close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY9408

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2007.06.30
(12)
(51) МПК (2006)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
E 21B 7/00
СПОСОБ БУРЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
(21) Номер заявки: a 20040691
(22) 2004.07.20
(43) 2006.02.28
(71) Заявитель: Данилов Юрий Александрович (BY)
(72) Автор: Данилов Юрий Александрович (BY)
(73) Патентообладатель: Данилов Юрий
Александрович (BY)
BY 9408 C1 2007.06.30
BY (11) 9408
(13) C1
(19)
(56) RU 2016193 C1, 1994.
SU 1716069 А1, 1992.
SU 1645431 A1, 1991.
SU 1742460 А1, 1992.
SU 1548397 A1, 1990.
SU 1559087 A1, 1990.
US 3289774, 1966.
(57)
1. Способ бурения вертикальной скважины, включающий монтаж над устьем скважины на опорных регулируемых домкратах станины буровой роторной установки с прямой
промывкой, содержащей жестко связанную с ней мачту с подвижным вращателем, вертикальное забуревание и бурение путем погружения в скважину компоновки утяжеленного
низа с центраторами и буровым инструментом, а также регулировку, контроль и стабилизацию вертикальности процесса бурения, отличающийся тем, что вертикальность процесса
бурения обеспечивают строго вертикальным забуреванием скважины путем предварительной регулировки вертикального положения мачты и оси подвижного вращателя в
процессе монтажа станины буровой роторной установки и стабилизацией набранного вертикального направления процесса бурения посредством центраторов и колибраторов компоновки утяжеленного низа путем жесткого центрирования с осью скважины, при этом
дополнительно, посредством опорных домкратов, непрерывно в автоматическом или ручном режиме регулируют вертикальность хода подвижного вращателя за счет поддержания
в горизонтальном положении станины буровой роторной установки, которую контролируют
Фиг. 1
BY 9408 C1 2007.06.30
в двух взаимно перпендикулярных плоскостях смонтированными на станине или мачте,
или вращателе датчиками уровня, причем бурение ведут на растянутой буровой колонне с
осевой нагрузкой не более 80 % от веса компоновки утяжеленного низа.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что предварительную регулировку вертикального положения мачты и оси подвижного вращателя в процессе монтажа станины буровой
роторной установки обеспечивают путем настройки в двух взаимно перпендикулярных
плоскостях датчиков уровня посредством функционально связанного с ними теодолита,
который монтируют на поверхности земли независимо от буровой роторной установки.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве датчиков уровня используют, например, цилиндрические или круглые пузырьковые гидравлические уровни с
ценой деления 1-10 с, которые настраивают в процессе монтажа буровой роторной установки посредством теодолита.
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для
проходки скважин различного назначения, в частности для бурения вертикальных замораживающих скважин, с использованием передвижных или стационарных установок с
подвижным вращателем и гидравлической направленной подачей.
Известен способ бурения прямолинейных скважин с использованием лазерного луча
для обозначения заданного направления [1]. Способ включает ориентирование и установку рабочего органа бурильной машины в заданном направлении, бурение скважины буровым ставом с направляющей головной частью. Став наращивают отдельными звеньями с
одновременным размещением на нем в определенной последовательности опорных фонарей, диаметр которых не менее диаметра породоразрушающего инструмента, а в скважину
подают очистной агент. В головной части става размещен автоматически управляемый направляющий опорный фонарь. Для обозначения заданного направления используют лазерный луч, который направляют вовнутрь полого бурового става соосно его продольной оси.
Очистной агент используют совместно с лазерным лучом для управления направляющим
опорным фонарем в процессе бурения. В качестве очистного агента используют сжатый
воздух или жидкость.
Недостатком способа является его довольно узкое применение - только для бурения
скважин с использованием полого бурового става и низкая технологичность, обусловленная сложностью оптического лазерного контроля.
Известен также способ стабилизации направления ствола скважин по визуальному определению места контакта колонковой трубы со стенкой скважины [2]. Для этого в процессе бурения отбирают керн, извлекают его на поверхность в колонковом наборе,
визуально определяют места контакта колонковой трубы со стенкой скважины и корректируют параметры колонкового набора после визуального определения места контакта
трубы со стенкой скважины. Затем рассчитывают точку прогиба колонковой трубы в месте контакта со стенкой скважины по определенной зависимости, после чего производят
корректировку параметров колонкового набора путем деформации изгиба трубы в точке
ее прогиба в месте контакта со стенкой скважины в противоположную сторону от места
контакта на величину, рассчитанную по формуле:
Fkн. = Lk.н.·(Lб.в.)-1·[E·I б.в./E·Ik.н.]1/2 - 0,5 fп,
где L б.в. - длина полуволны изгиба бурильных труб над колонковым набором, м;
fб.в. - полуразность диаметров бурильных труб и скважин, м;
fп - полуразность диаметров скважин и переходника колонкового набора, м;
E·Ik.н., E·Iб.в. - соответственно жесткость поперечного сечения колонкового набора и
бурильных труб, даН·м2;
2
BY 9408 C1 2007.06.30
L k.н. - длина колонкового набора, м.
Бурение скважины осуществляют СБТН диаметром 50 мм и колонковой трубой длиной 4,5 м диаметром 57 мм при частоте вращения 600 об./мин. После визуального определения места износа колонковой трубы рассчитывают точку изгиба колонковой трубы, а
затем по указанной формуле определяют величину изгиба колонковой трубы. Далее соответствующей деформацией изгиба колонковой трубы, в точке ее прогиба в месте контакта
со стенкой скважины в противоположную сторону от места контакта, осуществляют корректировку параметров набора, и тем самым обеспечивают стабилизацию направления
ствола скважины.
Недостатком такого способа стабилизации направления бурения является низкая технологичность процесса и эффективность самого метода, основанного на фиксации последствий фактического отклонения от вертикальности, и только после устранения этого
отклонения, что существенно снижает скорость проходки скважин.
Известен метод и оборудование для бурения замораживающих скважин вращательным
способом с прямой промывкой [3]. Согласно способу, порода разрушается и выбуривается
в виде керна, а затем удаляется из забоя с помощью промывочной жидкости. Технология
проходки таких скважин определяется их глубиной, конструкцией, а также от горногеологических условий. Так, например, буровыми установками УБЗШ-2-20 и УБЗШ-2-30
роторным способом бурят скважины в сложных горно-геологических условиях. При этом
бурение производят по окружности ствола на расстоянии не менее 0,8 м или по прямой
линии с расстоянием друг от друга 1-2 м. Установки оснащены породоразрушающим инструментом (например, шарошечным долотом), колонной, состоящей из колонковых бурильных труб для направления бурового инструмента, передачи осевого усилия и приема
выбуренного керна, утяжеленными бурильными трубами (УБТ) для создания осевого усилия на рабочий орган, устранения искривления ствола скважин и стабилизации заданного
направления при бурении. При этом УБТ дополнительно снабжают центраторами и колибраторами, которые устанавливают по их длине [4]. Центраторы устанавливают в месте
максимального прогиба инструмента; это расстояние определяют расчетом. Конструктивно центраторы сходны с колибраторами и в значительной мере выполняют одни и те же
функции.
Существенным недостатком такого способа бурения является ненадежная стабилизация направления бурения скважин, искривление которых предупреждают исключительно
лишь за счет использования эффекта маятника характерного для утяжеленного низа, что
существенно снижает надежность стабилизации и экономичность проходки замораживающих скважин.
Наиболее близок к предлагаемому изобретению способ регулировки режима бурения
скважин по величине осевой нагрузки на долото при фиксированном верхнем конце бурильной колонны, который и выбран в качестве прототипа [5]. При этом для осуществления способа по месту бурения обычным образом размещают, например, мобильную
буровую установку, а над устьем скважины известными приемами устанавливают: станину на регулируемых опорах с буровой мачтой, которую оснащают соответствующей комплектацией: подвижным вращателем с гидравлическим приводом, комплектом бурильных
труб с компоновкой утяжеленного низа и центратором. Далее осуществляют вертикальное
забуревание и последующее бурение, включающее спуск буровой колонны с породоразрушающим инструментом в скважину и подачу промывочного агента. Через бурильные
трубы от подвижного вращателя на породоразрушающий инструмент - буровую коронку
передают крутящий момент, осевую нагрузку и промывочный агент. Затем, согласно способу, в процессе бурения фиксируют верхний конец бурильной колонны от осевых перемещений и измеряют величину осевой нагрузки на долото, вращающий момент, амплитуду и
частоту собственных изгибных колебаний утяжеленного низа. Далее определяют осевые
3
BY 9408 C1 2007.06.30
нагрузки, соответствующие экстремумам измеряемых параметров. Вращение колонны вокруг собственной оси или вокруг оси скважины предотвращают в значительной степени
путем регулировки величины осевой нагрузки на долото. Экспериментально установлено,
что эта нагрузка должна соответствовать значениям Pi или 0,5·(Рi + Pi+1), где Pi - величина
осевой нагрузки на долото, соответствующая i-му количеству касаний сжатой части утяжеленного низа бурильной колонны (УНБК) со стенками скважины. Расчетным путем или
методом бурения с заторможенным барабаном лебедки определяют нагрузки Pi, которые
соответствуют экстремумам в зависимости между темпом изменения нагрузки на долото и
величиной нагрузки или в зависимостях между вращающим моментом на долоте (на роторе) или амплитудой (частотой) колебаний колонны и нагрузкой на долото. При большой
вероятности искривления скважины, о чем судят по ранее пробуренным скважинам, искривление предупреждают или уменьшают, поддерживая осевую нагрузку, равную одному из значений 0,5·(Pi + Pi+1) или близкой к нему. Наиболее оптимальной в этом случае
является поддержание нагрузки, равной Pi, с периодическим увеличением или уменьшением ее до значений 0,5·(Рi + Pi+1). При этом частоту вращения долота поддерживают вне
частоты собственных изгибных колебаний УНБК, что предотвращает опасность аварий с
элементами УНБК и долотами.
Недостатком известного способа бурения вертикальных скважин является его ненадежность, обусловленная эмпирическим расчетным подходом регулировки вертикальности проходки и, как следствие, низкая эффективность и технологичность бурения.
Целью изобретения является устранение указанных недостатков: повышение производительности и эффективности процесса стабилизации бурения, в частности при проходке
замораживающих скважин, где особенно важно обеспечить максимальную вертикальность бурения.
Поставленная цель достигается тем, что в способе бурения вертикальной скважины,
включающем монтаж над устьем скважины на опорных регулируемых домкратах станины
буровой роторной установки с прямой промывкой, содержащей жестко связанной с ней
мачту с подвижным вращателем, вертикальное забуревание и бурение путем погружения
в скважину компоновки утяжеленного низа с центраторами и буровым инструментом, а
также регулировку, контроль и стабилизацию вертикальности процесса бурения, согласно
изобретению, вертикальность процесса бурения обеспечивают строго вертикальным забуреванием скважины путем предварительной регулировки вертикального положения мачты
и оси подвижного вращателя в процессе монтажа станины буровой роторной установки и
стабилизацией набранного вертикального направления процесса бурения посредством
центраторов и колибраторов компоновки утяжеленного низа путем жесткого центрирования
с осью скважины, при этом дополнительно, посредством опорных домкратов, непрерывно
в автоматическом или ручном режиме регулируют вертикальность хода подвижного вращателя за счет поддержания в горизонтальном положении станины буровой роторной
установки, которое контролируют в двух взаимно перпендикулярных плоскостях смонтированными на станине или мачте, или вращателе датчиками уровня, причем бурение ведут
на растянутой буровой колонне с осевой нагрузкой не более 80 % от веса компоновки
утяжеленного низа.
Предварительную регулировку вертикального положения мачты и оси подвижного
вращателя в процессе монтажа станины буровой роторной установки обеспечивают путем
настройки в двух взаимно перпендикулярных плоскостях датчиков уровня посредством
функционально связанного с ними теодолита, который монтируют на поверхности земли
независимо от буровой роторной установки.
В качестве датчиков уровня используют, например, цилиндрические или круглые пузырьковые гидравлические уровни с ценой деления 1-10 с, которые настраивают в процессе монтажа буровой роторной установки посредством теодолита.
4
BY 9408 C1 2007.06.30
Сущность изобретения поясняется чертежами.
На фиг. 1 представлена принципиальная блок-схема мобильной буровой установки.
На фиг. 2 - схема бурильной колонны с компоновкой утяжеленного низа (УНБК).
Установка 13 в мобильном исполнении содержит станину 1 с тремя опорными регулируемыми домкратами 2 (один из них на чертеже не показан). На станине 1 размещена жестко связанная с ней мачта 3, оснащенная подвижным вращателем 4 с гидравлическими
цилиндрами подачи 5. На мачте 3 установлены во взаимно перпендикулярных плоскостях
два датчика горизонтального уровня 6 в виде цилиндрических гидравлических пузырьковых уровней. Датчики 6 функционально связаны с теодолитом 7, который установлен на
грунте отдельно от станины 1 установки 13 и предназначен для настройки уровня 6 и отслеживания вертикальности хода вращателя 4. Вращатель 4 приводным валом (на чертеже
не показан) соединен с буровой колонной, состоящей из буровых труб 8, компоновки УНБК,
содержащей долото 9, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) 10, два калибратора 11,
смонтированные на концах первой УБТ, два центратора 12, установленные в середине и
на верхнем конце колонны УБТ.
Способ реализуют следующим образом.
Станину 1 буровой установки 13 монтируют над устьем скважины 14, мачту 3 устанавливают в строго вертикальном положении. Регулировку установки мачты 3 и оси хода
вращателя 4 производят с помощью трех домкратов 2. Точность установки мачты 3 по
вертикали и соответственно оси хода вращателя 4 определяют по уровню 6, который
предварительно настраивают с помощью теодолита 7. В процессе настройки контролируют, чтобы горизонтальное положение пузырьков уровня 6 совпадало с вертикальным ходом вращателя 4, при этом точность регулировки вертикальности определяется ценой
деления уровня 6 и составляет 1-10 секунд и выше, в зависимости от заданной величины,
которую требуется выдержать в процессе бурения. Затем осуществляют вертикальное забуревание скважины 14. В процессе забуревания аналогичным образом, как и при установке мачты 3, непрерывно контролируют по уровню 6 и регулируют домкратами 2
вертикальность хода вращателя 4, который таким же образом постоянно контролируют и
регулируют в процессе дальнейшего бурения скважины 14. При этом проверяют, чтобы
допустимое отклонение оси вращателя 4 от вертикали составляло не более допустимых
проектных значений. Стабилизацию набранного вертикального направления при забуревании и дальнейшем бурении осуществляют посредством бурильной колонны из труб 8 с
жестко сцентрированной компоновкой утяжеленных труб 10 с двумя калибраторами 11 и
двумя центраторами 12, при этом бурение ведут на растянутой бурильной колонне, таким
образом, чтобы создавать осевую нагрузку на долото 9 не более 80 % от веса УНБК. В
процессе бурения в скважину 14 подают промывочный агент, например глинистую промывочную жидкость или торфо-сапропелевый буровой раствор, или другую подобную
жидкость (на чертеже не показано).
В таблице приведен фрагмент расчетных данных усилия вверх на буровой колонне (до
глубины бурения скважины 118,3 м) и давления в гидравлической системе подачи вращателя 4, в качестве примера реализации способа в конкретных производственных условиях.
Необходимое усилие вверх на вращателе 6 для растяжения бурильной колонны определялось по формуле:
Рв = (an + bm) - Рд,
где а - вес одной утяжеленной трубы (УБТ), т
Рв - вес одной бурильной трубы, т
n - количество труб УБТ, шт.
m - количество бурильных труб, шт.
Рд - осевая нагрузка на долото.
5
BY 9408 C1 2007.06.30
В процессе бурения корректируют до оптимальных значений осевую нагрузку, центровку компоновки жесткого утяжеленного низа, частоту вращения долота, параметры
бурового раствора и другие технологические характеристики бурения, исходя из фактических геологических условий. Данные корректировки вносят в систему автоматического
контроля и в дальнейшем используют при бурении последующих скважин.
УБТ-203 СБТ-168
Допусти(*) Давление
Вес буИнтерпо 5 м,
по 4,9 м,
мая наУсилие
в гидросисИнтервал
рового
вал бувес 1-й
вес 1-й
грузка на разгрузки теме подачи
бурения до,
снарярения
трубы 965 трубы 191
долото, вверх, кгс вращателя
м
да, кг
от, м
кг, шт
кг, шт.
кгс
вверх, атм.
1
0
965
772
193
0,772
0,0
5,0
2
0
1930
1544
386
1,544
5,0
10,0
3
0
2895
2316
589
2,316
10,0
15,0
4
0
3860
3088
772
3,088
15,0
20,0
5
0
4825
3500
1325
5,3
20,0
25,0
6
0
5790
3500
2290
9,16
25,0
30,0
6
1
5981
3500
2481
9,924
30,0
35,0
6
2
6172
3500
2672
10,688
35,0
39,9
6
3
6363
3500
2863
11,452
39,9
44,8
6
4
6554
3500
3054
12,216
44,8
49,7
6
5
6745
3500
3245
12,98
49,7
54,6
6
6
6936
3500
3436
13,744
54,6
59,5
6
7
7127
3500
3627
14,508
59,5
64,4
6
8
7318
3500
3818
15,272
64,4
69,3
6
9
7509
3500
4009
16,036
69,3
74,4
6
10
7700
3500
4200
16,8
74,4
79,1
6
11
7891
3500
4391
17,564
79,1
84,0
6
12
8082
3500
4582
18,328
84,0
88,9
6
13
8273
3500
4773
19,092
88,9
93,8
6
14
8464
3500
4964
19,856
93,8
98,7
6
15
8655
4600
5155
20,62
98,7
103,6
6
16
8846
4600
4246
16,984
103,6
108,5
6
17
9037
4600
4437
17,748
108,5
113,4
6
18
9228
4600
4628
18,512
113,4
118,3
(*)Примечание: Давление на манометре рассчитывалось исходя из соотношения:
1 атм = 250 кгс.
Разработанный способ был успешно применен при бурении вертикальных замораживающих скважин при строительстве шахтных стволов на Краснослободском руднике РУП
"ПО Беларуськалий" (Беларусь, г. Солигорск) в 2003-2004 гг. и показал высокую эффективность и технологичность. При этом было пробурено 76 скважин глубиной 220 м диаметром 244,5 мм. Допустимое проектное отклонение от вертикали составляло 0,5 м или
7,8 минут на конечной глубине. Достигнутая фактическая вертикальность скважин на
90 % соответствовала проектным требованиям, а в остальных 10 % лишь незначительно
превысила их. Это позволило полностью отказаться от бурения 10 дополнительных скважин, на случай существенного отклонения от вертикали основных замораживающих
скважин, первоначально предусмотренных проектом по результатам предшествующих
аналогичных буровых работ при строительстве 4-х рудников за последние 50 лет и получить экономию средств - порядка 180.000 долларов США.
6
BY 9408 C1 2007.06.30
Источники информации:
1. Патент RU 2113588 С1, МПК6 Е 21В 7/04, Е 21С 1/00, 1998.
2. Патент RU 2124619 С1, МПК6 Е 21В 7/10, 1999.
3. Николаенко А.Т., Седов Б.Я., Терехов Н.Д., Болотских Н.С. Буровые установки для
проходки скважин и стволов: Справочник. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1985. С. 18, 19, 52-54.
4. Справочник по бурению скважин на воду / Под ред. проф. Д.Н. Башкатова. - М.: Недра, 1979. - С. 418.
5. Патент RU 2016193 С1, МПК5 Е 21В 45/00, 7/10, 1994.
Фиг. 2
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
7
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
260 Кб
Теги
by9408, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа