Способ стабилизации направления ствола скважин

 

Использование: в горной промышленности, в частности, при бурении скважин с отбором проб и при разведке месторождений на твердые полезные ископаемые. Цель: снижение интенсивности искривления, повышение эффективности и снижение стоимости бурения скважин. Сущность изобретения: при осуществлении способа бурения, включающего спуск колонкового набора, состоящего из коронки, колонковой трубы и переходника, в скважину, бурение с отбором керна, извлечение его на поверхность в колонковом наборе, визуальное определение места контакта колонковой трубы со стенкой скважины в процессе бурения и корректировку параметров колонкового набора после визуального определения места контакта колонковой трубы со стенкой скважины рассчитывают точку прогиба колонковой трубы в месте контакта со стенкой скважины по определенной зависимости, после чего производят корректировку параметров колонкового набора путем деформации изгиба колонковой трубы в точке ее прогиба в месте контакта со стенкой скважины в противоположную сторону от места контакта на величину, рассчитанную по определенной зависимости. 2 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к бурению скважин с отбором керна при разведке месторождений твердых полезных ископаемых.

При разведке месторождений полезных ископаемых осуществляется бурение скважин с отбором керна с помощью колонкового набора, состоящего из переходника, колонковой трубы, коронки и бурильных труб.

В геологическом разрезе часто встречаются анизотропные и перемежающиеся по твердости горные породы, при бурении которых происходит отклонение оси скважины от заданного направления вследствие следующих причин. Под действием осевого усилия и центробежных сил, бурильный вал теряет прямолинейную форму упругого равновесия и изгибается в скважине, образуя полуволны определенной длины, в результате чего на верх колонкового набора действует изгибающий момент, величина которого определяется из выражения где f_б.в - полуразность диаметров бурильного вала и ствола скважины, м; EI_б.в - жесткость поперечного сечения бурильного вала, даНм²; (E - модуль продольной упругости материала труб, даНм²; I_б.в - наименьший экваториальный момент инерции поперечного сечения бурильного вала, м⁴); L_б.в - длина полуволны бурильного вала (функция вращения и осевого усилия), м; f_п - полуразность диаметров скважин и переходника колонкового набора, м.

Под действием данного изгибающего момента колонковый набор теряет прямолинейную форму упругого равновесия в стволе скважины, а на его породоразрушающем инструменте появляется отклоняющее усилие P_к.

При бурении анизотропных пород (неодинаковых по буримости и разных направлениях), величина интенсивности естественного искривления скважин определяется значением отклоняющего усилия на алмазной коронке. Для снижения интенсивности естественного искривления скважин в этих породах в первую очередь необходимо уменьшать величину этой силы.

Известен способ уменьшения прогиба колонны путем включения в состав колонкового снаряда центрирующих элементов (см. С.А. Волков и А.В. Волков. Справочник по раздаточному бурению. М.: Гостоптехиздат, 1963 г., с. 352 - 354, рис. 227). Основными недостатком указанного способа является низкая его эффективность, высокая стоимость бурения скважин из-за использования дополнительных специальных средств для стабилизации направленности стволов скважин.

Известен так же способ стабилизации направления ствола скважины (прототип), включающий спуск колонкового набора, состоящего из коронки, колонковой трубы и переходника, в скважину, бурении скважины с отбором керна, извлечении его на поверхность в колонковом наборе, визуальное определение места контакта колонковой трубы со стенкой скважины в процессе бурения, а затем после определения места контакта колонковой трубы со стенкой скважины корректировку параметров колонкового набора путем установки в местах контакта центрирующих элементов для исключения прогиба колонкового набора и снижения искривления скважин (см. Нескоромных В.В. Технические средства и методы снижения интенсивности искривления геологоразведочных скважин. - М., 1989. Обзор ВИЭМС, с. 32., рис. 14) Существенным недостатком данного способа является то, что на буровой необходимо иметь большое количество колонковых труб различной длины, чтобы иметь возможность установки центрирующих элементов на колонковый набор в нужном месте. Кроме того, установка центрирующих элементов требует дополнительных затрат времени, что снижает производительность бурения и повышает стоимость буровых работ.

Техническим результатом изобретения является - снижение интенсивности естественного искривления, повышение производительности бурения скважин и уменьшение стоимости одного метра их проходки.

Он достигается тем, что после извлечения колонкового набора на поверхность визуально определяют место контакта колонковой трубы со стенкой скважины в процессе бурения, дополнительно, после определения места контакта колонковой трубы со стенкой скважины рассчитывают точку изгиба (вершину полуволны изгиба) колонкового набора в месте контакта со стенкой ствола скважины по формуле.

l=0,5e+0,5L_к.н., (2) где
e - участок прилегания верхней части колонкового набора к стенке скважины, м;
L_к.н. - длина колонкового набора, м;
L_б.в. - длина полуволны изгиба бурильных труб над колонковым набором, м;
f_п - полуразность диаметров переходника колонкового набора и скважины, м;
f_б.в. - полуразность диаметров бурильных труб и скважины, м;
EI_к.н., EI_б.в. - соответственно жесткость поперечного сечения колонкового набора и бурильных труб, даНм²,
а затем производят корректировку параметров колонкового набора путем его деформирования изгибом в месте контакта со стенкой скважины, но в противоположную сторону от места контакта на величину, определяемую из зависимости

Расчет места изгиба и проведение корректировки вышеуказанным образом являются отличием от прототипа и доказывают новизну заявляемого способа.

Необходимость расчета места изгиба (деформации) колонковой трубы связаны с тем, что визуально эту точку определить невозможно из-за большой площади потертости колонковой трубы. Расчетный метод в данном случае более точный, а место износа колонковой трубы (потертость) определяет лишь сторону прилегания колонковой трубы к стенке скважины, т.е. направление ее изгиба.

Формулы (2, 3, 4) для расчета параметров при осуществлении заявляемого способа получены аналитически и проверены при бурении достаточного объема скважин (см. работу Н.А. Буглова. Оптимизация параметров колонковых снарядов для алмазного бурения направленных геологоразведочных скважин. Дисс. канд. техн. наук. М.: МГРИ, 1988 г. с. 83 - 84, формулы 3.3.12, 3.3.16, 3.3.17.).

Согласно заявляемому способу стабилизации направления ствола скважины сила P_к (фиг. 1) будет уменьшена путем изгиба колонковой трубы между коронкой и местом прилегания колонкового набора к стенке скважины (расстояние "e" на фиг. 1) в противопожарную сторону от места контакта колонковой трубы со стенкой скважины на величину прогиба f_к.н..

Изгиб колонкового набора в противоположную сторону от места контакта колонковой трубы со стенкой скважины за счет упругости материала колонковой трубы компенсирует изгибающее действие момента М со стороны колонны бурильных труб. В результате колонковый набор будет находится в прямолинейном состоянии, что соответственно уменьшает силу P_к на коронке.

Таким образом, заявляемый способ позволяет значительно упростить конструкцию колонкового набора и избежать применения центрирующих элементов.

Операция ориентированной деформации колонковой трубы без дополнительных затрат позволяет снизить искривление скважин и тем самым повысить эффективность бурения и уменьшить стоимость бурения их стволов.

Заявителям неизвестно использование указанных выше отличительных особенностей предлагаемого способа в другой совокупности признаков, что обуславливает изобретательский уровень.

На фиг. 1 показана схема отклонения колонкового набора под действием момента М_к, образования изгиба колонкового набора и место контакта колонкового набора со стенкой скважины. На фиг. 2 показана схема колонкового набора после предварительного деформирования согласно заявляемому способу стабилизации направления ствола скважины.

Схема содержит колонковый набор, состоящий из переходника 1, колонковой трубы 2, коронки 3 и бурильных труб 4. На колонковой трубе имеется пятно контакта 5.

На схеме обозначено: "e" - расстояние прилегания колонкового набора к стенке скважины; "l" - расстояние от переходника до точки контакта колонковой трубы со стенкой скважины и f_к.н. - величина прогиба колонкового набора.

Использование заявляемого объекта осуществляется следующим образом.

На поверхности земли осуществляют сборку колонкового набора, состоящего из переходника 1, колонковой трубы 2 и коронки 3. Затем колонковый набор спускают в скважину на бурильных трубах 4. Через бурильные трубы 4 на коронку 3 передают крутящий момент, осевую нагрузку и промывочный агент. В процессе бурения образуется керн, который заполняет колонковую трубу 2. При заполнении керном колонковой трубы 2 ее извлекают на поверхность. При осмотре колонковой трубы 2 определяют визуально место износа колонковой трубы (место контакта со стенкой скважины при изгибе колонкового набора). Далее, рассчитывают по зависимости (2) и (3) точку изгиба колонкового набора - расстояние "l" от верха колонкового набора до этой точки, в колонковую трубу 2 изгибают в этой точке (расстояние l) в противоположную сторону от места контакта колонковой трубы 2 со стенкой скважины на величину прогиба f_к.н., рассчитываемую по формуле (4).

В процессе бурения, когда на верхний конец колонкового набора оказывает воздействие изгибающий момент М со стороны колонны бурильных труб 4, предварительный изгиб колонковой трубы 2 на поверхности в противоположную сторону направлению изгиба заданного бурильными трубами 4 нейтрализует действие изгибающего момента М, при этом колонковый набор сохраняет прямолинейную форму, а коронка 3 вращается на забое без перекоса, в результате чего отклоняющее усилие P_к сводится в минимуму, что уменьшает искривление скважины, износ коронки и колонкового набора, улучшает условия кернообразования и соответственно повышает эффективность бурения скважины и снижает стоимость 1 м ее проходки.

Пример использования заявляемого объекта.

Бурение скважины осуществляется колонной СБТН диаметром 50 мм и колонковой трубой длиной 4,5 м диаметром 57 мм при частоте вращения 600 об/мин. (Справочные данные по бурильным и колонковым трубам берутся из справочника. Буровой инструмент для геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1990 г. с. 109 - 118).

Отсюда известно, что при бурении скважины диаметром d_c=59 мм могут быть получены f_б.в.=0,45 см, f_п=0,1 см, L_б.в. при частоте вращения 600 об/мин равна 425 см.

Согласно заявляемому способу рассчитываем точку изгиба колонковой трубы 2 после визуального определения места износа колонковой трубы 2.

Точка изгиба будет равна

Далее рассчитываем величину изгиба колонковой трубы

Промышленная применимость - бурение скважины с целью поисков и разведки месторождений полезных ископаемых.

Формула изобретения

Способ стабилизации направления ствола скважины, включающий спуск в скважину колонкового набора, состоящего из коронки, колонковой трубы и переходника, бурения с отбором керна, извлечением его на поверхность в колонковом наборе, визуальное определение места контакта колонковой трубы со стенкой скважины в процессе бурения и корректировку параметров колонкового набора, отличающийся тем, что после визуального определения места контакта колонковой трубы со стенкой скважины рассчитывают точку прогиба колонковой трубы в месте контакта со стенкой ствола скважины по формуле

а корректировку параметров колонкового набора осуществляют деформацией изгиба колонковой трубы в точке ее прогиба в месте контакта со стенкой скважины в противоположную сторону от места контакта на величину

где L_б.в - длина полуволны изгиба бурильных труб над колонковым набором, м;
f_б.в - полуразность диаметров бурильных труб и скважины, м;
f_n - полуразность диаметров скважин и переходника колонкового набора, м;
E I_к.н, E I_б.в - соответственно жесткость поперечного сечения колонкового набора и бурильных труб, даH м²;
L_к.н - длина колонкового набора, м.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2