Tekhnologia_burenia_NGS

«Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

1. Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

2. Конструкции труб ТБпк и Д16-Т, привести схему; состав материала этих труб.

3. Формулы для расчета длин УБТ при разных способах бурения скважин.

4. Выражение для расчета максимальной растягивающей нагрузки, действующей на верх- нюю часть бурильного инструмента при подъеме его из скважины.

5. Методика проектирования бурильной колонны.

6. Понятие о вибрациях бурильного инструмента. Расчет частоты осевых вибраций долота при роторном бурении скважин.

7. Охарактеризовать роль вибраций на работу различных элементов бурильного инстру- мента и на ТЭП.

8. Понятие о режиме углубления скважин и его параметрах. Методика проектирования ре- жима при турбинном бурении.

9. Методика проектирования расхода промывочной жидкости при разных способах буре- ния. Как окончательно принимают величину проектного расхода?

10. Проектирование диаметра струйных насадок долота при известной величине пе- репада в его промывочном узле (Рдт); функции Рдт.

11. На технологической схеме турбобура типа ЗТСШ1 показать основные осевые усилия, действующие на его узлы.

12. С применением простой схемы показать, как реализуется мощность на разруше- ние породы (Np) при вдавливании в нее зуба долота.

13. Устройство ВЗД м его технико-технологическая характеристика.

14. Изложить методику выбора ГЗД в зависимости от мощности, необходимой для разрушения породы на забое скважины.

15. Написать выражение для расчета момента сопротивлений валу ГЗД.

16. Способы бурения скважин и виды режимов углубления скважин.

17. Понятия о вибрациях с повышенными амплитудами; методы снижения таких ам- плитуд.

18. Основные формулы для расчета осевых усилий на забой скважины, на долото и на долото по приборам на устье скважины.

19. Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели ЗТСШ1.

20. Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок.

1.Функции бурильной колонны и усилия возникающие в ней при проводке скважины. Как формируют осевое усилие на долото при углублении скважины?

Бурильная колонна - связующее звено между долотом, работающим на забое скважины, или каким либо участком скважины и наземным оборудованием.

Функции бурильной колонны:

При роторном бурении: за счет веса колонны создастся осевая нагрузка на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ротора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся

породы, а также для охлаждения элементов бурильного инструмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются отклоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направлении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или пробоотборники, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мосты в скважине.

При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспринимает реактивный момент забойного двигателя.

Кроме того, по внутреннему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД. При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтируется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия.

При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых усилий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, движущейся в канале колонны.

Для обеспечения осевой нагрузки на долото, рассчитывают через длину стальных труб по формуле:

,

где: G, Gу, Gз - соответственно осевая нагрузка на долото, вес УБТ и забойного двигателя с присоединенными к его валу элементами, кН; b - учитывает Архимедову силу;

, Рш – твердость горных пород по штампу, МПа, (Па); Fк – проекция площади контакта нескольких зубцов долота в момент окончания единичного силового контакта (вдавливания) зубцов с породой.

1, пк - соответственно

промывочной жидкости и труб ПК;

qпк - вес одного метра труб ПК в воздухе с учетом замковых соединений, кН.

При определении G следует учитывать, что G должна, быть выше нагрузки на породы на величину гидравлического усилия под долотом:

,

где: Vн - скорость истечения промывочной жидкости из насадок долота, м/с;

Fн - общая площадь насадок долота, м2;

- размерность 1 в кг/м3.

Для бурения скважин в условиях Среднего Приобья G  25 МПа и легко измеряется на буровой

2. Конструкции труб ТБПК и Д16-Т, привести схему; состав материала этих труб.

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных кон­цах нарезается замковая резьба 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок. увеличивают толщину стенки.

Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

ТБП выпускают в соответствие с ГОСТом Р 50278 трех разновидно­стей: ПВ - с внутренней высадкой;

ПК - с комбинированной высадкой;

ПН - с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м.

Присоединительные концы - бурильные замки - изготовляют из стали 40 ХН для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА

Основные параметры ТБП, наиболее распространенные в Западной Сибири:

условные диаметры труб 114, 127, 140 мм («условный» - означает округленный до целого значения);

условная толщина стенки 9, 11, 13 мм

типоразмеры замков ЗП-159, ЗП-162, ЗП-178 (где 159, 162,

178 - наружный диаметр

бурильного замка), соответственно для труб с услов­ным диаметром 114, 127, 140;

присоединительная резьба, соответственно, 3-122; 3-133; 3-147;

средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб при­близительно равна 32 кг.

В качестве элементов, вводимых в состав сплава и улучшающих его свойства, используют медь (занимает порядка 4,4 процента массы), магний (1,5 процента), марганца (0,5 процента) и небольшое количество кремния и железа.

применяют при бурении с использованием забойных гид­равлических двигателей. Низкая плотность материала - 2780 кг/м³ (у стали 7850 кг/м³) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без по­тери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний») для повышения износостойкости, упрочняемая термообработкой и полу­чившая шифр Д16Т.

Предел текучести Д16Т составляет 330 МПа. Буриль­ные замки для ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016-46 из стали мар­ки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции - ЗЛ.

Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

условные диаметры труб 114, 129, 147 мм;

условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;

типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172 - наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с услов­ным диаметром 114, 129, 147;

присоединительная резьба, соответственно, 3-121; 3-133; 3-147;

средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб при­близительно равна 16 кг.

3.Формулы для расчета длин УБТ при разных способах бурения скважин.

Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД. Длину УБТ можно определить как:

,

где: с - скорость звука в материале УБТ (для стальных труб с  5100 м/с);

Тд - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя , с;

L₁ - длина бурильного инструмента от забоя до УБТ, м;

L₂ - длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, м;

Если величина периода Т (Тн) определяется при предполагаемом недеформируемом забое, то

.Расчет длины УБТ При роторном бурении:

можно производить расчет по любой из двух формул

1) L_у1= (Gср – Gг.р.) / (qу*Ba)

2) L_у2= С*Т_д/2

Gг.р.=F_вн*P_д

Fвн = 0,785*dвн.

где: с - скорость звука в материале УБТ (для стальных труб с  5100 м/с);

qу-вес 1м УБТ

dвн-внутренний диаметр одноразмерной колонны б.т.

Формируется в составной колонне Gг.р

Bа-учитывает архимедову силу, Ba=1-pср/pпк.

pср,pпк-соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК;

.

4. Расчет максимальной растягивающей нагрузки, действующая на верхнюю часть бурильного инструмента при подъеме из скважин

Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны (из труб ПК и Д16-Т) при наиболее тяжелых условиях для колонны, когда колонна поднимается из искривленной скважины с относительно большой скоростью при циркуляции жидкости (буровые насосы включены) в скважине:

,

где: Кд - коэффициент динамичности при подъеме или спуске колонны;

Fтл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м2;

;

dнл, dвл - наружный и внутренний диаметры ЛБТ (Д.16-Т), м;

qу - вес 1 м УБТ, Н;

qл, lл - вес 1 м и длина ЛБТ соответственно, Н/м и м;

b – сила Архимеда

1, пк - соответственно плотности промывочной жидкости и труб ПК;

G_з - вес забойного двигателя, кН;

L_у – длина УБТ

Рт, Рд - соответственно перепад в турбобуре и долоте Па;

Fв - площадь поперечного сечения канала труб, м2;

Gтр - величина сил трения колонны о стенки скважины (силы сопротивления, которые определяются расчетным или опытным путем), Н.

После расчета р проверяем выполнение условия:

,

где: т - предел текучести рассчитываемых на прочность труб (в нашем примере - для ЛБТ), МПа или Па;

Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении с забойными двигателями; Кз = 1,3…1,6 в зависимости от условий проводки скважины и типа труб.

5. Методика проектирования бурильной колонны.

1)Определяют наружный диаметр колонны из условия возможных минимумов потерь напора в гидравлическом тракте скважины и гидроудара в её затрубном пространстве при СПО. Выбирается тип б.т. Определяют число секция б.к. и место их размещения в колонне с разными диаметральными размерами и свойствами труб для достижения максимально возможных в конкретных условиях проходки на долото и механической скорости проходки путем управления динамической работой колонны в сважине. Далее обосновывают целесообразность и необходимость включения в нижнюю часть колонны элементов(калибраторов, центраторов, амортизаторов).

Далее обосновывают целесообразность и необходимость включения в нижнюю часть колонны элементов(калибраторов, центраторов, амортизаторов).

2)Расчет длины УБТ при бурении с ГЗД.

Lу = Cм*Тд/2 – (Lзу-Lзо), См-скорость звука в материале УБТ, для стали =5100м/с. Тд-период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя, с. Lзу и Lзо –длина б.и. от забоя до УБТ и от забоя до середины верхней осевой опоры ГЗД соответственно, м

Расчет длины УБТ при роторном бурении можно производить по любой из двух формул:

1) Lу1= (Gср – Gг.р.) / (qу*Ba)

2) Lу2= См*Тдр/2

Gг.р.=Fвн*Pд

Fвн = 0,785*dвн.

.

dвн-внутренний диаметр одноразмерной колонны б.т. Формируется в составной колонне Gг.р

Bа-учитывает архимедову силу, Ba=1-pср/pпк.

3)Определение длины труб наддолотного комплекта или стальных труб в колонне с применением ЛБТ. Расчет длины стальных труб: Lпк=

G, Gy, Gубт – осевая нагрузка на долото, вес забойного двигателя и УБТ. Bа-учитывает архимедову силу, Ba=1-pср/pпк. qпк-вес одного метра труб ПК.

4)Расчет колонны на прочность при турбинном бурении. Учитывается воздействие на колонну растягивающих усилий, а действие остальных нагрузок учитывается коэффициентом запаса.

Растягивающие напряжения определяют в верхнем сечении б.к., при наиболее тяжелых условиях ее работы, когда она поднимается из искривленной скважины с относительно больой скоростью при включенных буровых насосах 5)Расчет бурильной колонны на прочность, при её работе в клиновом захвате.

6)Для разных целей, например для получения информации о характере оси изогнутой б.к. при проводке скважины в заданном направлении или произвольном искривлении её оси, производят расчеты колонны на устойчивость.

7)Расчет колонны на прочность и выносливость при роторном бурению:

результирующее напряжение

Статические касательные напряжения находят согласно положениям сопромата:

где Мкр - суммарный крутящий момент, приложенный в сечении трубы, который в общем случае равен

Мкр=Мд + Мх + Мi , Мд - момент, возникающий при работе долота по разрушению пород;

Мх - крутящий момент на вращение колонны в скважине; Мi - момент на вращение маховика, калибраторов и др.;

Wкр - момент сопротивления кручению трубы.

Величина Мх определяется через мощность, расходуемую на холостое вращение колонны.

р – рассчитывается также как при турбинном способе с исключением Рт, Gзд.

Проектирование б.к. считается законченным, когда выбрана наиболее экономичная компоновка колонны, а её прочность отвечает условиям бурения скважины в заданном районе

6. Понятие о вибрациях бурильного инструмента. Расчет частоты осевых вибраций долота при роторном бурении скважин.

Разрушение горных пород на забое скважины зависит от работы всего бурильного инструмента и потока промывочной жидкости, прокачиваемой буровыми насосами. Причем воздействие бурового инструмента на породу определяется в основном его поведением в динамике. Принято выделять статическую (Gст) и динамическую (Gд) нагрузку на забой (долото).

Так при динамических нагрузках механические возмущения в любом элементе б.и., в массиве горной породы и в потоке б.п.ж. вызывают упругие волны, распространяющиеся в возмущенной среде. Каждая волна несет потенциальную энергию деформации и кинетическую энергию движения, при этом энергия затрачивается на упругие и пластические деформации элементов б.и.(часть её идет на разрушение г.п., а часть рассеивается в виде тепла).

Энергия колебания по мере увеличения расстояния её пробега уменьшается, приближаясь к нулю(вибрация затухает). Источники вибрации при роторном бурении(ротор и буровые насосы), при турбинном(буровые насосы, снабжающие энергией турбобуры). Волны, бегущие от долота к колонне, состоят из равных по длине полуволн сжатия и растяжения. Практически каждый участок колонны при движении в ней волны переходит в динамически возмущенное состояние с длиной волны

(Т-период вибраций).

T=1/ ,

=2 Rn/ , n-скорость ротора об/мин.

Частота осевых зубцовых вибраций долота при роторном бурении.

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= 2

7. Охарактеризовать роль вибраций на работу различных элементов бурильного инструмента и на ТЭП.

Принято выделять статическую(Gст) и динамическую(Gд) нагрузку на забой(долото). Процесс вибрации в б.и. появляется при его динамическом поведении. Так при динамических нагрузках механические возмущения в любом элементе б.и., в массиве горной породы и в потоке б.п.ж. вызывают упругие волны, распространяющиеся в возмущенной среде.

Каждая волна несет потенциальную энергию деформации и кинетическую энергию движения, при этом энергия затрачивается на упругие и пластические деформации элементов б.и.(часть её идет на разрушение г.п., а часть рассеивается в виде тепла).

Энергия колебания по мере увеличения расстояния её пробега уменьшается, приближаясь к нулю(вибрация затухает). Источники вибрации при роторном бурении(ротор и буровые насосы), при

турбинном(буровые насосы, снабжающие энергией турбобуры).

Причины появления колебаний в скв. оборудовании: 1-периодичность подачи жидкости буровым насосом. 2-взаимодействие колонны со стенками скважин. 3-характер работы забойного двигателя и долота на забое скважины..

Колебания: 1-осевые(продольные), 2-крутильные, 3-изгибные (поперечные). При равенстве вынужденной и собственной частоты колебаний может возникнуть явление резонанса, что приведет к повышению напряжений в б.и. и поломкам.

При излишней вибрации происходит процесс биения в системе долото-порода(с использованием шарошечных долот), что приводит к повышенному износу элементов долота и снижению скорости бурения, также с использованием долот истерающе-режущего типа при действии крутильных колебаний возникает проскальзывание элементов долота относительно породы в результате неравномерного распределения энергии, необходимой для кручения.

Осевые и крутильные зубцовые вибрации до определенного момента способствуют увеличению интенсивности разрушения горных пород, однако одновременно с этим ускоряют износ практически всех элементов б.и. Для оптимизации работы с вибрацией, её можно контролировать: 1-подбирать оптимальную нагрузку на долото, скорость прокачки насосов, вращение б.и.(при роторном бурении), 2-ввод в нижнюю

часть б.и. калибраторов, центраторов, удлинителей (вала гзд). 3-размещают в колонне б.и. разделители, отражатели, амортизаторы(демпферы)

8. Понятие о режиме углубления скважин и его параметрах. Методика проектирования ре­жима при турбинном бурении.

В процессе углубления скважины можно изменять определенные параметры, которые принято называть параметрами режима бурения: осевая нагрузка на долото G, условно разделяемая на динамическую и статическую составляющие; расход промывочной жидкости и параметры, характеризующие ее свойства; частота вращения долота (или бурильной колонны – для роторного бурения). Без прекращения процесса углубления скважины можно изменять и давление на выкиде бурового насоса или в бурильной колонне, и вращательный момент для работы долота или на валу забойного двигателя (ГЗД). Но Рн, Мв и Мд не принято относить к параметрам режима бурения, хотя Рн является одним из главных и управляемых параметров, который определяет работу ГЗД и оказывает соответствующее влияние на темп углубления скважины.

Определенное сочетание управляемых с устья скважины параметров режима бурения называют режимом бурения. В настоящее время принято выделять три вида режимов. Режим бурения, при котором можно получить необходимое качество пробуренной с высокой рейсовой скоростью скважины при данной технической вооруженности буровой, называется оптимальным или рациональным. При возможности замены некоторого оборудования буровой, особенно энергетического, повышают темп углубления скважины, и тогда рациональный режим бурения называют скоростным. Режим бурения всегда должен быть рациональным, т.е. экономически выгодным. Если необходимо получить какие-либо отдельные качественные показатели при проводке скважины, например отобрать требуемое количество керна, углубить скважину в зонах осложнений или при аварийной ситуации, при интенсивном изменении зенитного и азимутального углов оси скважины (в том числе при исправлении направления оси скважины), а также при некоторых исследовательских работах в

скважине, режим бурения называют специальным. Иногда применяют символические названия: режим роторного или турбинного бурения, режим бурения с электробуром и др.

Методы проектирования режимов бурения. В настоящее время есть три основных метода проектирования режимов бурения: 1.статистический, который проектируется по промысловым данным с применением методов и алгоритмов статистики при ручной обработке или чаще с использованием вычислительной техники, 2.аналитический и 3.метод пересчета. Сущность статистического метода состоит в том, что показатели бурения группируют с учетом сопоставимости геологических, технических и технологических условий бурения скважины, а затем обрабатывают соответственно интервалам пород геологического разреза скважины с условно одинаковой буримостью., но он имеет и недостатки:

• трудоемкость метода, особенно при сборе первичной информации;

• зависимость результатов применения метода от объемов бурения, поэтому достоверность метода повышается, когда значительная часть месторождения уже разбурена.

В производственных условиях обычно применяют грубо упрощенный статистический метод проектирования режима бурения и анализа, связанного с выявлением эффективных показателей бурения, когда определяют, по сути, средние величины искомого параметра.

2.Аналитический метод проектирования режима бурения скважин применяется в двух вариантах. При первом варианте необходимы данные о физических свойствах горных пород, слагающих геологические разрезы скважин, и об основных характеристиках долот, которые желательно получать на этапе бурения разведочных скважин. Для успешного применения второго варианта проектирования

режима бурения должны быть известны сведения о параметры средней механической скорости проходки от осевой нагрузки на долото и частоты вращения долота – Vм = f(G; n), а также зависимости долговечности долота (в первую очередь его опоры – Топ) от G и n: Топ = f(G;n). Определение коэффициентов осуществляется с применением методов статистики, поэтому этот вариант проектирования режима бурения фактически является промежуточным между статистическим методом и первым вариантом аналитического метода, хотя для турбинного бурения этот метод неэффективен в связи с неравенством G ≠ GЗ, которое при выводе базовых уравнений не учитывалось. Необходимо особо отметить: большая часть алгоритмов первого варианта метода(т.е статичческого) проектирования режима бурения основана на достаточно глубоком научном понимании процессов, происходящих в скважине и на забое, и дает четкое представление о балансе затрат энергии в скважине, что позволяет квалифицированно и

эффективно анализировать как ранее, так и на перспективу запроектированные режимы бурения, а также целенаправленно совершенствовать технику и технологию бурения глубоких скважин.

7.2.3. Метод пересчета при проектировании режимов бурения можно применять в том случае, если на месторождениях осуществляется переход к бурению скважин долотами другого (или нового) типоразмера при уверенности в том, что ранее применяемый режим был наиболее эффективным на данном месторождении или в конкретном интервале бурения, а также в том случае, когда Vp в большей степени зависит от величины Vм, чем от Нд.

9 Методика проектирования расхода ПЖ при разных способах бурения. Как окончательно принимают величину проектного расхода?

Расход ПЖ (Q) следует проектировать так, чтобы технология углубления скважины принятым способом осуществлялась в заданном режиме. В общем случае проектная величина Q должна находиться в пределах: Qmin ≤ Q ≤ Qmax. Мин. значение Q проектируется с выполнением условия нормальной очистки забоя и скважины от выбуренной породы или осыпающейся в скважине породы.

Верхний предел Q может быть обусловлен разными причинами. При норм. условиях проводки скважины в первую очередь следует проектировать технологически необходимый расход (Qтн), поддержание которого обеспечивает все необходимые затраты мощности при бурении с ГЗД.

, где

5,72 – учитывает постоян. Реттингера и скорость подъема частицы в потоке жидкости.

dч – условный диаметр частиц выбуренной породы,

п, 2 – плотность разбуриваемых пород и ПЖ в кольцевом пространстве скважины,

Fкп – площадь кольцевого пространства за бурильной колонной.

Величину Qmin следует проектировать соответственно интервалам пород по буримости и изменению Fкп по глубине скважины, причем Qmin, рекомендуется увеличить на 20-30%.

Расчет расхода Qтн:

, где

Pmax – макс. давление на выкиде бурового насоса;

В – коэф. гидросопротивлений.

Расход Q следует менять по интервалам условно одинаковой буримости,

а это значит, что таким образом надо менять и цилиндровые втулки насосов, и даже иногда ГЗД, что менее выгодно, чем, несколько снизив Q, оставлять неизменным диаметр цилиндровых втулок бурового насоса на нескольких интервалах по буримости, не меняя ГЗД на более длительном интервале бурения. В этой связи предложен «рациональный» расход.

Qр = (0,85-0,90)· Qтн.

Очевидно, что при нормальных условиях бурения, когда Qmin значительно меньше Qтн, предпочтительно: Qр < Q < Qтн.

10 Проектирование диаметра струйных насадок долота при известной величине перепада в его промывочном узле (Р_дт); функции Р_дт.

- диаметр насадок долота

где: Кн - число насадoк долота,

д - тaк называемый коэффициент расхода, который учитывает гидросопротивления в промывочном узле долота:

;

0 - сумма коэффициентов сопротивлений на входе в промывочный канал долота (и в насадку), на выходе из насадок и по длине промывочного канала;

0 может быть более 2 , а величина д в среднем не превышает 0,82.

Функции с учетом следующих факторов:

- все осевые усилия, действующие на бурильный инструмент в скважине, взаимосвязаны, а определяющую роль играет осевая нагрузка на долото;

- независимо от того, разрушается забой струей жидкости, истекающей из насадок или нет, Рдт является регулятором Gг;

- гидравлической энергии, которую можно в настоящее время расходовать в насадках долота, достаточно, чтобы эффективно регулировать соотношение между величинами гидравлической нагрузки на долото и нагрузкой, создаваемой весом (массой) бурильной колонны, и изменять характер взаимодействия бурильного инструмента и воздействия вооружения долота на породу на забое скважины.

11. На технологической схеме турбобура 3ТСШ1 показать основные осевые усилия, действующие на его узлы Технологическая схема турбобура типа ТСШ с УБТ и сжатой частью БК на длине волны осевых вибраций l: G_k, G_ст, G_у – вес части БК, статора ГЗД и УБТ ( m_i – соответствующие массы); d_ср, d₂ – средний диаметр турбинок и диаметр вала в месте уплотнения шпинделя, d₂»d_ср; Т_п – осевое усилие на осевую опору ГЗД; G_стр, G_дк – усилия от реактивного действия струи жидкости, выходящей из насадок долота и от сопротивлений при выходе жидкости из под долота; G_ГR – гидравлическое усилие, действующее

по площади F_R=p(d₂²-d_ву²)/4; d_ву – внутренний диаметр УБТ; 1- часть БК, которая находится в сжатом или нейтральном состоянии, 2 – статоры и роторы турбины, 3,4 – радиальная и осевая опоры турбобура, d_з – величина осевой деформации породы; 5- долото.

12. На простой схеме показать, как реализуется мощность на разрушение породы (Np) при вдавливании в нее зуба долота

А=G *

Где G- осевая нагрузка на забой скважины

-глубина вдавления зубца долота в породу за время

Осевая нагрузка на долото определяется из условия объемного разрушения пород на забое скважины, исходя из твердости горных пород по штампу

G = Р_ш · F_к ,

где F_к – площадь контакта вооружения долота с забоем, м²;

F_к = F_к1 ·kz, м² ,

где F_к – площадь контакта вооружения долота с забоем, м²;

F_к = F_к1 ·kz, м² ,

где F_к1 – площадь контакта одного зуба с забоем, м;

kz – число зубьев долота, одновременно контактирующих с забоем под усилием G;

kz =3-4, 4 зубца –для долот диаметром более 269 мм[6].

Максимальную нагрузку на долото G_max , Н, определяем по формуле

G_max = Р_ш^max F_к,

где Р_ш^max – максимальная твердость по штампу, МПа;

Динамическую составляющую осевой нагрузки на долото G_д , Н, вычисляем по следующей формуле

G_д = 0,15 · G_max ,

13.Устройство ВЗД и его технико-технологическая характеристика.

Винтовой забойный двигатель, он же: гидравлический забойный двигатель  – представляет собой объемный роторный гидравлический механизм преобразующий давление нагнетаемой в полость статора жидкости (буровой раствор) во вращательное движение выходного вала.

Конструктивно винтовой забойный двигатель  состоит из силовой секции (другое название - рабочая пара) и шпиндельной секции. Вырабатываемый на роторе рабочей пары (другое название - силовая секция) крутящий момент посредством гибкого вала (торсиона) или шарнирного соединения (кардана) передается на вал шпиндельной секции и соответственно на долото ВЗД.

Винтовые забойные двигатели (гидравлические забойные двигатели) классифицируются по типу применения: для ремонтно-восстановительных работ (двигатели прямого исполнения наружным диаметром 43 ..- 127 мм), для бурения вертикальных скважин (двигатели прямого исполнения наружным диаметром 240..-172 мм), для наклонно-направленного и горизонтального бурения (двигатели искривленной компоновки наружным диаметром 95.. - 240 мм).

Винтовые забойные двигатели, на сегодня освоен выпуск двигателей применяемых для капитального ремонта скважин (КРС) (76, 88, 106, 127 габарита), для вертикального и наклонно-направленного бурения (95-98, 106, 120-127, 172-178, 195, 240 габарита), а также силовых секций с активной частью до 5000мм.

Обозначение выпускаемых ВЗД:  Например: Д-106.2000.78  Двигатель тип «Д» – двигатель в прямом исполнении, предназначен для бурения и капитального ремонта вертикальных скважин. Двигатель тип "ДР" - двигатель с регулируемым углом искривления шпиндельной секции для бурения наклонно-направленных скважин.  106 – наружный диаметр (габарит) .2000 – длина активной части статора .78 – заходность (7/8)  Секция двигательная, силовая секция, рабочая пара, секция рабочих органов. Секция двигательная, она же: силовая секция, секция рабочих органов, рабочая пара – силовой компонент винтового забойного двигателя задающий его основные

энергетические характеристики (момент силы на выходном валу, частоту вращения вала шпинделя, мощность и КПД).

Секция двигательная (рабочая пара) представляет собой объемный роторный гидравлический механизм, элементами рабочих органов которого являются статор и ротор. Статор имеет эластичную обкладку с внутренней винтовой поверхностью образующий полости камер высокого и низкого давления. Ротор – металлический винт с износостойкой поверхностью, через который крутящий момент передается исполнительному механизму (валу шпиндельной секции двигателя). При циркуляции жидкости подаваемой насосом в рабочую область статора под действием перепада давления на роторе вырабатывается крутящий момент.

14 Изложить методику выбора ГЗД в зависимости от мощности, необходимой для разрушения породы на забое скважины.

(***Из книжки Кулябина)

Рассчитывается фактическоие и проектные энергетические параметры,определяющие эффективное разрушение пород на забое скважины,и выбирается модель ГЗД с соответствующими таким же параметрам характеристиками турбобур,а затем уточняется количество турбинок в турбобуре.

Суть метода:рассчитывают n_τ и М_с;приравнивая n_τ=n_оп,М_с=М_оп,при проектных Q и взятых n_оп и М_оп из справочных таблиц характеристик ГЗД,выбирают 2-3 ГЗД с близкими искомыми характеристиками.

Далее,пересчитывают табличные параметры для выбора оптимального ГЗД,учитывая КПД и η_сп.Все расчеты производятся для условий бурения скважины в каждом интервале условно одинаковой буримости пород.

Т.е.:к забойному двиателю запланировано подведение N_T=N_max,а условия n_τ=n_оп и М_в=М_с –

о том,что при выбранном ГЗД обеспечены необходимые величины времени и момента для работы долота при объемном разрушении пород .Метод можно назвать как «метод

выбора ГЗД по энергетическим характеристикам разрушения пород на забое скважины»

У.О.

n_τ - частота,необходимая для поддержания требуемой величины времени контакта вооружения долота с забоем скважины(с породой на забое)

n_оп- оптимальня частота соответственно

Мс-момент на долоте

М_оп-оптимальное значение вращающего момента турбины турбобура

N_T – мощность «развиваемая турбобуром»

М_в – текущий момент турбины тубобура

Достоинства метода:

1)простота

2)применение в расчетах всех необходимых параметров для разрушения пород и выбора характеристик турбобура

3)метод может применяться для выбора любого типа ГЗД с учетом всех основных технологических связей при углублении скважины

***Для общего развития:

Забойные двигатели:

электрические и гидравлические(гидродинамические-турбобуры и гидростатические-винтовые забойные двигатели)

15. Написать выражение для расчета момента сопротивлений на валу ГЗД.

В технологии бурения принято уравнение

Мв ≥ Мс (5.23)

называть основным уравнением турбинного бурения.

В левой части (5.23) представлен крутящий момент на валу турбобура, определяемый по формуле (5.18), а справа – суммарный крутящий момент, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе углубления скважины. Составляющие Мс необходимо рассчитывать согласно выражению (помня, что Мj – это часть Мв):

Мс= Мдп+Мд+Мо+Мп+Мкц+Мрад+Мкр+ΔМj=Мдп+М4+Мд=ΔМj,

где Мдп, Мд – крутящие моменты, необходимые для работы долота по разрушению пород на забое скважины под действием соответственно Gст и Gд;

Мо – момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость;

Мп = Мп + Ммп ;

Мп, Ммп – затраты момента Мв на трение в осевой опоре турбобура, обусловленные соответственно действием осевой нагрузки на пяту турбобура (ГЗД) и молекулярным трением в паре «пята–подпятник»

Мкц – вращающий момент на работу калибраторов и центраторов, закрепленных на валу ГЗД (последнее бывает редко); Мрад – момент в радиальных опорах турбобуров, которым часто пренебрегают;

Мкр – сумма моментов для поддержания крутильных колебаний долота и преодоления сопротивлений, обусловленных неравномерной работой вооружения долота на забое скважины; методов расчета Мкр нет, но его величина в среднем невелика, хотя пиковые значения могут отражаться на работе долота и ГЗД (при роторном бурении величиной Мкр, видимо, нельзя пренебрегать);

Мj – главный момент инерции ротора турбобура (ГЗД), включая присоединенные к его валу элементы;

М4=Мп+Мкц+Мо+Мрад+Мкр есть еще затраты крутящего момента на преодоление сопротивлений при взаимодействии статора и ротора через поток жидкости в турбине (Мгт), но поскольку Мв определяют опытным путем, то Мп автоматически входит в Мв (Моп), приводимый в справочной литературе. Момент Мдз можно рассчитывать как

Мдз = Мдп +Мд = Gст ⋅Му + Gд ⋅Му = Мр ,

где Gст – статическая часть нагрузки на забой – Gз; вместо Gз иногда ошибочно подставляют G или Gгив;

Му – удельный момент при работе долота на забое, который измеряют опытным путем (обычно при электробурении) и приводят в литературе [41] или рассчитывают согласно выражению (в Н·м/кН):

Му = μгп 0,55 − 0,72 ⋅R ⋅10 , (5.26)

μгп – коэффициент сопротивления при взаимодействии вооружения долота с забоем, μгп = 0,40…0,05, где верхний предел для очень мягких пород, а нижний – для крепких.

16. Способы бурения скважин и виды режимов углубления скважин.

Способ бурения - это целесообразный, экономически обоснованный и освоенный способ создания скважины с отработанной технологией и техникой.

В настоящее время выделены следующие вращательные способы бурения скважины:

1. Роторный способ, при котором вращение всего бурильного инструмента производится от ротора, расположенного на устье скважины. Гидравлическая энергия при этом необходима только для очистки скважины от шлама.

2. Способы с применением забойных двигателей.

Турбинный способ, при котором привод долота в работу осуществляется путем превращения части энергии потока промывочной жидкости во вращательную энергию вала (ротора) турбобура.

Бурение с винтовым забойным двигателем типа "Д". От турбинного этот способ отличается методом передачи энергии на забой, характером работы и износа долота и методами

управления работой забойного двигателя.

При турбинном бурении и с ВЗД гидравлическая энергия для привода долота формируется одинаково.

3. Электробурение.

Здесь, в отличие от названных способов, на устье формируется гидравлическая энергия для очистки скважины и электроэнергия для привода долота; электроэнергия для приведения в действие электробура при этом способе передается по электрокабелю, смонтированному посекционно внутри специальных бурильных труб. Управление работой электробура производится по потребляемой силе тока.

При этих способах породу разрушают вращающимся долотом с созданием на него осевого усилия (или составных частей общей осевой нагрузки на долото - G).

Величина G формируется частью веса колонны бурильных труб и гидравлической нагрузкой на вал забойных двигателей, причем при роторном способе - в основном частью веса колонны. Очистка забоя скважины для названных способов бурения осуществляется в основном одинаково: промывкой или продувкой всего трактаскважины. Например, схема промывки: буровой насос подает жидкость в нагнетательную линию (манифольд, стояк, буровой шланг, вертлюг) - в бурильную колонну - забойный двигатель и в промывочный узел долота -кольцевое пространство до устья скважины - очистные сооружения - приемную емкость до всасывающей линии бурового насоса.

Режим бурения – это совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы, определяют интенсивность износа долота и которыми можно управлять в процессе работы долота на забое. 

Оптимальный режим бурения – обеспечивает наилучшие показатели работы долота и углубления скважины (интервала).

 Специальный режим бурения – обеспечивает выполнение специальных операций (набор или стабилизация угла наклона ствола скважины; предотвращение искривления ствола скважины; отбор керна; вскрытие продуктивного пласта; аварийные работы в скважине и др.).

Факторы, определяющие режим бурения, называются параметрами режима бурения. Основные параметры режима бурения:

Расход бурового раствора, Осевая нагрузка на долото, Частота вращения долота, Плотность и другие свойства бурового раствора

17. Понятия о вибрациях с повышенными амплитудами; методы снижения таких амплитуд.

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.

18. Основные формулы для расчета осевых усилий на забой скважины, на долото и на долото по приборам на устье скважины

Выполнение поставленной задачи обеспечивается, если вкличина Gз рассчитывается с привлечением твердости пород по штампу согласно условию:

где Fk – площадь контакта вооружения долота с забоем в момент приложения всей величины G , Кд – коэффициент динамичности приложения Gз, Кд=1,0…1,3 и зависит от возможностей привода, Рш – в Н/м², Gз – в Н.

В настоящее время достаточно хорошо известны величины Pш, Ктв и Ка ( категории твердости и абразивности). Таким образом, остается правильно определить Fк.

Методика расчета Fк: Ширина Вз измеряется (от вершины зуба к его основанию) на расстоянии =0,5…2,0 мм. Нижний предел следует брать для твердых и крепких пород, верхний – для мягких и мягко-средних. Анализ работ УНИ по разрушению пород подтверждает это. При роторном бурении может быть и δз > 2 мм (δз = δз1 · кz; кz – число зубьев долота, одновременно контактирую-щих с забоем под усилием G); кz = 3-4; 4 зубца брать для долот диаметром более 269 мм.

Сумму длин зубцов по образующим шарошек, одновременно находящихся в интенсивном силовом контакте с забоем, находим по формуле:

где К_l– коэффициент, который учитывает, что при бурении с забойными двигателями в определенный момент времени забой разрушается зубцами венцов П и смежных с ними или зубцами центральных венцов (по отношению к оси долота), что неизбежно при поперечных колебаниях долота: Кl = 0,67…0,33 при среднем значении Klср = 0,5,особенно для более мягких пород;l_i – сумма длин зубцов по образующей от одной шарошки;

е₀ – число шарошек, находящихся в одновременном (или с незначительной фазой в отставании) интенсивном силовом контакте с породой на забое скважины

Обычно е0 ≠ 3, так как в противном случае постоянно происходили бы биения долота с утроенной h3 и нормальный процесс бурения был бы практически невозможен с применяемой техникой и технологией бурения. Опыты, проведенные исследователями кафедры бурения ТюмИИ (1967–1969 гг.), показали, что при турбинном бурении в тех породах, где биения неизбежны, они появляются менее чем в 25% случаях от процесса продольных зубцовых вибраций долота, причем амплитуда биений составляла около 2⋅hз, изредка достигая 3⋅hз, то есть в основном ео ≠ 3, что также обусловлено поперечными вибрациями долота. При турбинном бурении в расчетах можно принимать ео ≈ 2,2

При анализе виброграмм [12, 16] установлено, что в процессе роторного бурения ео ≈ 1, то есть шарошки по разрушению забоя работают в основном последовательно. Очевидно, такой характер работы долота при турбинном и роторном бурении определяет скорость износа их опор. При низкооборотном бурении с ГЗД величина е_о составляет промежуточное значение по сравнению с е0 для вышеуказанных случаев, с вероятной величиной е_о= 2.

Таким образом, для инженерных расчетов при турбинном бурении:

Для турбинного бурения можно принять

а при бурении с низкооборотными забойными двигателями и роторном способе соответственно (в_зр > в_з):

;

Когда при вершине шарошек есть зубцы, то для турбинного бурения можно принять

Необходимо помнить, что li и вз лучше измерять непосредственно на долотах и как средневзвешенные из нескольких замеров на всех шарошках по всем венцам, причем для долот диаметром менее 269 мм вз редко превышает 5 мм.

Нагрузку Gз при всех вариантах определения Fк рассчитываем по формуле (7.13), после чего найдем осевые нагрузки на долото и по ГИВу

где - осевая сила сопротивления (трения) при движении бурильного инструмента вниз в процессе углубления забоя

19. Упрощенный и уточненный графики технико-технологической характеристики турбобура модели 3ТСШ1.

В данном случае на оси y отмечаем вращающий момент, вырабатываемый турбобуром в зависимости M=f (n) . Здесь n, как и ранее, - частота

вращения вала турбобура (и, естественно, долота), которая реализуется во

времени t, как и другие параметры, а M=f (n) отражает энергию (Э).

1). Далее отмечаем n_max=n_x=n , тормозной момент MT. Проводим линию

M_T-0, обозначая потенциальные возможности турбобура по M=f (n), как закрытой системы, для одного акта передачи энергии турбобуром.

2). Затем слева и справа от осей y (от M_T-0 и 0-5) по отрезку li =nx/5 отмечаем точки 2* и 4* с восстановлением перпендикуляра из т. 2* до линии M_T–0 (отмечаем т. 2; а далее и т. 4) . Таким образом выделяем площадь, ограниченную т.т. 2-4-4*-2*, где отражаем энергию, вырабатываемую турбиной (условно в одной плоскости).

3). Строим кривую 2-3-4 (центр в точке 3) по формуле Эйлера, как пологую катангенсоиду для элементарной струйки жидкости, протекающей через турбину, от т. 2 до т. 4 имеет вид синусоиды, что соответствует процессам в природе (левее т. 2 и правее т. 4 такую кривую можно продлить штрихом для демонстрации её существенного отличия от линии MT-nx).

4). Далее проводим линию 4*-4 под прямым углом к 0-0/, находим точку её пересечения с кривой 2-3-4 и окончательно ставим т. 4; причем менее точно эту кривую можно построить так. Делим отрезок 2*-4* на четыре части, из т. 7 проводим перпендикуляр до т. 9, которую отмечаем на биссектрисе угла со сторонами MT-3 и 3-MОП (влево от т. 3), строим синусоиду через т.т. 2-3-4, при этом т. 4 появится при пересечении данной кривой с перпендикуляром из т. 4*.

5). Точкой пересечения линии 2*-2 с катангенсоидой 2-3-4 отмечаем M=M_max M_T. После этого проводим синусоиды 0-10-2, или 1-10-2 и MОП -11-10-2 в зависимости от величины MПУ, скорости протекания процесса и изменения M =f(n) или M= f(t) . По аналогии

вибропроцессов точки 10, 3, 4, 5 можно назвать узлами синусоид 1-2, 2-4 (и далее 4-5), а точки,

где амплитуда этих синусоид максимальна – пучностями, помня, что энергия между объектами передается в динамике. Кривыми 0-10-2 и 4-5 отмечаем переходные режимы работы турбобура. Кривая 5-12, по существу, отражает повтор процесса MОП -11-10-2 (к повтору 1-го цикла работытурбобура). Соединив прямыми точки 0 и 2, или т. MОП (слева) и т. 2, получаем начальный этап передачи энергии в турбобуре, а проведя (восстановив) перпендикуляр из середины прямой 0-2 получаем направление на nоп (т. 3*). Также из точек 3 и 8 можно получить определенные направления с указанием характерных точек в модели характеристики забойного двигателя и наоборот. Это означает, что имеется вполне определенная взаимосвязь в передаче энергии в отдельных частях натурных механизмов; в данном случае связь потока энергии, проходящей по центру объекта и его периферии.

6). Построение синусоиды 4-5 От т. 0 отмечаем т. 5 на расстоянии l равном MТ/5 и строим кривую 4-5 в форме синусоиды, которая отражает передачу энергии от турбины к валу шпинделя и к долоту. При этом показан путь 5-12-2 (и далее) повтора акта передачи энергии в турбобуре.

20 Принцип действия (работы) турбины ГЗД и параметры ее турбинок. Турбобур - это забойный двигатель, в котором кинетическая энергия потока промывочной жидкости при ее скоростном напоре и си­ловом воздействии на лопатки турбины преобразуется в механическую энергию вращения ротора двигателя (вала).

В турбобурах применяются многоступенчатые осевые турбины лопастного типа с несколькими лопатками в каждой ступени (турбинке). Направляющим аппаратом турбинки является статор. Поток жидкости по­падает в статор первой ступени и, пройдя каналы статора, поступает на лопатки ротора, оказывая силовое воздействие на них. В результате ротор стремится провернуть вал турбобура. Далее поток жидкости совершает работу во всех последующих ступенях турбины, вал турбобура приобре­тает суммарный крутящий момент и вращается с определенной частотой. Естественно, противоположно активному, на статор турбины действует реактивный крутящий момент, который передается бурильной колонне и закручивает ее на определенный угол. Поток жидкости, пройдя турбину, через нижнюю полую часть вала турбобура поступает к

долоту. Турбина турбобура представляет собой набор от 100 до 450 турбинок (ступеней).

Параметры турбин;

Разработаны безободные и пластмассовые (полностью или частично) турбинки. Специальная конструкция турбинок разработана для турбобу­ров с плавающими статорами (обод статора разрезной, имеется стопорное устройство, торцы турбинки профильные). У турбины А7ПЗ лопатки име­ют поджатие с боков. Лопатки ГТ (гидрорешетки торможения) - прямые.

Таким образом, турбина, являясь частью турбобура, выполняет функцию преобразователя энергии, тогда как турбобур представляет со­бой машинный агрегат, который имеет свою маховую массу (массу рото­ра с присоедененными к нему элементами), при этом определенная энергия турбины расходуется на сопротивления не связанные с работой долота не­посредственно на забое скважины, причем только часть мощности враща­ющегося ротора турбины (Nj) расходуется на преодоление Gд, поэтому ха­рактеристики турбобура и турбины отличаются.

Понятие о коэффициентах активности и циркулятивности тур­бин.

Величина σ_ц характеризует степень искривленности лопаток ро­тора и статора

турбинок, причем имеется в виду, что лопатки статора и рото­ра загнуты одинаково. Схема расположения лопаток для разных σ_ц приведе­на на рис. 5.2, где лопатки показаны в разрезе турбинки (или в развертке).

При σ_ц > 1 турбинки считаются предельными (если сильно изогнуты лопатки, то σ_ц = бесконечности); турбины с σ_ц = 1 считаются нормально-циркулятивными, а при σ_ц < 1 - низкоциркулятивными.

Кроме того, турбинки разделяют по коэффициентам активности (m_а) и реактивности (m_p), которые характеризуют степень искривленности лопаток статора по отношению к лопаткам ротора.

В настоящее время применяют турбинки с σ_ц > 1 и σ_ц = 1, в которых лопатки ротора и статора изогнуты одинаково, а поэтому для них m_a= m_p и перепады давления в турбине равномерно распределяются в статоре и роторе. В турбинах с σ_ц > 1 их мощность в основном обеспечивается путем силового воздействия потока на лопатки ротора турбинки - это турбины с повышенными М_a. Если σ_ц < 1, то мощность турбины достигается только за счет скоростного воздействия потока на лопатки ротора. Такие турбины развивают большие частоты и в настоящее время не применяются. В тур­бобуре ТВМ величина m_p сосотавляет 0,20...0,25.