Способ бурения скважин

Способ бурения скважин

Реферат

 

Использование изобретения: бурение скважин. Сущность изобретения: в способе бурения, включающем спуск в скважину бурильной колонны, содержащей долото, наддолотную трубу, утяжеленные бурильные трубы, колонну бурильных труб, нагнетание в полость бурильной колонны промывочной жидкости, вращение бурильной колонны ротором с подводом долота к забою и его нагружением частью веса утяжеленных бурильных труб, на долото вначале разгружают постоянную составляющую силы гидравлического растяжения бурильной колонны, которую затем дополняют до установленной нагрузки частью веса утяжеленных бурильных труб, причем установленную нагрузку получают уменьшением паспортной нагрузки на сумму действующих на долото динамических составляющих гидравлических сил, а характеристики наддолотной трубы в зависимости от режимно-технических параметров бурения выбирают из соответствующих математических выражений. 1 з. п.ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к технологии вращательного бурения скважин с использованием компоновок бурильной колонны, содержащих компенсаторы колебаний.

Известен способ вращательного бурения скважин с использованием в компоновке бурильной колонны демпфера продольных колебаний, размещенного над утяжеленными бурильными трубами (Кайданов Э.П. О волновом разделении бурильной колонны. в кн. Динамика в бурении. Трубы ВНИИБТ, вып. 52, М. 1981, с.36-43).

Недостатком способа является низкая технологичность и недостаточная надежность. Это связано с передачей крутящего момента на долото через подвижные сопряженные элементы демпфера, необходимостью тщательной изоляции внутренней камеры от промывочной жидкости, повышенными потерями давления в бурильной колонне при нагнетании промывочной жидкости. Кроме того, в известном способе не гасятся продольные колебания долота, связанные с крутильными колебаниями бурильной колонны.

Известен способ вращательного бурения скважин, включающий спуск в скважину бурильной колонны с демпфером продольных колебаний, расположенным утяжеленными бурильными трубами, подачу в полость бурильной колонны промывочной жидкости (Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. М. Недра, 1991, с.133).

Недостатком способа является низкая надежность, связанная со сложностью конструкции демпфера, передачей вращающего момента через сопряженные элементы. Кроме того, демпфер работает в узком частотном спектре и не гасит продольные колебания долота, вызываемые крутильными колебаниями бурильной колонны.

Известен также способ бурения скважин, включающий спуск в скважину бурильной колонны, содержащей долото, наддолотную трубу, утяжеленные бурильные трубы (УБТ), колонну бурильных труб, нагнетание в полость бурильной колонны промывочной жидкости, вращение бурильной колонны ротором с подводом долота к забою и его нагружением частью (75-85%) веса утяжеленных бурильных труб. Наддолотная труба является волноводом, а переводник между трубой и УБТ, имеющий узкое, по сравнению с волноводом, проходное сечение, служит экраном для отражения акустических колебаний (А.С. N 400691 СССР, E 21 В 7/00, 1971).

Недостатком известного способа является низкая эффективность бурения, связанная со следующими причинами. Акустический экран отражает низкоамплитудные высокочастотные колебания, в то время как наиболее тяжелые высокоамплитудные колебания этим способом демпфировать физически невозможно. При этом демпфируется только тот вид колебаний, который возбуждается в результате взаимодействия зубков вооружения шарошек с забоем, а продольные колебания в виде подпрыгивания долота от забоя, связанные с периодическим закручиванием бурильной колонны, вообще не демпфируются. Отсутствие механизма гашения колебаний отрицательно влияет на эксплуатационную надежность долота и бурильной колонны, дестабилизирует заданное направление проводки скважины, ухудшает отработку долот, уменьшает механическую скорость бурения и проходку на долото. Кроме того, нагрузка на долото целиком создается за счет веса УБТ, а сила гидравлического растяжения бурильной колонны, возникающая от действия перепада давления по ее концам, никак не используется и опасно увеличивает напряженно-деформированное состояние растяжения, усугубляющееся с увеличением глубины скважины и при использовании гидромониторных долот.

В совокупности перечисленные недостатки известного способа обуславливают низкую эффективность вращательного бурения скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности бурения.

Указанная цель достигается тем, что, в известном способе бурения скважин, включающем спуск в скважину бурильной колонны, содержащей долото, наддолотную трубу, утяжеленные бурильные трубы, колонну бурильных труб, нагнетание в полость бурильной колонны промывочной жидкости, вращение бурильной колонны ротором с подводом долота к забою и его нагружением частью веса утяжеленных бурильных труб, на долото в начале разгружают постоянную составляющую силы гидравлического растяжения бурильной колонны, которую затем дополняют до установленной нагрузки частью веса утяжеленных бурильных труб, причем установленную нагрузку получают уменьшением паспортной нагрузки на сумму действующих на долото динамических составляющих гидравлических сил, а характеристики наддолотной трубы в зависимости от режимно-технологических параметров бурения выбирают из соотношений где f площадь внутреннего сечения наддолотной трубы; E₁ модуль Юнга материала колонны бурильных труб; F площадь сечения тела колонны бурильных труб; L длина колонны бурильных труб; Q установленная нагрузка на долото; G нагрузка на долото от веса УБТ; g ускорение силы тяжести; плотность промывочной жидкости; u₀ скорость распространения возмущений (звук) в бурильной колонне; E₂ модуль Юнга материала наддолотной трубы; d толщина стенки наддолотной трубы; l длина наддолотной трубы; R радиус срединной поверхности наддолотной трубы; n коэффициент Пуассона наддолотной трубы; DP избыточное внутреннее давление в полости наддолотной трубы; Z - количество зубков вооружения на периферийном венце шарошки; K коэффициент асинхронности взаимодействия зубков вооружения периферийных венцов шарошек с забоем; n частота вращения ротора (количество оборотов в секунду); D диаметр долота; d диаметр периферийного венца шарошки (размерности величин в системе СИ).

Цель изобретения достигается также тем, что избыточное внутреннее давление в полости наддолотной трубы и постоянную составляющую силы гидравлического растяжения бурильной колонны регулируют площадью проходного сечения промывочных каналов или насадок долота.

В основе способа лежат следующие физические явления.

В подвешенной над забоем бурильной колонне под действием нагнетания промывочной жидкости возникают продольные (осевые) силы, дающие в сумме результирующую гидравлическую продольную силу: где: P₁ потери давления в бурильной колонне до долота; P₂ потери давления в долоте; f₁ средняя площадь проходного сечения бурильной колонны; плотность промывочной жидкости; v скорость нисходящего потока промывочной жидкости в полости наддолотной трубы, f площадь внутреннего сечения наддолотной трубы; DP₃ потери давления в кольцевом пространстве скважины; f₂ площадь сечения кольцевого пространства скважины; q₀ весовой расход промывочной жидкости; v₀ скорость истечения промывочной жидкости из промывочных каналов или насадок долота.

В правой части баланса сил (1) первый член представляет собой силу растяжения бурильной колонны под действием напряжений трения движущейся жидкости о внутреннюю стенку бурильной колонны; второй член определяет силу растяжения бурильной колонны от избыточного давления, срабатываемого в каналах или насадках долота; третий член также представляет растягивающую силу, возникающую от перехода кинетической энергии нисходящего потока промывочной жидкости в силу давления на нижнюю внутреннюю площадку конца бурильной колонны; четвертый член выражает силу продольного сжатия бурильной колонны восходящим потоком промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины; пятый член является силой продольного сжатия колонны от реакции вытекающей из долота промывочной жидкости.

Результирующая сила Q₁ по длине колонны сверху вниз несколько уменьшается до постоянной величины Q^*₁ на ее нижнем конце. Эта постоянная (избыточная) составляющая Q^*₁ неизменна по длине колонны и при использовании долот с гидромониторными насадками достигает значительной величины. Вместе с тем, при нагружении долота бурильной колонной, растянутой избыточным внутренним давлением, физически вначале всегда происходит разгружение постоянной составляющей силы гидравлического растяжения, а уже при дальнейшей разгрузке колонны долото догружается весом УБТ. За счет этого на соответствующую величину можно уменьшить потребное количество УБТ, которые обычно разгружают на долото в размере 75-85% веса. С разгружением на долото постоянной составляющей силы гидравлического растяжения бурильной колонны (ее весом) и дополнением до установленного уровня нагружения весом УБТ в размере 75-85% их веса достигается, во-первых, установленный уровень нагружения долота меньшим количеством УБТ, во-вторых, компенсируется дополнительное (гидравлическое) растяжение колонны бурильных труб ее сжатием, так что нейтральное сечение остается в пределах колонны УБТ и устойчивость колонны не нарушается.

Физически это объясняется тем, что с увеличением внутреннего избыточного давления в полости бурильной колонны увеличивается ее изгибная жесткость, т. е. колонна превращается в предварительно напряженную конструкцию, способную воспринимать дополнительную нагрузку от собственного веса без потери продольной устойчивости. Отсюда следует вывод о целесообразности уменьшения количества УБТ в соответствии с постоянной составляющей силы гидравлического растяжения бурильной колонны. Неучет этого обстоятельства неоправдан не только с экономической, но и с технологической точки зрения, ибо чем длиннее колонна УБТ, тем больше требуется установить по ее длине опорно-центрирующих элементов. Это осложняет всю технологическую обстановку в бурящейся скважине, приводит к ухудшению показателей механического бурения и нередко заканчивается аварией. В то же время, гидравлические силы, будучи приложенными непосредственно к долоту при соответствующем уменьшении количества УБТ, приводят к уменьшению перекашивающего момента сил на наддолотной трубе, стабилизируя направление проводки скважины. По этой же причине достигается равномерное прижатие долота к поверхности забоя, чем улучшается стойкость и отработка долота. При назначении установленного уровня нагружения долота учитывают динамические составляющие гидравлических сил, возникающие вследствие продольных колебаний долота, возбуждаемых в результате силового взаимодействия зубков вооружения шарошек с забоем (зубковых колебаний долота) и направленные противоположно смещениям долота вверх от забоя. К числу этих сил относятся: сила частичного гидравлического удара при резком смещении долота навстречу нисходящему потоку промывочной жидкости; динамическая составляющая силы гидравлического удара; динамическая составляющая постоянной части силы гидравлического растяжения бурильной колонны. Сумма этих сил записывается в виде выражения: где: P₄ давление частичного гидроудара при колебательном смещении долота навстречу нисходящему потоку промывочной жидкости; А₁, ₁ амплитуда и частота продольных колебаний долота, возникающих при взаимодействии зубков вооружения шарошек с забоем (зубковых колебаний), остальные обозначения прежние.

В выражениях (2) и (3) произведение A₁²₁ является ускорением, а 2A₁₁ - скоростью колебательного движения долота.

При назначении установленной нагрузки на долото, указанную в паспорте долота нагрузку уменьшают на величину Q₂, так как эта сила, в отличие от динамических нагрузок от веса УБТ, в паспортном интервале нагрузок не учитывается.

Таким образом, итоговая (паспортная) нагрузка на долото реализуется суммой сил; Как видно из (5), при назначении установленной нагрузки нужно паспортную нагрузку уменьшить на величину Q₂ и полученное значение нагрузки осуществить суммой сил Q^*₁ и G.

Характеристики наддолотной трубы выбирают из условий гашения продольных колебаний долота, вызываемых крутильными колебаниями бурильной колонны и динамическими силами, возникающими при взаимодействии зубков вооружения шарошек с забоем. Эти условия, включающие в себя режимно-технологические параметры бурения, выводятся на основе физических законов и баланса действующих сил.

Первый вид продольных колебаний долота, связанных с крутильными колебаниями бурильной колонны, вызывается изменениями нагрузки на забой и момента сцепления долота с забоем, вследствие зубковых колебаний долота, а также периодическими возникновением момента сил трения между компоновкой низа бурильной колонны и стенкой скважины. Этот вид колебаний происходит под влиянием скручивающей силы, приводящей к резкому сокращению длины бурильных труб и прыжку долота вверх от забоя с последующим резким раскручиванием бурильных труб и возвратом долота на забой.

В момент резкого отрыва долота от забоя на конце бурильной колонны возникают противоположно направленные силы: сила частичного гидравлического удара на нижнюю площадку, движущуюся навстречу нисходящему потоку промывочной жидкости; динамическая составляющая силы частичного гидравлического удара; динамическая составляющая действующей на долото суммарной нагрузки, складывающейся из постоянной составляющей силы гидравлического растяжения бурильной колонны и части веса колонны УБТ. Сумма этих сил записывается в виде: где: А₂ и ₂ амплитуда и частота продольных колебаний (прыжков) долота, вызываемых крутильными колебаниями бурильной колонны; P₅ давление частичного гидравлического удара.

Сила Q₄ является единственным дополнительным фактором, способным удержать колонну бурильных труб от сокращения на амплитуду прыжка долота вверх при условии, что действующих статических сил для этого недостаточно.

При таком условии механизм действия силы Q₄ является компенсационным, т. е. сила Q₄ должна быть достаточной для удлинения бурильной колонны на амплитуду прыжка долота, что приближенно можно записать в виде закона Гука: Из выражений (6) и (7) можно найти Чтобы продольных прыжков долота не происходило, нужно, чтобы Это приводит к двум уравнениям: Первое уравнение (9) дает тривиальные значения f и ₂ (f , ₂ ), удовлетворяющие условию A₂_ O. Нетривиальное решение получается из второго уравнения (9): Частота рассматриваемых высокоамплитудных продольных колебаний долота приближенно равна утроенной частоте вращения ротора (об/с), т.е. для практических целей можно принять ₂= 3n (см. напр. кн. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. М. Недра, 1990, с. 140).

Тогда вместо выражения (10) можно написать: Из условия (11) следует, что площадь внутреннего сечения наддолотной трубы должна быть не менее определенного значения для гашения продольных колебаний долота, связанных с крутильными колебаниями бурильной колонны.

Кроме условия (1) характеристики наддолотной трубы должны удовлетворять еще и условию гашения колебаний бурильной колонны, возбуждаемых в результате силового взаимодействия зубков вооружения шарошек с забоем скважины (зубковые колебания). Для того, чтобы подавлялся этот вид колебаний долота, необходимо, чтобы наддолотная труба компенсировала ход долота вверх на амплитуду А₁ соответствующим сокращением ее высоты. Такое поведение трубы возможно под действием продольного сжатия и избыточного внутреннего давления в полости трубы (см. напр. кн. Прочность, устойчивость, колебания. Справочник в трех томах. Под ред. И.А. Биргера и Я.Г.Пановко. Машиностроение, М. 1968. Том 3, с. 136, 151, 152). Продольное сокращение трубы () по высоте под действием упомянутых сил определяется выражением: (обозначения величин приведены выше).

Избыточное давление в полости наддолотной трубы, создаваемое гидросопротивлениями в долоте, слегка распирает трубу. При этом труба сверху нагружена утяжеленными бурильными трубами, а разгруженная на нее же весом бурильной колонны постоянная составляющая силы гидравлического растяжения компенсирует внутренние растягивающие напряжения от действия перепада давления по концам бурильной колонны, и потому в соотношение (12) не входит. С нижнего конца труба периодически поджимается динамической силой, возникающей при перекатывании шарошек по забою. В результате действия в полости трубы избыточного давления каждый продольный элемент стенки трубы работает в качестве упругой полости, воспринимающей с одного конца периодические воздействия продольной силы и амортизирующей колебания груза (массы УБТ), лежащего на другом конце полости, за счет сокращения высоты трубы, причем полоска находится в состоянии упругой устойчивости вследствие предварительного придания ей небольшого одностороннего изгиба наружу, вызванного действием внутри трубы избыточного давления. При этом наряду с постоянной составляющей избыточного давления в полости трубы, равной по величине перепаду давления на долоте, в полости трубы синхронно с ходом долота вверх возникает дополнительное повышение давления как следствие резкого смещения площади внутреннего поперечного сечения трубы навстречу нисходящему потоку промывочной жидкости, что сопровождается частичным гидравлическим ударом.

Таким образом, входящее в выражение (12) избыточное давление в полости трубы складывается из суммы P = P₂+P₄. Синхронность повышения давления в полости трубы с ходом долота вверх и уменьшения давления при ходе долота вниз обусловливает самонастраивающийся режим демпфирования зубковых колебаний долота, ибо чем интенсивнее колебания, тем больше давление частичного гидроудара и тем шире распирается труба, а, следовательно, и пропорционально увеличению амплитуды колебаний долота увеличивается амплитуда сокращения высоты оболочки, нейтрализуя продольные смещения долота. Однако для реализации такого демпфирования жесткость трубы должна быть не выше определенного уровня, который зависит от интенсивности зубковых колебаний и режимно-технологических параметров бурения.

Известно, что условием эффективного демпфирования в подобных колебательных системах является соотношение: где: в рассматриваемом положении, М масса разгружаемой на долото колонны УБТ; C жесткость наддолотной трубы к продольному нагружению, остальные обозначения прежние (см. напр. кн.Пановко Я.Г. Введение в теорию механических колебаний. М. Наука, 1971, с. 118-119).

Входящая в соотношение (13) частота зубковых колебаний долота w₁ определяется выражением: (см. напр. кн. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. М. Недра, 1990, с. 129).

Входящий в формулу (14) коэффициент асинхронности взаимодействия зубков периферийных венцов шарошек с забоем (К) для трехшарошечного долота теоретически может находиться в интервале от 1 до 3, а практически равен 3.

Из выражений (13), с учетом (12) и (14), получается: Как видно, соотношения (11) и (15) выражают условия предотвращения продольных колебаний долота, возбуждаемых крутильными колебаниями бурильной колонны, и демпфирования продольных колебаний долота, происходящих в результате силового взаимодействия зубков вооружения шарошек с забоем. Характеристики наддолотной трубы входят в оба упомянутые условия, в связи с чем они должны одновременно удовлетворять режимно-технологическим параметрам бурения скважин.

Для создания необходимого избыточного давления в полости наддолотной трубы и получения достаточно высокой постоянной составляющей силы гидравлического растяжения бурильной колонны, технологически наиболее просто и приемлемо выполнить соответствующий подбор площади проходного сечения промывочных каналов или насадок долота, что также предусмотрено заявляемым способом.

Таким образом, заявляемый способ вращательного бурения скважин отличается следующими техническими преимуществами: повышается эксплуатационная надежность и долговечность бурильной колонны; уменьшается потребность в УБТ и металлоемкость бурильной колонны; обеспечивается равномерное нагружение и прижатие долота ко всей поверхности забоя с улучшением его обработки, увеличением проходки на долото и механической скорости бурения; стабилизируется направление проводки скважины, улучшается состояние ствола скважины. Перечисленные технические преимущества обеспечивают повышение эффективности вращательного бурения скважин.

На фиг. 1 показана схема осуществления способа; на фиг. 2 распределение гидродинамических давлений; на фиг. 3 распределение продольных гидравлических сил; на фиг. 4 распределение продольных напряжений по длине бурильной колонны.

На фиг. 1 обозначено: 1 буровое трехшарошечное долото; 2 наддолотная труба; 3 утяжеленные бурильные трубы (УБТ); 4 стальные бурильные трубы (СБТ); 5 поток промывочной жидкости. На фиг. 2 обозначено: P - гидродинамическое давление; 6 изменение по длине колонны СБТ: 7 изменение по длине колонны УБТ; 8 перепад в долоте; 9 изменение по высоте кольцевого пространства скважины. На фиг. 3 обозначено: Q продольные силы по длине бурильной колонны; 10 растягивающая от перепада давления по длине бурильной колонны в ее полости (включая долото); 11 сжимающая от перепада давления по высоте кольцевого пространства; 12 результирующая от сложения продольных гидравлических сил; 13 постоянная (по длине бурильной колонны) составляющая результирующей силы гидравлического растяжения бурильной колонны. На фиг. 4 обозначено: + растягивающие продольные напряжения в бурильной колонне; -- сжимающие продольные напряжения в бурильной колонне; 14 распределение продольных напряжений в бурильной колонне при разгружении на долото только части веса колонны УБТ и местоположение при этом нейтрального сечения 15 в отсутствие избыточного давления в полости колонны; 16 распределение продольных напряжений в бурильной колонне, разгруженной на долото полным весом колонны УБТ и частью колонны СБТ и местоположение при этом нейтрального сечения 17 в отсутствие избыточного давления в полости колонны; 18 - распределение по длине колонны растягивающих напряжений от действия постоянной составляющей силы гидравлического растяжения колонны; 19 распределение продольных напряжений в бурильной колонне; разгруженной на долото на величину силы гидравлического растяжения бурильной колонны в части веса колонны УБТ; напряжения, определяемые отношением постоянной составляющей силы гидравлического растяжения бурильной колонны к площади поперечного сечения тела колонны; напряжения, определяемые отношением веса разгруженной части колонны УБТ к площади поперечного сечения ее тела.

Способ осуществляют следующим образом.

Задаются исходными данными и по формулам (1) (5) определяют постоянную составляющую силы гидравлического растяжения бурильной колонны, динамическую составляющую гидравлических сил, нагрузку от веса УБТ и соответствующее необходимое количество УБТ для комбинированного нагружения долота до установленного уровня.

В соответствии с запроектированным режимом бурения, принятым типом долота определяют приемлемые характеристики наддолотной трубы по соотношениям (11) и (15). При необходимости производят корректировку величины внутреннего давления в полости наддолотной трубы и постоянной составляющей силы гидравлического растяжения колонны за счет соответствующего подбора площади проходного сечения промывочных каналов или насадок долота и расхода промывочной жидкости.

Спускают в скважину бурильную колонну, содержащую долото 1, наддолотную трубу 2, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) 3, колонну бурильных труб 4, нагнетают в полость бурильной колонны промывочную жидкость 5. Вращают бурильную колонну ротором с подводом долота 1 к забою скважины. Весом бурильной колонны плавно разгружают на долото постоянную составляющую силы гидравлического растяжения бурильной колонны, которую затем дополняют до установленной нагрузки частью (75 85) веса колонны УБТ.

Нагнетание в бурильную колонну промывочной жидкости связано с существованием гидродинамического распределения давлений в колонне СБТ (6), УБТ (7), на долоте (8) и по высоте кольцевого пространства (9). Гидродинамический перепад давления в бурильной колонне, включая долото, дает силу гидравлического растяжения, распределенную по графику 10, а обратный по направлению перепад давления в кольцевом пространстве создает сжимающую силу, распределенную по графику 11. Сложение сил 10 и 11 дает результирующее распределение силы гидравлического растяжения 12, часть которой 13 является ее постоянной составляющей, неизменной по длине бурильной колонны.

При разгружении на долото только части веса колонны УБТ, распределение напряжений 14 по длине колонны таково, что разгруженная часть колонны УБТ с нижнего конца охвачена продольными сжимающими напряжениями, а вышележащая часть колонны УБТ и колонна СБТ растянуты силой собственного веса. Сжатый и растянутый участки бурильной колонны разделены нейтральным сечением 15, где продольные напряжения равны нулю. Нейтральное сечение 15 расположено в верхней части колонны УБТ. Если, в отсутствие в полости бурильной колонны избыточного давления, разгрузить на долото полный вес колонны УБТ и еще часть веса колонны СБТ величиной Q^*₁, то продольные напряжения по длине бурильной колонны распределяются по прямой 16, а нейтральное сечение переместится на колонну СБТ в положение 17. При этом верхняя часть колонны СБТ (относительно нейтрального сечения 17) остается растянутой; а нижний отрезок СБТ между нейтральным сечением и верхним концом колонны УБТ оказывается сжатым. Такое положение нейтрального сечения недопустимо, так как сжатый отрезок колонны СБТ изгибается и теряет устойчивость, а ее замковые соединения ослабляются.

От действия в полости бурильной колонны только избыточного внутреннего давления, создающего растягивающую силу Q^*₁, по длине бурильной колонны действуют растягивающие напряжения, подчиняющиеся равномерному распределению 18.

От сложения распределений продольных напряжений 18 и 16 получается результирующее распределение напряжений 19, совпадающее с распределением 14, откуда видно, что при разгружении на долото постоянной составляющей силы гидравлического растяжения бурильной колонны и части веса колонны УБТ, нейтральное сечение остается в интервале колонны УБТ, а СБТ и УБТ выше нейтрального сечения находятся в напряженно-деформированном состоянии растяжения, что отвечает условиям безопасной работы бурильной колонны.

Использование гидродинамических сил для нагружения долота позволяет существенно уменьшить количество УБТ в комплексе низа бурильной колонны, а следовательно, уменьшить необходимое количество опорно-центрирующих элементов, отрицательно влияющих на процесс бурения.

В результате вращения бурильной колонны изменяется момент сцепление долота 1 с забоем под действием зубковых колебаний и периодически возникает момент силы трения нижней части колонны о стенку скважины, что приводит к периодическому закручиванию колонны бурильных труб 4 и их сокращению в длине. Под воздействием резкого сокращения длины труб 4 долото 1 стремится оторваться от забоя, однако этому препятствует встречная сила частичного гидравлического удара нисходящего потока промывочной жидкости 5, возникающая на площади внутреннего сечения наддолотной трубы 2. Так как эта сила создает фиктивную массу, а долото 1 движется с колебательным ускорением, то этому движению препятствует сила инерции упомянутой фиктивной массы, а также инерционная составляющая разгруженной на долото силы гидравлического растяжения и части веса колонны УБТ.

Поскольку произведение площади внутреннего сечения наддолотной трубы 2 на давление гидравлического удара дает величину силы, а упомянутая площадь выбрана из условия (11) предотвращения прыжков долота от крутильных колебаний бурильной колонны, то этот вид колебаний долота предотвращается. Одновременно демпфируются и колебания бурильной колонны, связанные с зубковыми колебаниями долота 1, что обеспечивается выбором характеристик наддолотной трубы 2 в зависимости от режимно-технологических параметров бурения по соотношению (15).

При этом под действием продольных сжимающих сил и внутреннего избыточного давления в полости наддолотной трубы, складывающегося из перепада давления на долоте и давления частичного гидравлического удара при резком смещении долота 1 навстречу нисходящему потоку промывочной жидкости 5, наддолотная труба 2 слегка распирается и под действием массы УБТ сокращается по высоте, компенсируя смещение долота вверх при перекатывании по забою.

Совокупное действие, в процессе вращательного бурения, всех перечисленных эффектов обеспечивает: стабилизацию направления проводки скважины; улучшение состояния ствола скважины; увеличение проходки на долото и механической скорости бурения; уменьшение металлоемкости бурильной колонны; повышение эксплуатационной надежности и долговечности бурильной колонны. В итоге заявленный способ повышает эффективность вращательного бурения в целом.

Формула изобретения

1. Способ бурения скважин, включающий спуск в скважину бурильной колонны, содержащей долото, наддолотную трубу, утяжеленные бурильные трубы, колонну бурильных труб, нагнетание в полость бурильной колонны промывочной жидкости, вращения бурильной колонны ротором с подводом долота к забою и его нагружением частью веса утяжеленных бурильных труб, отличающийся тем, что на долото вначале разгружают постоянную составляющую силы гидравлического растяжения бурильной колонны, которую затем дополняют до установленной нагрузки частью веса утяжеленных бурильных труб, причем установленную нагрузку получают уменьшением паспортной нагрузки на сумму действующих на долото динамических составляющих гидравлических сил, а для гашения продольных колебаний долота, связанных с крутильными колебаниями бурильной колонны, и гашения колебаний бурильной колонны, возбуждаемых в результате силового взаимодействия зубков вооружения шарошек с забоем скважины, характеристики наддолотной трубы в зависимости от режимно-технологических параметров бурения выбирают из соотношений где f площадь внутреннего сечения наддолотной трубы, м²; E₁ модуль Юнга материала бурильных труб, Па; F площадь сечения тела бурильных труб, м²; L длина колонны бурильных труб, м; Q установленная нагрузка на долото, Н; n частота вращения ротора, с^-1; q ускорение силы тяжести, м/см²; плотность промывочной жидкости, кг/м³; U₀ скорость распространения возмущения (звука) в бурильной колонне, м/с; E₂ модуль Юнга материала наддолотной трубы, Па; d толщина стенки наддолотной трубы, м; l длина наддолотной трубы, м; G нагрузка на долото от части веса УБТ, Н; R радиус срединной поверхности наддолотной трубы, м; n коэффициент Пуансона наддолотной трубы (0,28 0,30); DP избыточное давление внутреннее в полости наддолотной трубы, Па; K коэффициент асинхронности взаимодействия зубков вооружения шарошек с забоем (для трех шарошечного долота к=1 3); Z количество зубков вооружения на периферийном венце шарошки; D диаметр долота, м; d диаметр периферийного венца шарошки, м.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что избыточное внутреннее давление в полости наддолотной трубы, постоянную составляющую силы гидравлического растяжения бурильной колонны регулируют площадью проходного сечения промывочных каналов или насадок долота.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4