21. Расчет амплитуды и частоты осевых зубцовых вибраций долота при роторном бурении.

. Частота осевых зубцовых вибраций долота при роторном бурении.

При n=100 об/мин.

h₀= r- OO₁ r = r_ш

ОО₁ = r cos ф₃

h_t = h₀ sin (w₃ t + ф)

ф-фаза вибраций

w₃ – круговая частота вибраций

w₃= 2Пи

В бурении отдельно рассматривают осевые (продольные), крутильные и изгибные (поперечные) коле­бания. Осевые и поперечные колебания бурильной колонны вызва­ны обычно изменением осевых и поперечных усилий, а также кру­тящих моментов (М). Крутильные колебания обусловливаются непосредственно изменением М или являются следствием возникно­вения осевых и поперечных вибраций бурильной колонны.

Диапазон собственных частот бурильной колонны, широк, а диапазоны частот вынужденных осевых, изгибных и крутильных колебаний, хотя и более ограничены, но имеют также широкий для механи­ческой системы спектр.

Колебания, вызванные периодической подачей жидкости буровыми насосами; частота их в зависимости от типа и числа работающих буровых насосов меняется в среднем от 0,9 до 9 Гц, а амплитуда после компенсаторов на насосах находится в преде­лах 0,5...0,7 МПа и с увеличением глубины скважины до 1500 м может снижаться в призабойной части до нуля в связи с интен­сивным затуханием вибраций в потоке жидкости.

Колебания, пропорциональные частоте вращения бурильной колонны или долота – f_n = n (здесь n - в 1/с). При роторном бу­рении f_n = (0,5... 3) Гц, h_n = 5...12 мм (реже до 25 мм); при тур­бинном бурении f_nт= 4...8 Гц, h_nт = 0...3мм.

23. Скорость определяется как первая производная от hз (t) = h₀ sin(ωt+ φ), а ускорение как вторая производная. Тогда получаем что Vз=h₀ω cos(ωt+ φ), а ε_З= -h₀ω² sin(ωt+ φ)

где ωt, φ - соответственно угловая частота продольных зубцовых вибраций долота и фаза таких колебаний.

h₀ – начальная амплитуда вибраций

22.Можно выделить 2 вида мероприятий: технологические и технические приемы.

Технологические методы (приемы).

Изменяют параметры режима углубления скважины (в том числе Gст и Gд), давление P_R, гидравлическую осевую нагрузку на вал ГЗД, осевую нагрузку на пяту двигателя и скорость истечения жидкости из насадок (Vи) и др. При этих методах меняется частота n и соответственно величины f и h нескольких видов вибраций; при изменении осевых усилий и соотноше­ний между ними меняют загрузку ГЗД и долота и, естественно, меняют ве­личины амплитуд вибраций. Скорость Vи позволяет несколько снизить скорость вдавливания зуба долота в породу.

Заменяют промывочную жидкость или изменяют ее плотность и вязкость. Так, с увеличением ρ₁ повышаются: вращающий момент турбобура, перепад давления в нем, дифференциальное давление

Технические приемы.

1. Заменяют тип буровых насосов - снижают пульсации давления Рн.

2) Изменяют компоновку бурильного инструмента.

3) Можно ком­поновку колонны составить из нескольких секций ЛБТ, расположенных между секциями стальных труб; при этом демпфирующие свойства колон­ны могут значительно усилиться.

4) Вводят в нижнюю часть бурильного инструмента калибраторы, цен­траторы. Таким образом меняют место опоры инструмента в скважине и зазор между ним и стенками скважины, т.е. изменяют амплитуду и форму колебаний.

5) В состав инструмента включают: преобразователи части нагрузки на долото в динамическую -Gд (устройства, вдоль оси которых движется масса, например, из отрезка УБТ); усилители Gд, что дает возможность повысить амплитуду некоторых вибраций и повы­сить Vм.

6) Размещают в компоновке бурильного инструмента (или в колонне) разделители и отражатели. Разделитель и отра­жатель представляют собой устройства, в которых имеется элемент с ма­лой жесткостью, не пропускающий определенный вид вибраций от одной части колонны к другой или резко снижающий амплитуду колебаний.

7) Применяют амортизаторы (демпферы). Конструкций амортизаторов разработано несколько десятков.

24.В бурении отдельно рассматривают осевые (продольные), крутильные и изгибные (поперечные) коле­бания. Осевые и поперечные колебания бурильной колонны вызва­ны обычно изменением осевых и поперечных усилий, а также кру­тящих моментов (М). Крутильные колебания обусловливаются непосредственно изменением М или являются следствием возникно­вения осевых и поперечных вибраций бурильной колонны.

Диапазон собственных частот бурильной колонны, широк, а диапазоны частот вынужденных осевых, изгибных и крутильных колебаний, хотя и более ограничены, но имеют также широкий для механи­ческой системы спектр.

Колебания, вызванные периодической подачей жидкости буровыми насосами; частота их в зависимости от типа и числа работающих буровых насосов меняется в среднем от 0,9 до 9 Гц, а амплитуда после компенсаторов на насосах находится в преде­лах 0,5...0,7 МПа и с увеличением глубины скважины до 1500 м может снижаться в призабойной части до нуля в связи с интен­сивным затуханием вибраций в потоке жидкости.

Колебания, пропорциональные частоте вращения бурильной колонны или долота – f_n = n (здесь n - в 1/с). При роторном бу­рении f_n = (0,5... 3) Гц, h_n = 5...12 мм (реже до 25 мм); при тур­бинном бурении f_nт= 4...8 Гц, h_nт = 0...3мм.