21. Методы получения информации из бурящихся скважин. Приборы контроля параметров режима бурения. Принципы управления работой долота при углублении скважин.

В основном информацию с забоя получают через бурильную колонну с применением показывающих или регистрирующих приборов. Также информацию получают с помощью автономных записывающих устройств, размещаемых в бурильном инструменте. По гидравлическому каналу с помощью различных расходомеров а также гидро турбо тахометров (его устанавливают над турбобуром и он через каждые 100 об. вала турбобура перекрывает один из клапанов, тем самым посылая импульс давления, который улавливается на забое). К сожалению информация часто сильно искажается причем по независящим от канала связи причинам. Один из самых точных путей передачи информации с забоя является эл. кабель, но ни всегда возможна его применение. Существует радиоканал связи с забоем скважины, но дальность передачи сигнала в скважине без больших помех мала. Информация получаемая по колонне и потоку промывочной жидкости искажается различными помехами, на показания ГИВ влияют силы трения колонны о стенки скважины. Существуют пульты контроля параметров бурения «ПКБ», применяя которые можно посылать сигналы на РПД-Э об изменении G.

Принципы управления работой долота при углублении скважин сводятся либо на ручное управление нагрузкой (поГИВ) либо с применением различных устройств подачи долота УПД и регуляторов подачи долота РПД, наземные и забойные ЗМП, пассивного и полуавтоматического типа (РПДЭ-3, СВМ, АСВ), регулятор с порошковым электромагнитным тормозом.

22.Методика проектирования бурильной колонны (без приведения расчетных формул на устойчивость колонны).

Определяют наружный диаметр колонны из условий возможных минимумов потерь напора в гидравлическом тракте скважины и гидроудара в её затрубном пространстве при СПО.

Выбирается тип бурильных труб. При этом предусматривается снижение веса труб и их механического износа в процессе эксплуатации, эффективное проведение всех технологических операций по углублению скважины и по ликвидации осложнений и аварий с бурильным инструментом.

Определяют число секций бурильной колонны и место размещения в колонне секций с разными диаметральными размерами и свойствами труб для достижения возможных в конкретных условиях проходки на долото и мех. скорости проходки путем управления динамической работой колонны в скважине.

Далее обосновывают целесообразность и необходимость включения в нижнюю часть колонны различных элементов (амортизаторов, специальных переводников, разделителей , центраторов и др )позволяющих успешно управлять динамикой всего бурильного инструмента, процессом углубления скважины, а также траекторией оси скважины согласно заданному профилю. Рассчитывают длины секций или участков колонны, а при необходимости и других ее элементов. Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД.

Длину УБТ можно определить как

где С_м - скорость звука в материале УБТ (для стальных труб С_м= 5100 м/с); Т_д - период продольных эубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя, с; l_зу- длина бурильного инструмента от забоя до УБТ, м; l_зо - длина инструмента от забоя до середины верхней осевой опоры ГЗД, м. Длину стальных труб, необходимую для обеспечения осевой нагрузки на долото при колонне, составленной из разных по диаметру труб или из различных типов труб, например из ПК и Д16 Т, рассчитывают по формуле

,

где G , G_у , G_зд. - осевая нагрузка на долото, вес УБТ и забойного двигателя с присоединяемыми к его валу элементами, кН; b_а - учитывает Архимедову силу; b_а=1-_ср/_пк; _ср, _пк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК; q_пк - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН/м. Выбирают методику расчета бурильной колонны на прочность и устойчивость, обосновывают необходимость определенного вида расчета колонны на прочность и производят расчеты. Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны (из труб ПК и Д16 Т) при наиболее тяжелых условиях ее работы, когда она поднимается из искривленной скважины с относительно большой скоростью при циркуляции жидкости в скважине (буровые насосы включены):

где К_дк=1,3 - коэффициент динамичности при резком подъеме или спуске колонны;

F_тл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м²; F_тл =0,785(d²_нл -d²_вл); d²_нл, d²_вл – наружный и внутренний диаметры ЛБТ (Д16 Т), м; q_у - вес 1 м УБТ, Н/м; q_л, l_л - вес 1м в воздухе и длина ЛБТ, соответственно, Н/м и м; b_л - величина b_а для ЛБТ; Р_т, Р_д - перепад в турбобуре и долоте, Па; G_тр - величина сил трения колонны о стенки скважины (силы сопротивления, которые определяются расчетным или опытным путем), Н; С_зд - в Н; F_вн - м². После расчета _р проверяют выполнение условия

где _т - предел текучести рассчитываемых на прочность труб (в нашем примере - для ЛБТ), МПа или Па; К = 1,3-1,8, причем коэффициент запаса прочности выбирается в зависимости от условий проводки скважины и типа труб .

Для роторного:

Статические касательные напряжения находят согласно положениям сопромата:

где М_кр - суммарный крутящий момент, приложенный в сечении трубы, который в общем случае равен М_кр=М_д + М_х + М_i , М_д - момент, возникающий при работе долота по разрушению пород; М_х - крутящий момент на вращение колонны в скважине; М_i - момент на вращение маховика, калибраторов и др.; W_кр - момент сопротивления кручению трубы. Величина М_х определяется через мощность, расходуемую на холостое вращение колонны. _р – рассчитывается также как при турбинном способе с исключением Р_т, G_зд. После расчета _р проверяют выполнение условия.