кількість n опорно-центруючих елементів та координати їх місць розташування xi, i  1, n вибирають з урахуванням інформаційної невизначеності про геометричні параметри свердловини (зенітний кут, наявність локальних каверн), координати точок дотику ОЦЕ до стінки свердловини і параметри режиму буріння (осьове навантаження, частота обертання) для забезпечення ефективності буріння і якості стовбура свердловини згідно з моделлю, Rxi, n  min,  xi, n  0, 35 40 45 50 де Rxi, n - функція ризику, яка вказує на порушення статичних (поперечна сила на долоті, реакції на ОЦЕ та ін.) і динамічних (відношення амплітуд поперечних коливань низу бурильної колони до амплітуди долота та ін.) характеристик КНБК; xi, n  0 – система обмежень на параметри режиму буріння, геометричні параметри КНБК, статичні та динамічні характеристики. Саме завдяки запропонованій КНБК, яка підібрана на основі розв'язку відповідно наведеної моделі, ефективність буріння досягається за рахунок вибору оптимальних параметрів режиму буріння і забезпеченням необхідних динамічних характеристик, а якість стовбура свердловини характеризується відповідністю цих параметрів системі обмежень. Таким чином, сукупністю наведених вище суттєвих ознак КНБК забезпечується вирішення поставленої задачі - покращання якості стовбура свердловини та підвищення технікоекономічних показників роботи доліт, тобто створено якісно нове технічне рішення, яке за своїм винахідницьким рівнем є достатнім для виконання поставленої задачі корисної моделі. Суть корисної моделі, що заявляється, пояснюється наступним. КНБК включає долото (тришарошкове чи PDC), ОБТ з встановленими вздовж їх осі ОЦЕ з діаметрами, рівними або меншими діаметра породоруйнівного інструмента з визначеною n кількістю ОЦЕ та координатами розташування кожного ОЦЕ (повно- чи неповнорозмірного) xi, i  1, n для забезпечення ефективності буріння і якості стовбура свердловини. Для прикладу КНБК вибрана за умов забезпечення затухання амплітуд поперечних коливань низу КНБК 1 UA 113814 U 5 10 15 max max (тобто aОБТ a д  1 , причому aОБТ a д  1 тільки на долоті) із врахуванням обмежень на поперечну силу на долоті, геометричні та режимні параметри. Оцінка ризиків вибору КНБК виконана з урахуванням статистичного моделювання неточної інформації про параметри свердловини, координати точок дотику ОЦЕ та параметри режиму буріння. Наявність локальних каверн змодельовано як відсутність контакту (причому довільного) одного ОЦЕ зі стінкою свердловини. Варіанти компоновок змодельовано як дискретно незалежні величини, решта інформації - статистично незалежні з нормальним або рівномірним законами розподілу ймовірностей. КНБК під час буріння свердловини використовують таким чином. Конструкцію КНБК, що включає долото та, згідно запроектованих координат, розташовані ОЦЕ, опускають у свердловину, подають буровий розчин та приводять її до обертання. Розташування ОЦЕ згідно пропонованої корисної моделі забезпечує динамічну стійкість компоновки до зміни параметрів свердловини, координат точок дотику ОЦЕ до стінки свердловини і параметрів режиму буріння, що в свою чергу забезпечує ефективність буріння та якість стовбура свердловини. У таблиці наведено вхідні дані, геометричні розміри та результати розрахунку характеристик КНБК для цих даних. Таблиця Параметри 1. Діаметр долота, мм 2. Діаметр ОБТ, мм 3. Довжина ОБТ, м 4. Діаметри ОЦЕ, мм: І II III IV 5. Довжина l робочої поверхні ОЦЕ, м 6. Відстань xi між долотом та центром ОЦЕ, м: І II III IV 7. Обмеження на відхиляючу силу, кН 8. Зенітний кут свердловини, град 9. Навантаження на долото, кН 10. Швидкість обертання, об./хв 3 11. Густина бурового розчину, кг/м 12. Відхиляюча сила на долоті, кН 13. Точка дотику ОБТ зі стінкою свердловини, м max 14. Відношення амплітуд поперечних коливань aОБТ a д 20 25 30 Варіанти КНБК I II 393,7 МЦ-ГВ 203 131,5 393,7 393,7 393,7 393,7 393,7 393,7 393,7 0,704 2,25 12,75 23,25 3,00 6,50 11,0 16,00 0,70 1,00 170 70 1150 0,80 58,0 0,16 51,1 1,7 1,0 Перший варіант КНБК застосовувався при бурінні свердловини 172 Мелехівського газоконденсатного родовища, а другий варіант відповідає пропонованому за корисною моделлю. Обмеження на поперечну силу на долоті з метою стабілізації напрямку стовбура свердловини обґрунтовано на основі аналізу промислових даних. Для порівняння ефективності варіантів КНБК дана оцінка функцій ризику із використанням статистичного моделювання для таких неточних даних: зенітний кут свердловини - 0…3 град; -1 навантаження на долото -160…180 кН; частота обертання долота - 60…80 хв ; точка дотику ОЦЕ зі стінкою свердловини - xi  l 2 , i  1, n ; наявність локальних каверн. Кількість статистичних експериментів - 100. Дані таблиці свідчать, що перший варіант КНБК характеризується підвищеною (0,80 кН) відхиляючою силою на долоті у порівнянні з величиною обмеження (0,70 кН) на неї із умови 2 UA 113814 U стабілізації напрямку стовбура, а також динамічною нестійкістю до поперечних коливань 5 10 15 amax a д  1,7 . Показники ризику цього варіанту становлять за умовами: стабілізації напрямку ОБТ стовбура свердловини 0,74; динамічної стійкості 0,58; загальний ризик 0,80. Фіг. 1 ілюструє статичну (а) і динамічну (б) характеристики КНБК для одного із експериментів статистичного моделювання (відсутній контакт третього від долота ОЦЕ зі стінкою свердловини, зенітний кут 1,46 град, осьове навантаження на долото 176 кН, частота обертання 78 об/хв). Все це вказує на недостатню ефективність першого варіанту КНБК для буріння свердловини. Другий варіант КНБК (таблиця) підібрано за пропонованою моделлю, характеризується низькою (0,16 кН) відхиляючою силою на долоті, динамічною стійкістю до поперечних коливань amax a д  1 , низькими показниками ризиків за умовами: стабілізації напрямку стовбура 0,03; ОБТ динамічної стійкості 0,08; загальний ризик 0,10. Фіг. 2 ілюструє статичну (а) і динамічну (б) характеристики КНБК для одного із експериментів статистичного моделювання (відсутній контакт першого від долота ОЦЕ зі стінкою свердловини, зенітний кут свердловини 0,69 град, осьове навантаження на долото 164 кН, частота обертання 66 об/хв). Цей варіант КНБК стійкий до наявності локальних каверн, зміни точок дотику ОЦЕ зі стінкою свердловини, зенітного кута, навантаження на долото та частоти обертання. Пропонована КНБК за рахунок вдосконалень шляхом внесення конструктивних змін у розташуванні ОЦЕ забезпечує покращання якості стовбура свердловини в процесі буріння та підвищує техніко-економічні показники роботи доліт. 20 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 25 30 Компоновка низу бурильної колони (КНБК), що включає породоруйнівний інструмент, обважнені бурильні труби (ОБТ) і опорно-центруючі елементи (ОЦЕ) з діаметрами, рівними або меншими діаметра породоруйнівного інструмента, ОЦЕ вибирають за кількістю та місцем розташування із розв'язку диференціального рівняння пружних поперечних деформацій осі низу бурильної колони з урахуванням відповідних граничних умов на породоруйнівному інструменті, ОЦЕ і точці дотику низу бурильної колони зі стінкою свердловини для фіксованих параметрів свердловини і режиму буріння, яка відрізняється тим, що кількість n ОЦЕ та координати xi, i  1, n їх місць розташування вибрані з урахуванням інформаційної невизначеності про параметри свердловини (зенітний кут, наявність локальних каверн), координати точок дотику ОЦЕ до стінки свердловини і параметри режиму буріння (осьове навантаження, частота обертання) для забезпечення ефективності буріння і якості стовбура свердловини згідно з моделлю: Rxi, n  min, ,  xi, n  0, 35 де Rxi, n - функція ризику, яка вказує на порушення статичних (поперечна сила на долоті) та динамічних (відношення амплітуд поперечних коливань низу бурильної колони до амплітуди долота) характеристик КНБК; x i ,n - система обмежень на параметри режиму буріння, геометричні параметри КНБК, її статичні та динамічні характеристики. 3 UA 113814 U Комп’ютерна верстка Л. Бурлак Державна служба інтелектуальної власності України, вул. Василя Липківського, 45, м. Київ, МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 4