2

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение......................................................................... 7

Глава 1.Мировые углеводородные запасы и страте-

гическое назначение Азербайджана в обеспечении гло-

бальной энергетической безопасности..................................

9

1.1.Мировые углеводородные запасы и многоком-

понентная борьба в обеспечении глобальной энергетиче-

ской безопасности...................................................................

9

1.2.Стратегическое назначение Азербайджана и ее

энергетическая политика в процессах глобальной энерге-

тической безопасности...........................................................

17

1.3.Расширение объема буровых работ-основной и

необратимый фактор стабилизации показателей нефте-

газодобычи................................................................................

20

1.4.Постановка задач исследований............................. 23

Глава 2.Модернизация породоразрушающих ин-

струментов с целью улучшения показателей их отработ-

ки в практике бурения скважин различного назначения на

месторождениях Азербайджана...........................................

30

2.1.Определение перспективных направлений со-

здания и применения породоразрушающих инструментов

с вооружением из сверхтвёрдых материалов.......................

30

2.2.Анализ причин снижения ресурса породоразру-

шающих инструментов истирающе-режущего типа и раз-

работка методов повышения их эксплуатационных пока-

зателей.......................................................................................

36

2.3.Оптимизация конструкции вооружения буровых

породоразрушающих инструментов истирающее-

режущего типа..........................................................................

49

2.4.Расчет твердосплавных многослойных вставок

вооружения породоразрушающих инструментов и разра-

ботка методики их проектирования для условий повторя-

ющихся термических нагружений......................................

60

3

2.5.Оптимизация формы твердосплавных много-

слойных вставок вооружения породоразрушающих ин-

струментов...............................................................................

75

2.6.Оценка энергоемкости разрушения пород и

определение оптимальной формы и геометрических па-

раметров промывочных насадок системы промывки по-

родоразрушающих инструментов..........................................

80

2.7.Разработка методики проектирования и опреде-

ления параметров конструкции системы промывки поро-

доразрушающих инструментов..............................................

85

2.8.Новые разработки по породоразрушающим ин-

струментам, их реализация и практическая апробация.......

93

2.8.1.Породоразрушающий инструмент с двумя яру-

сами гидромониторного действия..........................................

93

2.8.2.Компоновка для разбуривания горизонтальной

части стволов наклонно-направленных скважин.................

95

Глава 3.Анализ условия проводки стволов наклон-

но-направленных скважин для проектирования рацио-

нальных комбинаций технологических факторов и пара-

метров искривления.................................................................

97

3.1.Анализ условий взаимодействия бурового ма-

шинного агрегата со стволом наклонно-направленной

скважины...................................................................................

97

3.2.Количественная оценка сил натяжения на верх-

нем конце колонны труб при их движении в стволе про-

странственно искривленной скважины..................................

108

3.3.Анализ влияния на характер азимутального ис-

кривления стволов бурящихся скважин конструктивных

исполнений низа бурового машинного агрегата и различ-

ных промыслово-технологических параметров....................

121

3.4.Оценка возможностей бурения наклонно-

направленных скважин роторно-вращательным способом

на месторождениях Азербайджана.........................................

130

3.5.Исследование характеристик анизотропности

разбуриваемых пород на параметры искривления стволов

наклонно-направленных скважин..........................................

133

4

3.6.Разработки для компенсации потерь осевой

нагрузки в стволе пространственно-искривленной сква-

жины…………………………………………………………..

138

3.6.1.Анализ влияния гидравлического подпора на

возможности нагружения осевой нагрузкой бурового ма-

шинного агрегата.....................................................................

138

3.6.2.Разработка и применение гидродинамическо-

го усилителя осевой нагрузки............................................

141

3.6.3.Создание энергостимулятора догружения бу-

рового машинного агрегата....................................................

152

Глава 4.Разработка и внедрение технологических

регламентов и соответствующих технических средств для

бурения наклонно-направленных скважин с горизонталь-

ным окончанием большой протяженности….............……...

4.1.Существующий опыт и технологии производства

буровых работ для строительства стволов наклонно-

направленных скважин с горизонтальным окончанием….

4.2.Исследование устойчивости окружающего мас-

сива пород стенок горизонтального ствола наклонно-

направленных скважин…………...........................................

4.3.Разработка регламентов проектирования много-

пролетных компоновок низа бурильной колонны для про-

изводства буровых работ в горизонтальной части наклон-

но-направленных скважин………..........................................

4.4.Исследование конструктивного исполнения, по-

казателей работоспособности и монтажных характери-

стик центрирующих приспособлений бурового машинно-

го агрегата...............................................................................

4.5.Моделирование и оценка эксплуатационных ха-

рактеристик калибрующих приспособлений компоновок

низа бурильной колонны……................................................

4.5.1.Оценка действующих нагрузок на исполни-

тельные органы шарошечных калибраторов…...................

4.5.2.Разработка и внедрение лопастных калибрато-

ров с дискретными лопастями……......................................

4.6.Разработка зарезных долот с оптимальной кон-

157

157

159

173

186

199

199

207

5

струкцией и схемой размещения элементов вооружения... 212

Глава 5.Разработка и внедрение реновационных

технологий и соответствующего технического оснащения

для предупреждения и ликвидации аварийных ситуации в

процессах производства буровых работ……………...…….

5.1.Основания необходимости создания и разработ-

ки эффективных по технико-технологическим характери-

стикам оборудования для производства скважинных

РВР….........................................................................................

5.2.Современные магнитотвердые материалы на ос-

нове редкоземельных магнитов изготовления захватных

механизмов скважинных магнитных грузоподъемных

устройств………………………..............................................

5.3.Изучение магнитных и температурных свойств

образцов магнитов и выбор оптимального химического

состава сплава для скважинных магнитных грузоподъем-

ных устройств………………………….................................

5.3.1.Обоснование конструкции магнитного захвата

ловильных инструментов….................................................

5.3.2.Испытания на грузоподъемность и термоста-

бильность…………..................................................................

5.3.3.Разработка конструкций захвата ловильных

устройств с нерегулируемым магнитным полем совме-

стимых со стандартным скважинным оборудованием….....

5.3.4.Теоретический анализ и оценка варианта

асимметричного расположения магнитопроводов в разра-

ботанной магнитной системе.................................................

5.3.5.Использование энергетического потенциала

технологических параметров для захвата аварийных

предметов на забое скважины магнитными инструмента-

ми…...........................................................................................

5.3.6.Расчет и разработка конструкций магнитных

цепей с нерегулируемой тяговой характеристикой…........

5.3.7.Разработка и внедрение конструкции скважин-

ного магнитного грузоподъемного устройства с регулиру-

226

226

231

236

236

236

253

265

274

279

287

6

емым магнитным полем….................................................

А.Обоснование конструктивного исполнения регу-

лируемого устройства для их совместимости со стандарт-

ным скважинным оборудованием..........................................

Б.Расчет и разработка конструкции магнитных це-

пей устройств с регулируемым захватным механизмом......

5.3.8.Оценка динамических нагрузок на заловлен-

ный магнитным инструментом предмет при его транспор-

тировке в скважины……….....................................................

5.4.Проектирование эксплуатационных и конструк-

тивных параметров различного типа функционально-

исполнительных механизмов для ликвидации прихватов

при бурении скважин. ………………………........................

5.4.1.Ликвидация прихватов путем стимулирования

виброактивности окружающего массива пород……….....

5.4.2.Разработка и конструктивное исполнение

ударных механизмов для ликвидации прихватов путем

стимулирования импульсного воздействия………………

5.4.3.Исследование напряженного состояния при-

хваченной колонны труб, подвергнутой импульсной

нагрузке……………………………………............................

5.4.4.Разработка и конструктивное исполнение гид-

равлического скважинного домкрата для ликвидации

прихватов………………………………….............................

5.5.Разработка и практическая реализация техноло-

гии и технического оснащения аксессуарами бурового

машинного агрегата для предупреждения его прихватов в

скважине…………………………….......................................

5.5.1.Разработка технологии прохождения прихва-

тоопасных интервалов ствола бурящихся сква-

жин……………………………………………………….........

5.5.2.Разработка и внедрение аксессуаров буровых и

обсадных колонн для предупреждения прихватных явле-

ний в процессе строительства ствола скважины…........…

5.5.3.Предупреждение осложнений путем внедрения

ресурсосберегающей технологии подготовки буровых

305

305

316

325

331

332

338

346

352

357

357

360

7

растворов на водной и нефтяной основах…………………. 365

Глава 6.Внедрение результатов научно-исследо-

вательских и опытно конструкторских разработок и их

экономическая эффективность……………...................

6.1.Внедрение результатов научно-исследователь-

ских и опытно-конструкторских разработок.........................

6.1.1.Разработка нового параметрического ряда маг-

нитных ловителей на основе высокоэнергетичных маг-

нитных захватных механизмов...............................................

6.1.2.Проведение стендовых и промысловых испы-

таний магнитных ловителей для использования в буря-

щихся скважинах……………………………..........................

6.1.3.Расчет экономической эффективности внедре-

ния инновационных разработок в практике бурения сква-

жин на производственных площадях треста комплексные

буровые работы ГНКАР…………………………..................

370

370

370

375

382

Выводы и рекомендации………….............................

Литература…………………......................………….

389

394

8

ВВЕДЕНИЕ

20-го сентября 1994 года–день подписания «Контракта ве-

ка» навсегда останется в истории Азербайджана как день, зало-

живший в основу новой мировой нефтегазовой стратегии, нача-

ло новой эры в нефтегазовой промышленности Азербайджана и

всего каспийско-черноморского региона. Созданная Азербай-

джаном модель энергетической безопасности успешно применя-

ется во многих нефтегазовых центрах мира. Прецедент Азер-

байджана послужил катализатором глобальных мировых отно-

шений. Многосекторная энергетическая стратегия Азербайджа-

на, которому уже исполнилось 16 лет, включает множество

ключевых этапов реализации (всего около 100) различного со-

держания (политического, технического, технологического, эко-

логического, экономического и.т.д.) мероприятий.

C 1994 года Азербайджаном было подписано 26 междуна-

родных нефтегазовых контрактов, в реализацию которых было

вложено более 24 млрд. $иностранных инвестиций.

Согласно стратегии освоения богатых углеводородными

запасами месторождений Азербайджана с начало добычи нефти

в ноябре 1997 г. из недр месторождений Азери-Чыраг-Гюнашли

к 2009 году извлечено свыше 1 млрд. баррелей нефти.

В результате притока больших иностранных инвестиций в

корне изменилось общее состояние в нефтегазодобычи Азер-

байджана. За период с 1993 года до 2009 года добыча нефти с

уровня 10 миллионов тонн возросла и превысила 42,6 миллио-

нов тонн. Это рекордный уровень за всю 150-летнюю историю

нефтедобычи в Азербайджане. Если в 2008 году добыча нефти в

стране была на уровне 52,2 млн. тонн, в 2009 году-60 млн. тонн.,

то после 2010 года ожидается на уровне -65 млн./тонн.

Если ранее Азербайджан считался страной нефти, то от-

крытие в 1999 году крупного газоконденсатного месторождения

«Шах Дениз» позволяет говорить об Азербайджане как о стране-

крупном поставщике газа на мировой рынок. Так в 2008 году

9

добыча газа в Азербайджане составила 27,4 млрд. кубометров, в

том числе 19,4 млрд. кубометров добыто с месторождений

«Азери»-«Чыраг»-«Гюнешли» и «Шах Дениз» и 8 млрд. кубо-

метров-с месторождений, разрабатываемых ГНКАР. Объем до-

бычи газа планируется довести к 2015 году до уровня 43 млрд.

куб.м.

В борьбу за азербайджанский газ включились все основ-

ные компании стран Евросоюза, России и Ирана, предлагая все

новые маршруты поставок энергоносителей на мировой рынок.

Этот аспект имеет весьма важное значение в развитии топливно-

энергетических комплексов стран региона. Так на сегодня суще-

ствующие нефтетранспортные объекты региона, принадлежа-

щие различным компаниям этих стран, имеют пропускную спо-

собность приводимую в табл. 1.1:

Нефтетранспортные объекты

Таблица 1.1

№ Транспортные объекты Пропускная способ-

ность (млн.т/год) Владелец

1. Баку-Тбилиси-Джейхан

(БТД) 50,0 БТД Ко

2. Баку-Супса 7,2 АМОК

3. Батуми 15,0 КазМунайгаз

4. Кулеби 10,0 ГНКАР

Немаловажным фактором для развития продуктотранс-

портных объектов является достижение странами региона пари-

тетных соглашений по обеспечению здесь стабильного мира и

безопасности.

Все это ставит задачи по расширению обьема буровых ра-

бот по производственных площадях (как на суще, так и на шел-

фовых месторождениях) ГНКАР, что требует повышения эф-

фективности буровых процессов и улучшения их показателей до

уровня международных стандартов. Это, в свою очередь, нераз-

рывно связано с инновационной деятельностью, разработкой и

внедрением высокопроизводительных технологий и соответ-

ствующего технического оснащения в практику производства

буровых работ, чету и посвящена настоящая работа, выполнен-

10

ная на кафедре Прикладная механика АГНА за период 1995-

2010 гг.

ГЛАВА 1.

МИРОВЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ЗАПАСЫ И СТРА-

ТЕГИЧЕСКОЕ НАЗНАЧЕНИЕ АЗЕРБАЙДЖАНА В

ОБЕСПЕЧЕНИИ ГЛОБАЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ

БЕЗОПАСНОСТИ

1.1.Мировые углеводородные запасы и многокомпо-

нентная борьба в обеспечении глобальной энергетической

безопасности

Надо отметить, что в настоящее время все более непред-

сказуемым является сценарий развития мирового рынка энерго-

носителей. Их разделение на традиционные (нефть и газ), нетра-

диционные (битумные пески, газовые гидраты, сверхтяжелая

нефть и т.д.), альтернативные и восстанавливаемые (атом, гид-

роресурсы, ветер и др.) и биотопливо (этанол, биодизель и др.)

вкупе со стремительно меняющимися событиями на политиче-

ской арене и финансовых структурах, окончательно «спутали

карты» инвесторам добытчикам энергоносителей и промышлен-

никам сектора downstream. Сформировавшийся в мире за по-

следние несколько лет макроэкономический расклад стал при-

чиной сложившейся неопределенности и исключает возможно-

стей принятия решения аналитическими центрами крупных ми-

ровых производителей энергоносителей по целенаправленному

вложению инвестиций. Проведенные анализы по изучению

рынка энергоносителей, представленные в виде энергетических

отчетов об объемах потреблений крупных производителей с

долгосрочными прогнозами его развития на период до

2020÷2030 годов позволили определить ряд тенденций нижесле-

дующего содержаний.

1.Как следует из прогнозов несмотря а удорожание самого

процесса нефтедобычи нефть физически дешевеет и будет де-

шеветь далее не только вследствие определенных рыночных ма-

11

нипуляций, но и в результате появления нового рычага воздей-

ствия на спрос - все более материализующегося «призрака аль-

тернативных энергоресурсов». Благодаря этому цены не могут

взлетать «до бесконечности» (если конечно не военные действия

в энергетически чувствительных точках планеты, что и проис-

ходит в последние несколько лет). Чем выше цена на нефть, тем

выгоднее использование экологически чистых ресурсов, кото-

рые находят все большее применение в мировом энергетиче-

ском балансе. И в случае стабильной политической обстановки,

цены на нефть все больше будут коррелироваться альтернатив-

ными источниками энергии.

2.Регулярные ценовые функции на традиционные энерго-

ресурсы вследствие бурного экономического роста все больше

отодвигаются в сторону стран Азиатско-Тихоокеанского регио-

на. В пользу этого рынка также говорит и относительно ста-

бильная политическая ситуация. Сегодня в направлении китай-

ского рынка уже строится нефти и газопроводная системы, си-

стемы СПГ из крупных континентальных энергодобывающих

центров России, Ирана, Казахстана и Туркменистана.

3.Замедление геологоразведочных работ в последнее деся-

тилетие, вызванное с одной стороны так называемым ресурсным

национализмом стран с ресурсообразующими экономиками и

инвестиционной закрытостью конечных рынков для первых с

другой, послужит толчком к притоку инвестиций в проекты аль-

тернативной энергетики, инновационных технологий, создание

новых видов биотоплива.

4.Рентабельность инвестиций в традиционный downstream

топливно-энергетического комплекса, являюсь производной це-

новых кризисов на нефтяном рынке будет иметь циклический и

более непредсказуемый характер. Поэтому все чаще при подго-

товке ТЭО будет рассматриваться и объединяться вся произ-

водственная цепочка «от устья скважины до бензоколонки». Это

позволит максимально снизить всевозможные риски, но создаст

благоприятные условия для монополизации рынков.

Учитывая все вышеуказанные тенденции, усовершен-

ствование уже имеющихся, появление и процветание к сере-

12

дине нынешнего века альтернативных источников энергии, не-

обратимый процесс. Поэтому государства, располагающие са-

мыми высокими современными мировыми технологиями в

этой сфере, все меньше будут аппелировать к модному сегодня

термину «Энергетическая безопасность». Завершение «эпохи

легкодоступной нефти», вне всякого сомнения, привело на ры-

нок нового игрока, за которым большое будущее.

Но, тем не менее, несмотря на выявленные тенденции надо

отметить, что нефть и прочие энергоносители останутся основ-

ным источником потребляемой энергии в мире. Это при всем

том, что в связи с ростом цен на нефть доля жидкого топлива в

мировом потреблении к 2030 г. сократится до 33% (по сравне-

нию с 37% в 2005 г.). Согласно ОПЕК мировой спрос на энерго-

носители за прогнозируемый период составит 1,7% в год, что в

сумме составит 50%-ный рост в течении 2006-2030 г. Причем

самые высокие темпы роста (например в азиатских странах

15÷31% в год) будут наблюдаться в развивающихся странах, ко-

торый к прогнозируемому периоду достигнет (спрос!) уровня

113 млн. барр. в сутки. Причем удельный вес освоения шельфо-

вых месторождений в этом процессе увеличивается каждым го-

дом (см.рис.1.1.).

Рис.1.1. Тенденция развития освоения шельфовых месторожде-

ний.

13

Общий спрос на традиционную нефть не будет перевешать

82 млн. б/с к 2030 году, а недостающая часть спроса будет вос-

полнена за счет запасов как традиционных, так и нетрадицион-

ных энергоносителей (см. рис.1.2.):

Рис.1.2.Снижение коэффициента восполнения запасов

нефти:

Снижение коэффициента восполнения запасов нефти ука-

зывает на то, что поставки на глобальные нефтяные рынки оста-

нутся сравнительно недостаточными, а также изменится и

структура потребления энергии (см.рис.1.3). Становится оче-

видными и то, что по всему миру нефть в потреблении заменя-

ется природным газом, уровень которого к 2030 году возрастет

до 4,47 трлн.куб м.

Аналитики полагают, что путем дальнейшей разработки

нефтяных месторождений и ввода новых мощностей нефтедо-

бычи может быть обеспечен необходимый коридор цен на

нефтяные фьючерсы. Немаловажное значение в установлении

граничных показателей коридора цен имеют ослабление спеку-

лятивной составляющей конъюнктуры и замедление роста ми-

рового спроса. Таким образом, при обеспечении необходимого

количества инвестиций для развития нефтяной отрасли и разум-

ном их управлении могут быть достигнуты инновационный сце-

нарий развития страны производителя. В противном случае

имеется опасность инерционного варианта развития нефтедобы-

вающей отрасли страны производителя. Возможные варианты

14

сценариев развития отрасли определяют границы роста нефте-

добычи в стране-производителя, что формирует вклад в опреде-

ление коридора мировых рыночных цен на нефтяные фьючерсы.

Рис.1.3.Рост доли нетрадиционных и трудноизвлекаемых

запасов нефти в мире:

Одной из самых серьезных проблем является истощение

первичных невосстанавливаемых природных ресурсов, вызван-

ное увеличением темпов промышленного производства с выте-

кающими отсюда последствиями. В связи с этим возникли весь-

ма непростые по своей глубине и сущности вопросы, на которые

необходимо представить научно-обоснованные прогнозы. Глав-

ными из них стали такие, как насколько велики объемы первич-

ных природных невозобновляемых энергоресурсов (см.рис.1.4,

1.5 и 1.6.), как скажется на мировой экономике сокращение и

истощение.

Рис.1.4.Структура потребления первичных энергетических

ресурсов в мире в 2007 году:

15

Рис.1.5.Распределение извлекаемых мировых запасов

нефти.

Рис.1.6.Динамика изменения извлекаемых запасов нефти в

мире.

Рис.1.7.Структура потребления нефти в мире в 2007 году.

16

Запасов нефти и газа, каковы прогнозы и тенденции в по-

треблении энергоресурсов (см.рис.1.7), насколько долговечным

окажется высокий уровень мировых цен на нефть и не станет ли

это катострофей.

Для промышленных и индустриально развитых стран-

импортеров нефти и многие другие.

В последнее время, в один из серьезных элементов форми-

рования мировой цены на энергоносители превратился экологи-

ческий фактор. Это послужило достаточно веской причиной для

роста цен природного газа в мире и в особенности в Европе, что

заставило в свою очередь ЕС серьезно задуматься о своей энер-

гетической безопасности и решать задачи диверсификации ис-

точников углеводородов и путей их транспортировки на евро-

пейский рынок. Таким образом протекционистская политика

стран-производителей и политика ресурсного национализма

стран-производителей нефти и энергоресурсов (см.рис.1.8) вы-

двинули на передний план и сделали одной из важнейших поли-

тических и экономических задач мирового сообщества решение

проблемы энергетической достаточности в глобальном безопас-

ном мире. Надо отметить, что в общей структуре потребления

первичных энергетических ресурсов в современном мире нефть

занимает первое место и его доля в общем балансе потребления

энергоресурсов составляет 36% (см.рис.1.8.) опережая мировое

потребление угля (28%), природного газа (23%), атомной энер-

гии (7%) опережая мировое потребление угля (28%).

Статистика свидетельствует, что мировой уровень потреб-

ления основных видов энергии за последние 50 лет увеличился

втрое, в основном, за счет роста спроса на нефть и газ (см.рис.

1.5 и 1.6). Однако слишком высокие цены на эти ресурсы на со-

временном этапе таят в себе серьезную угрозу в целом как для

мировой экономики, так и экономики нефтегазопроизводящих и

высокоразвитых (см.рис.1.7) стран потребителей нефти и газа.

17

Рис.1.8. Добыча нефти в мире в 2007 году.

Надо отметить, что соотношение между текущим состоя-

нием ежегодной добычи и запасами имеет огромное значение

для определения стратегии нефтяного бизнеса в добывающих

странах и перспективных на поиски и разведку месторождений в

регионах мира. Это в свою очередь, определяет инвестицион-

ную политику крупнейших нефтяных компаний–произво-

дителей нефти и газа.

Таким образом становится очевидным, что наибольшую

корреляцию с уровнем добычи нефти и газа в мире (см.рис.1.8)

имеют два основных фактора, а именно:

- складывающаяся на мировом рынке цена нефти и газа;

- темпы экономического развития крупнейших регионов и

стран мира.

Эти два фактора тесно взаимосвязаны и находятся в пря-

мой зависимости друг от друга. Объясняется это тем, что быст-

рые темпы экономического развития в наиболее удачных стра-

нах приводят к увеличению спроса на энергоносители и, соот-

ветственно, к увеличению их цены. В то же время постоянное

удорожание энергоносителей становится причиной снижения

активности и приводят к сокращению производственных мощ-

ностей в странах, потребляющих энергоносители (см. рис 1.7).

18

1.2.Стратегическое назначение Азербайджана и ее

энергетическая политика в процессах глобальной энергети-

ческой безопасности

Для Азербайджана, добившейся за последние 15 лет несо-

мненных успехов в развитии всех отраслей экономики можно

убедительно утверждать, что состояние и перспективы развития

нефтегазового и топливно-энергетического комплексов стали

рычагами взаимовыгодного и равноправного межгосударствен-

ного партнерства в мировом сообществе. Это партнерство

направлено на достижение как максимального эффекта от раз-

вития производственных мощностей нефтяного сектора страны,

так и соответствующего её рейтинга в мировом сообществе.

В основу проводимой в стране с 1993 года новой энергети-

ческой политики были заложены задачи полного обеспечения

потребностей страны в энергоресурсах за счет наращивания уг-

леводородных запасов, увеличения добычи нефти и газа, реали-

зации мер по энерго и ресурсосбережению. Страна за короткий

период времени добилась значительного увеличения объемов

добычи нефти и газа (см.рис.1.9.), не только отказалась от им-

порта энергоресурсов (природного газа и электрической энер-

гии), но и сама вышла в ряд крупных экспортеров сырой нефти,

нефтепродуктов, природного газа и электрической энергии.

Надо отметит, что углеводородный потенциал Каспийско-

го моря характеризуется как огромными запасами нефти, так и

значительными ресурсами природного газа. В Каспийском море

к настоящему времени открыто 40 нефтяных и газовых место-

рождений и более 400 геологических структур и поднятий, пер-

спективных для поисков углеводородных запасов. По мнению

некоторых западных экспортов потенциальные углеводородные

ресурсы Каспия оцениваются в 200 млрд. баррелей нефти (около

28 млрд. тонн) и более 400 трлн. кубометров газа.

Конечно, всем своим успехам в экономики Азербайджан

обязан топливно-энергетическому комплексу страны. С 1994

года с участием Азербайджана подписано 26 международных

соглашений по добыче нефти и газа типа PSA (см. рис.1.10.). По

19

состоянию на 01.01.2008 года обьем иностранных инвестиций в

разведку, освоение месторождений и добычу нефти и газа со-

ставил 24 млрд. $. В 2007, 2008 и 2009 годах, соответственно, в

Азербайджане было добыто 42,6, 52,2 и 60 млн. тонн нефти, а в

2010 году планируется обеспечить уровень 65 млн. т.

Рис.1.9. Рост добычи нефти в Азербайджане за последние 10 лет.

Рис.1.10.Основные источники увеличения добычи газа в Азер-

байджане.

Увеличивается и добыча природного газа. Так, в 2008 году

добыто 27,4 млрд.м3 газа, в том числе 19,4 млрд.м3 из месторож-

дений «АЧГ» и Шахдениз (см. рис.1.10) и 8 млрд.м3 из разраба-

тываемых ГНКАР месторождений. В результате поисковых ра-

бот в рамках действующих проектов по освоению морских ме-

сторождений прогнозируется, что природный газ в недалеком

20

будущем станет важным и доминирующим фактором развития

экономики Каспийского региона, включая Азербайджана.

Реализация нефтегазовой стратегии Азербайджана привела

за истекшие последние 5 лет к увеличению валового продукта

2,7 раза, что является наглядным показателем успешного эконо-

мического развития страны.

Благодаря успешной реализации нефтяной стратегии бюд-

жет Азербайджана на этом этапе развития превышает уровень

15 млрд.$ а валютные резервы - приблизились к рубежу 20

млрд.$. В связи с этим увеличились потенциальные инвестици-

онные возможности и капиталовложения страны за её предела-

ми. Фактически ГНКАР уже превратился в стремительно разви-

вающуюся мировую компанию и стала одной из гигантских

нефтегазовых структур мира. Очень привлекательными с уча-

стием ГНКАР смотрятся такие международные проекты как

приобретение 51% акций химического концерна Petkim Neft-

Kimya Holding A.S. (около 5 млрд. $), плановое строительство

нефтеперерабатывающего завода в Турецком порту Джейхан,

развитие терминальных мощностей и сети автозаправочных

станций под брендом SOCAR на территории Грузии (более 1

млрд.$), строительство Черноморского терминала с пропускной

способностью 10 млн. т/год в Грузинском порту Кулеви для

экспорта в Европу через территорию Грузии нефтегазопродук-

тов Азербайджана и стран Центральной Азии, планируется

строительство трубопроводной системы (с целью диверсифика-

ции маршрутов доставки энергоносителей на международные

рынки) Одесса-Броды-Европейский Союз, проектный менедж-

мент которого поручено трубопроводной компании Сарматия,

одним из акционеров которой является ГНКАР, а также – воз-

можное участие в реализации трубопроводных проектов

NABUCCO, т.е. ITGI (Турция-Греция-Италия) или ТАР (транса-

дриатический), ожидается реализация проекта по экспорту газа

Стадии-2 разработки газоконденсатного месторождения «Шах-

Дениз», построение нового современного нефтехимического

комплекса в Азербайджане с технологией, отвечающей между-

народным стандартам, включая завод по переработке газа,

21

нефтепереработывающий, нефтехимический и химические заво-

ды, а также теплоэлектроцентраль для обеспечения работы этих

объектов.

Таким образом, сегодня Азербайджан стал крупным про-

изводителем и экспортером нефти и газа, полностью обеспечи-

вает свою энергетическую безопасность и продолжает вносить

вклад в энергетическую безопасность других стран. Деятель-

ность Госнефтекомпании Азербайджана позволит в предстоя-

щие годы продолжить стремительное развитие страны на миро-

вых рынках .

Следует отметить, что несмотря на извлечения из недр 1,4

млрд. тонн нефти и 500 млрд. м3 газа за всю историю промыш-

ленной добычи в Азербайджане указанных энергоносителей

возможности открытия новых месторождений еще не исчерпа-

ны. Поиски новых месторождений в основном связаны с пер-

спективными структурами Азербайджанского сектора Каспий-

ского моря.

В связи с этим составлены краткосрочные и долгосрочные

программы посково-разведочных работ и ведутся, согласно этим

программам, работы по более глубокому освоению уже разраба-

тываемых месторождений.

1.3.Расширение объема буровых работ-основной и не-

обратимый фактор стабилизации показателей нефтегазодо-

бычи

Несмотря на ожидаемое небольшое естественное (в преде-

лах 3%) падение добычи на месторождениях национального

сектора Каспийского моря вышеуказанными программами

предусмотрены соответствующие стабилизационные мероприя-

тия. К этим мероприятиям следует отнести проведение ком-

плекса необходимых геолого-технических мероприятий (свыше

200), расширение объема буровых работ на нефть и газ на раз-

рабатываемых морских месторождениях (на «Гюнашли» до 2015

года запланировано бурение около 40 скважин на нефть, около

10 скважин на газ в основном, на VI-VIII горизонты с большими

22

остаточными извлекаемыми запасами НКП и Кас; на месторож-

дениях Нефт дашлары и Палчыг Пилпилеси (бурение высокоде-

битных скважин с нововведенных морских стационарных осно-

ваний №1887 и №2387, всего 44 скважин), Дарвин банкасы (с

оснований №340, №190, №660 и №620, всего 46 скважин), буре-

ние новых скважин, регулярное приведение геолого-

технических мероприятий и внедрение современных методов

(тепловых, физико-химических и микробиологических) увели-

чения отдачи находящихся в разработке и старых месторожде-

ний.

Планируется и привлечение этих структур к разработке,

продолжение поисково-разведочных работ на новых месторож-

дениях «Гарабах», «Ашрафи», «Нахчыван», «Зафар-Машал»,

«Умуд», «Бабек» собственными силами ГНКАР.

Объясняется это тем, что проведенные анализы информа-

ций по геолого-геофизическим исследованиям на участках этих

структур показывают о наличии большого нефтегазового потен-

циала этими месторождениями. Все вышеуказанные мероприя-

тия будут способствовать значительному увеличению объемов

разведанных запасов и нефтегазодобычи на месторождениях

ГНКАР.

Следует отметить, что необходимым залогом успешной

реализации производственных буровых программ на месторож-

дениях Каспийского шельфа, включая и сухопутные, является

обеспечение закупок техники и необходимых материальных ре-

сурсов за счет крупных целевых капитальных вложений. Другим

немаловажным следствием этих вложений будет обеспечение

внедрения инновационных технико-технологических и эколого-

экономических решении и исключение тем самым, технологиче-

ских и технических простоев и отставаний в обеспечении произ-

водственных циклов буровых работ.

Для обеспечения целевого и направленного использования

выделяемых средств и внедрения инноваций в практику буро-

вых работ 07 марта 2007 года Указом Президента Азербайджан-

ской Республики И.Г.Алиева был создан в структуре ГНКАР

трест «Комплексные буровые работы» (КБР), объединивший все

23

разрозненные буровые организации (всего 9, а именно 5 УБР, 1

экспедиция по бурению, управление по тампонажу и 2 специа-

лизированных управления) занимается, исключительно, поиско-

вым и эксплуатационным бурением на 25 нефтегазовых место-

рождениях республики, включающих как морские так и сухо-

путные площади. С момента образования трестом КБР ежегодно

производятся буровые работы в объеме более чем 200.000 м. и

сдаются около 100 и более эксплуатационных (в соотношении

4:1, соответственно нефтяных и газовых) скважин.

Основная часть буровых работ приходится на морские ме-

сторождения, где глубина воды достигает 130 метров, и на суше

в радиусе 500 км с центром в г. Баку. В практике деятельности

треста КБР перманентно внедряются инновационные решения

(забойные двигатели, элементы КНБК, химреагенты, оборудо-

вание для реновационных работ, цементировочные работы,

подготовка и очистка бурового раствора и т.д.), что позволило

исключить и свести к минимуму простои в буровых процессах и

поднять только за один год коммерческую скорость на станок в

месяц на 124%. Трестом КБР также развернута работа в направ-

лении освоения и разработки не изведанных ранее новых, бога-

тых энергоносителями морских залежей для дальнейшего нара-

щивания объемов их добычи. Таковыми являются: перспектив-

ная газоконденсатная структура «Умид» на глубине моря более

60 м., где планируется бурение первой поисковой разведочной

скважины с глубоководной морской платформы; сухопутное ме-

сторождение «Джафарли», где в основном запланировано экс-

плуатационное бурение (скв №27 – с дебитом нефти 70 т/с,

скв.№ 31–с дебитом нефти 80т/с, скв. №34 – с дебитом нефти–36

т/с); запланировано бурение на месторождении «Нефт дашлары»

около 40 скважин с целью довести здесь добычу на уровень 1,2

млн.т./год. Это месторождение, как и месторождение «Гюне-

шли», обладают еще большими запасами углеводородов и име-

ют большой задел для дальнейшего эксплуатационного бурения;

до разработка эксплуатирующихся на протяжении многих лет

месторождений суши и моря («Бузовна», «Бахар» «Булла-

Дениз», «8 Марта» и т.д.), все еще обладающих внушительными

24

объемами запасов нефти и газа и делают необходимым развора-

чивание фронта буровых работ вокруг них и строительства но-

вых скважин. В рамках газовой программы уже на газоконден-

сатном месторождении «Бахар» сданное в эксплуатацию в 1969

году и имеющего все еще большие запасы нефти, газа и газового

конденсата дополнительно предполагается проведение поиско-

вых работ.

Все указанные мероприятия направлены на дальнейшее

наращивание объемов добычи энергоносителей и требуют осу-

ществление необходимой модернизации парка технических

средств и соответствующего технологического обеспечения за

счет разработки и внедрения инновационных решений и регла-

ментов в процессах и этапах (включая сферу сервиса и услуг)

производство буровых работ.

1.4.Постановка задач исследований

Анализ перспектив развития буровых работ только на

Азербайджанских морских месторождениях нефти и газа (объем

буровых работ на суше значительно уступает фронту работ в

условиях морского шельфа) показывает, что всего 6 из выявлен-

ных, (находящихся в разведке-113 структур и подготовленных к

бурению-22 структуры) 141 морских структур охвачены бурени-

ем. Годовой объем бурения на этих структурах составляет, как

отмечено выше, около 200.000 м., что определяет ежегодно

осваиваемое после бурения количество скважин-

ориентировочно 50 скважин (при общем действующем фонде–

4895 скважин). Динамика развития объема буровых работ по го-

дам (с года образования треста Комплексные буровые работы

ГНКАР) приводится на рис 1.11.

Анализ диаграм, приведенных на рис.1.11 показывает, что

наряду с увеличением объемов бурения резко улучшилась эф-

фективность использования выделяемых инвестиций. Так при

общем увеличении количества законченных бурением скважин

за эти годы в 1,88 раза количество аварий сократилось в более

чем 5 раз, а потери за счет снижения аварийности в бурящихся

25

скважинах уменьшились в более чем 25 раз в расчете на одну

скважину и 17 раз в расчете на один метр проходки. Технико-

экономические показатели буровых работ на производственных

площадях ГНКАР приведены на рис.1.12 «а» (изменение скоро-

сти бурения по годам, м/станок), «б» (расход буровых долот по

годам, штук/год), «в» (расход утяжелителя по годам, тонн/год),

и «г» (расход химических реагентов, в основном, FXLS,

тонн/год). Как следует из интерпритации содержания рис.1.11 и

1.12, показатели производства буровых работ за последние не-

сколько лет значительно улучшены. Поддержание подобной

тенденции требует более тщательного изучения состояния топ-

ливно-энергетического потенциала страны и определения необ-

ходимых объемов и перспектив ведения буровых работ на бога-

тых энергоносителями её структурах, а также отдельных этапов

производства буровых работ с учетом специфики разрабатывае-

мых месторождений, особенностей реализуемых технологий, их

технического и материального оснащения. Одним из основных

направлений инновационной деятельности в практике бурения

является повышение эффективности процесса разрушения гор-

ных пород путем его более достоверного моделирования и мо-

дернизации породоразрушающих инструментов различного

назначения и улучшения показателей их отработки.

Рис.1.11.Темпы роста буровых работ в ГНКАР за

последние 5 лет

26

Модернизация породоразрушающих инструментов может

быть реализована в направлениях совершенствования их формы

конструктивного исполнения, вооружения, системы промывки,

проектирования рациональных комбинаций технологических

факторов и параметров искривления в наклонно-направленных

скважинах. Эти реализации позволяет снизить по сравнению с

существующими энергоемкость разрушения горных пород, сни-

зить себестоимость удельной проходки за счет разработки и

внедрения породоразрушающих инструментов с инновационно-

совершенными показателями работоспособности и качества.

Скорость бурения по годам (м/станок)

Расход 3-х шарошечных и др. типа долот (штук).

Расход утяжелителя (BSO4) (тонны)

27

Расход FXLS (тон) годы

Рис.1.12. Технико-экономические показатели производства

буровых работ на производственных площадях ГНКАР за по-

следние 5 лет.

Не последнюю роль в совершенствовании процессов про-

изводства буровых работ в наклонно-направленных скважинах

(что особенно существенно для условий морского шельфа) явля-

ется определение путем проведения соответствующих теорети-

ческих и практических исследований, рациональных проектных

комбинаций технологических факторов и параметров искривле-

ния. Для этого необходимо проведение комплекса мероприятий

по изучению влияния различных конструктивных и промысло-

28

во-технологических параметров бурового машинного агрегата

на азимутальное искривление стволов бурящихся скважин. Ре-

зультаты изучений позволяет проанализировать условия взаи-

модействия бурового машинного агрегата со стволом наклонно-

направленной скважины, оценить зависимость параметров ис-

кривления от качественных и количественных характеристик

вектора факторов этого взаимодействия. Таким образом, по-

явится возможность управления параметрами искривления

стволов наклонно-направленных скважин в зависимости от раз-

мерности и состояния этого вектора, ставить и решать, а также

доводить до практического применения, в виде и на уровне па-

тентных разработок и технологических регламентов, научно-

технологические и проектно-конструкторские задачи. За по-

следние несколько десятилетий в мировой практике бурения

начато реализация и успешно развивается технология проводки

наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием

большой протяженности. Реализация этой технологии регламен-

тируется множестом факторов, среди которых не последнее ме-

сто занимают конструктивные особенности бурового машинно-

го агрегата и конструкция низа бурильной колонны и показатели

работоспособности и качества её элементов. Все эти показатели

должны обеспечивать без аварийную проходимость конструк-

ции низа бурильной колонны по наклонно-направленной и гори-

зонтальной частям ствола скважины, а также проектироваться с

учетом достижения требуемых эксплуатационных характери-

стик скважинного оборудования.

Всё это в свою очередь, требует проведения соответству-

ющих исследований по модернизации и совершенствованию бу-

рового машинного агрегата, разработке и внедрению регламен-

тов проектирования конструкции низа бурильной колонны для

проводки стволов различных участков наклонно-направленных

скважин с горизонтальным окончанием.

Необходимо также оценить совершенство конструкции и

приемлемость эксплуатационных характеристик элементов кон-

струкции низа бурильной колонны для условий производства

буровых работ на производственных площадях ГНКАР. Очень

29

значимым в практике бурения является снижение аварийности и

уменьшение потерь в процессах производства буровых работ на

различных этапах реализации технологических операций. Это

связано, как их достоверным проектированием и реализацией,

так и применением эффективных технических средств для про-

изводства ремонтно-восстановительных работ в соответствую-

щих аварийных ситуациях. Следовательно, существуют два

направления уменьшения потерь в процессах производства бу-

ровых работ:

1.Предупреждение возникновения аварий, что ни в по-

следнюю очередь определяется также и человеческим фактором,

и поэтому ни могут быть полностью исключены;

2.Применение эффективного, высокопроизводительного и

конкурентноспособного оборудования для ликвидации аварий

при производстве ремонтно-восстановительных работ.

Первое направление работ, где требуется соблюдение про-

ектных регламентов не исключает, а наоборот, делает необхо-

димым ведение работ по второму направлению снижения воз-

можных потерь в процессах производства буровых работ. Ос-

новным ориентиром в применении ремонтно-

восстановительного оборудования являются высокие эксплуата-

ционные и низкие ценовые характеристики простата конструк-

ции и широкий диапазон применения, что обеспечивает его ми-

ровую конкурентно-способность. Обеспечение этих ориентиров

предусматривает наряду с существующими создание, разработ-

ку и внедрение новых образцов различного класса ремонтно-

восстановительного оборудования.

Все разработки, как технологические, так и технические

для обеспечения их полномасштабного внедрения требуют про-

ведения промысловой опробации для их отработки в конкретной

промысловой обстановке, а также оценку экономической целе-

сообразности внедрения. Все вышеуказанные направления

научно-исследовательских задач составили основу, определили

содержание настоящей разработанной работы за период с 1990

по 2010 гг.

30

Автор выражает признательность коллективу кафедры

«Прикладная» механика АГНА, оказавшему всевозможную под-

держку при выполнении настоящей работы.

31

ГЛАВА 2.

МОДЕРНИЗАЦИЯ ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИХ ИН-

СТРУМЕНТОВ С ЦЕЛЬЮ УЛУЧШЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

ИХ ОТРАБОТКИ В ПРАКТИКЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

РАЗЛИЧНОГО НАЗНАЧЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

АЗЕРБАЙДЖАНА

2.1.Определение перспективных направлений создания

и применения породоразрушающих инструментов с воору-

жением из сверхтвёрдых материалов

Анализ проведенных исследований подтверждает, что

направлениями эффективного применения породоразрушающих

инструментов в практике бурения скважин являются:

-снижение энергоемкости разрушения горных пород на за-

бое скважины и определение для разрабатываемого месторож-

дения наиболее приемлемых способов производства буровых

работ и породоразрушающих инструментов;

-совершенствование конструкции вооружения и разработ-

ка проектных решений по материальному его обеспечению с

большим поражающим потенциалом и показателями качества;

-модернизация системы промывки породоразрушающих

инструментов за счёт достоверного определения координат рас-

положения промывочных каналов и оптимизации профиля их

проходного сечения;

-рациональное проектирование и определение совмести-

мых сочетаний технологических параметров производства буро-

вых работ и их классификация с учётом характера разрушаемых

пород разрабатываемого месторождения и т. д.

Одним из эффективных методов повышения уровня науч-

ных разработок в области проектирования (второе направление)

вооружения породоразрушающих инструментов из сверхтвердых

материалов и реализации результатов исследований является

использование автоматизированных систем как средства прове-

дения информационно-поисковых, библиографических и экс-

пертных работ. Активно использующимися информационными

32

технологиями являются системы поддержки принятия решений

(decision support systems). Их применение обусловлено необходи-

мостью принятия строго обоснованных решений на разных

уровнях управленческой структуры.

В современных экономических условиях остро стоит задача

правильного распределения ресурсов, выделяемых на научные

исследования и разработки. Ее решение значительно облегчается

с применением Интернет-технологий. Развитие и широкое внед-

рение передовых способов хранения и обработки данных созда-

ют условия для технологического прорыва в этой области.

Решение о выборе направления научных исследований

обычно базируется на нечетких, трудно формализуемых субъек-

тивных критериях. В теории принятия решений такая задача ха-

рактеризуется как слабо структурированная, т. е. основанная

больше на качественных, а не на количественных данных. По-

этому актуально создание такого класса программных систем,

которые должны обеспечить лицо, принимающее решение, точ-

ной и полной информацией о состоянии разработок в предло-

женных областях и снабдить его строгими критериями оценки.

К классу таких систем относится разработанная сов-

местно с кафедрой «Прикладная механика» Азербайджанской

Государственной Нефтяной Академии автоматизированная си-

стема анализа перспективных направлений создания и приме-

нения новых долот с вооружением из сверхтвердых материалов

(АСАПН), которая непосредственно базируется на ин-

формационной системе «Сверхтвердые материалы». Она пред-

назначена для поддержки принятия решений о целесообразности

финансирования научных разработок в области создания сверх-

твердых материалов и инструментов на их базе.

Разработка АСАПН базируется на следующих аксиомати-

ческих предпосылках:

1) развитие науки и технологии подчиняется объективным

закономерностям;

2)эти закономерности в значительной степени отобража-

ются в патентной и публикационной динамике;

33

3)они могут быть с большей или меньшей точностью пред-

ставлены в аналитическом виде.

Математической моделью процессов развития научных и

технологических направлений служат сигмоидальная кривая (ло-

гиста, S -кривая)-уравнение 2.1 и кривая Хаберта (Hubbert)- урав-

нение (2.2).

;DtCexpB

AP

1 (2.1)

.

DtCcoshB

AP

1 (2.2)

При исследовании патентно-публикационной информации,

коэффициенты в уравнениях (2.1) и (2.2) будут иметь следующий

смысл: Р - количество публикаций (патентов) на время t ; А -

максимальное количество публикаций (патентов); Д-время мак-

симума публикационной (патентной) информации; В,С - коэф-

фициенты, описывающие наклон кривой.

Эти кривые, используемые для аппроксимации патентной

и публикационной динамики, имеют несколько участков, соот-

ветствующих определенным стадиям развития:

1.Стадия инноваций. Патентное развитие технологии. Ха-

рактеризуется небольшим числом патентов (публикаций) и низ-

ким коэффициентом прироста. Расположена от 0 до 10% макси-

мального уровня.

2.Стадия роста. Бурное развитие технологии. Характеризу-

ется высоким коэффициентом прироста. Расположена от 10 до

90% максимального уровня.

3.Стадия насыщения. Исчерпание новаций в данной обла-

сти. Характеризуется большим числом патентов (публикаций) и

низким коэффициентом прироста. Расположена от 90 до 100%

максимального уровня (логиста) или от 90 до 90% (кривая Ха-

берта).

4.Стадия спада. Имеется только в кривой Хаберта. Угасание

интереса к научной проблеме. Расположена от 90 до 0% макси-

мального уровня.

34

Принятие решения о выборе наилучшего научного направ-

ления основано на последовательном применении двух критери-

ев: 1)стадия развития; 2) общее число патентов (публикаций).

Стадия развития научного направления определяется при

помощи анализа аппроксимирующей кривой. Перспективными

направлениями принимаются только находящиеся в стадии ро-

ста. Из отобранных технологий наилучшей считается технология

с наибольшим суммарным количеством патентов (публикаций),

что соответствует наибольшей актуальности проблемы.

АСАПН включает в себя следующие модули: - загрузки

данных; - анализа данных; - принятия решений.

Исходными данными для АСАПН служит семантическое

ядро научного направления. Семантическое ядро (СЯ) представ-

ляет собой словосочетание из 1-3 ключевых слов, наиболее пол-

но характеризующих тематику направления.

Набор СЯ для анализируемых научных направлений после-

довательно вводится а модули загрузки данных. Модули загрузки

преобразовывают СЯ в запросы к Web-базам данных, располо-

женным на сайтах патентных бюро США, ЕС и сайте архива

научных публикаций. Из полученных страниц автоматически

выделяются сведения о количестве патентов (публикаций) в со-

ответствующем году.

Результатом работы модулей загрузки является набор фай-

лов данных.

Далее каждый файл обрабатывается модулем анализа. Он

выполняет операции визуализации данных, аппроксимации дан-

ных, анализ кривой и определение ее параметров.

Используя результаты, полученные модулем анализа дан-

ных, модуль принятия решений производит на основе примене-

ния вышеуказанных критериев сравнительный анализ научных

направлений и осуществляет выбор наиболее перспективного из

них. Результатом работы является рекомендация для лица при-

нимающего решение.

Одним из основных источников данных об уровне разви-

тия различных направлений техники являются патенты на изоб-

ретения, в частности, распределение числа патентов по годам.

35

На рис 2.1 и 2.2 представлены примеры работы АСАПН по

анализу патентной и патентно-публикационной динамики в обла-

сти создания породоразрушающих инструментов с вооружением

из твердых (серамика) и сверхтвердых (дисперсно-

упрочняемые) материалов.

Ниже приведен отчет программы, соответствующий рис.2.2.

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА

Ключевое слово: cvd

Стадия инновации: 1986-1993 гг.

Стадия роста: 1993-1996 гг.

Стадия насыщения: 1996-… гг.

Пиковое значение: N 478, 1999г.

Пиковое значение (расчетное): N 420, 2010 г.

Общее количество: 3814

Аппроксимация: логистическая

Год: 2010

Таким образом можно сделать вывод о том, что технология

находится в стадии насыщения.

Рис.2.1.Динамика числа патентов по ключевому слову «ce-

ramics» по дынным Бюро патентов и торговых марок (БПМТ)

США (http://www.uspto.gov) и Европейского бюро патентов

(ЕБП) (http://www.epo.co.at/index.htm).

36

Рис.2.2. Динамика числа упоминаний ключевого слова

«cvd» в базах данных Бюро патентов и торговых марок США

(http://www.uspto. gov) и Европейского бюро патентов (ЕБП)

(http://www/epo. co.at/index.htm).

Как видно из вышеприведенных графиков, аппроксимиру-

ющие кривые для каждого из случаев различны. Сигмоидальная

кривая зачастую отражает процесс внедрения в отрасль какой-

либо новой технологии. Поведение графика для керамики и кор-

ректная аппроксимация его кривой Хаберта показывает, что в

потреблении и применении керамики произошел некий каче-

ственный скачок, вызвавший рост интереса к ней. В области

дисперсно-упрочненных с верхтвердых материалов ЪВД наобо-

рот, наблюдается именно рождение новой технологии -

осаждение в качестве упрочняющей компоненты материалов из

газовой фазы углеводородных систем.

Из примера видно, что анализ графиков, построенных про-

граммой, позволит не только спрогнозировать возможную ситу-

ацию в какой-либо конкретной области науки и техники, но и

сравнить эти ситуации, определить наиболее активно развиваю-

щиеся на данный момент области, оценить характер их развития.

В результате, принятие решения об увеличении (уменьшении)

затрат на исследования в данной области будут приниматься от-

ветственным лицом более адекватно с учетом текущей ситуации.

Таким же образом на базе разработанной методики имеется воз-

можность определения перспективности и других направлений

совершенствования породоразрушающих инструментов.

37

2.2.Анализ причин снижения ресурса породоразруша-

ющих инструментов истирающе-режущего типа и разработ-

ка методов повышения их эксплуатационных показателей

Долота истирающе-режущего типа являются высоко про-

изводительным буровым инструментом и находят применение

при проходке нижних интервалов глубоких скважин на нефть и

газ. Их эффективность может быть значительно повышена, если

устранить аномальный износ на рабочей поверхности вооруже-

ния. Буровой инструмент оснащается различными породораз-

рушающими элементами. К ним относятся крупные зёрна при-

родных алмазов, синтетические поликристаллические алмазы

СВСП, алмазный композиционный термостойкий материал

(АКТМ), алмазно-твердосплавные поликристаллические пла-

стины (АТП), а также мелкие зёрна природных или синтетиче-

ских алмазов, импрегнированные в различные по составу мат-

рицы.

Материал из мелких порошков природных алмазов, за-

креплённых в твердосплавной матрице, получил название сла-

вутич. Из славутича изготовляют вставки обычно цилиндриче-

ской формы, которыми и оснащают буровой инструмент. С

начала его производства, изготовлено и использовано в бурении

свыше 10 млн. вставок.

Путем многолетних наблюдений установлено, что 60% до-

лот типа ИСМ, оснащённых вставками Славутича, независимо от

районов применения изнашиваются неравномерно, особенно в

форме кольцевых канавок и преждевременно выходят из эксплу-

атации.

По самым укрупненным расчётам из-за аномального износа

долот ИСМ объём неиспользованного алмаза в них составляет от

30 до 57%. Поэтому проектирование долот и режимов бурения,

обеспечивающих равномерный износ, является актуальной зада-

чей отраслевого значения.

Кольцевые канавки вызванные аномальном износом, заме-

чены на алмазных долотах всех конструкций (рис.2.3) и как по-

казывают наблюдения, это не случайное явление, а постоянный

38

недостаток, обусловленный свойствами горных пород, кон-

струкцией долота и режимом бурения.

Известно, что при вращательном бурении рабочие элемен-

ты долота, находясь под осевой нагрузкой, перемещаются по за-

бою скважины с различной скоростью, разрушают горную поро-

ду и одновременно изнашиваются. Вынос продуктов разрушения

и охлаждения режущих элементов осуществляется буровым рас-

твором, прокачиваемым через долото.

Рис.2.3.Кольцевые канавки на рабочей поверхности

алмазных долот типа:

а) МДК 214,3; б) МДР 214,3; в) ИСМ 214,3 С; г) ИСМ 292,9 Т.

В работах приведены зависимости, описывающие профиль

продольного сечения режущей части долот и коронок, который

39

при условии одинаковой работы трения для каждого алмаза дол-

жен равномерно изнашиваться. Однако эти аналитические ис-

следования не содержат практических рекомендаций по кон-

струкциям долот, их формам и уровню оснащенности в зависи-

мости от свойств пород и режимов бурения.

Одним из параметров, определяющий конструкцию ал-

мазного долота, является общий уровень его оснащенности и

схема укладки кристаллов алмаза или алмазных вставок. Из-

вестны различные схемы размещения породоразрушающих эле-

ментов на рабочей поверхности долота: спиральная, радиальная,

шахматная, однослойная, многослойная и другие комбиниро-

ванные схемы.

Рабочие поверхности алмазных долот имеют плоскую,

выпуклую, вогнутую, коническую, параболическую, эллиптиче-

скую, тороидальную, ступенчатую и другие формы профиля.

Для общей укрупненной оценки уровня оснащенности долот

и размещения алмаза по площади забоя скважины используется

критерий (коэффициент) оснащенности, который представляет

отношение площади алмазных элементов к площади забоя сква-

жины, как в каждой кольцевой дорожке рабочей поверхности, так

и долота в целом независимо от формы профиля и схемы разме-

щения.

Как отмечено показано ранее, текущее значение коэффици-

ента оснащенности для алмазных долот характеризуется рядом

монотонных кривых, которые не имеют экстремумов. Предпо-

логается, что при одинаковых условиях разрушения породы по

всему забою скважины и стабильных свойствах алмазоносных

материалов значение коэффициента оснащенности должно быть

постоянным или близким к постоянному.

Для проверки этой гипотезы были поставлены экспери-

менты на специально сконструированном стенде, описание ко-

торого приводится ниже.

Обычно лабораторные испытания проводятся для того,

чтобы на стадии близкой к производству выявить возможные

недостатки инструмента и пути его усовершенствования, а так-

же составить прогноз показателей применения в промышленных

40

условиях. Для проведения испытаний необходимо создать усло-

вия, которые совмещали бы в себе максимальную приближен-

ность к реальным условиям работы инструмента и некоторую

идеализированность, необходимую для многократной и точной

воспроизводимости эксперимента. При этом, такие испытания

очень часто ставят проблему больших материальных и энерге-

тических затрат, что, в свою очередь, может отрицательно ска-

заться на выборе условий испытания и, в конечном итоге, на до-

стоверности полученных результатов.

Учитывая все это, на базе оборудования испытательной

лаборатории кафедры «Прикладная механика» АГНА был раз-

работан и создан стенд (рис.2.4.) для проведении испытаний

бурового инструмента, оснащенного сверхтвердыми компози-

ционными материалами.

Рис.2.4.Установка для испытания бурового инструмента

(ЭУ).

Технические характеристики стенда: осевое перемещение колонны - 0-800 мм;

скорость перемещения колонны - 0,05-0,1 м/с;

осевое усилие - 105 кН;

частота вращения ротора - 103-310 мин-1.

41

Таким образом, технические возможности бурового стенда

позволяли проводить испытания инструмента при режимных

параметрах, максимально приближенных к режимным парамет-

рам роторного способа бyрения в промысловых условиях.

Разработанный в лабораторных условиях стенд имеет не-

которые конструктивные особенности, выгодно отличающие его

от существующего подобного оборудования.

Во первых, стендовое сооружение позволяет максимально

приблизить испытания к реальным условиям эксплуатации бу-

рового инструмента. Гидропневматическая система, используе-

мая для создания нагрузки вдоль вертикальной оси инструмента,

позволяет плавно и равномерно изменять осевую нагрузку во

всем диапазоне нагрузок, используемых при работе на буровых.

Во-вторых, оригинальная конструкция стенда позволяет

обеспечить равномерность износа вооружения за счёт отсут-

ствия радиальных биений колонны, обусловленных длиной ко-

лонны и несовершенством передающих узлов, которые в реаль-

ных условиях корректируются применением центрирующих

устройств.

В-третьих, обеспечена оптимальная очистка зоны забоя,

что гарантирует отсутствие засаливания рабочих органов ин-

струмента. При этом есть возможность без потери качества про-

мывки несколько снизить расход промывочной жидкости и

энергетические затраты, что весьма выгодно при лабораторных

испытаниях.

Стенд был оборудован комбинированным гидроэлектриче-

ским пультом управления, и информационно-измерительной си-

стемой для определения физико-механических характеристик

испытываемого инструмента.

На рис.2.5 представлена принципиальная система стенда

для испытания бурового инструмента, состоящего из бурового

станка, промывочного насоса, маслонасосной станции, пульта

управления с приборами контроля, электропривода-двигателя

постоянного тока с тахогенератором и двигателя-генератора по-

стоянного тока для питания обмоток возбуждения.

42

Рис. 2.5. Принципиальная схема стенда: 1-буровой станок;

2-двигатель генератора постоянного тока; 3-промывочной насос;

4-маслонасосная станция; 5-пульт управления с приборами кон-

троля; 6-электропривод-двигатель постоянного тока с тахогене-

ратором; 7-гидравлические цилиндры; 8-буровая колонна; 9-

датчики силы 7У3/50 кН; 10-датчик силы 7-С9В/20кН; 11-

датчик линейного перемещения 7WА/500мм-Л; 12-устойства

сбора и преобразования информации; 13-персональный компью-

тер.

Буровой станок состоит из буровой вышки и ротора,

жестко соединенных между собой на общей фундаментной ра-

43

ме. Буровая вышка состоит их двух коробчатых вертикальных

стоек с боковыми подкосами, трёх поперечных траверс, двух

гидравлических цилиндров и буровой колонны.

Нижний торец буровой колонны оснащен замковой резьбой, с

помощью которой к буровой колонне присоединяется испыты-

ваемый инструмент. На столе ротора закрепляется образец по-

роды для испытания бурового инструмента. Для контроля вер-

тикального усилия на гидроцилиндрах установлены датчики си-

лы 7U3/50kN (с номинальным усилием 50 kN), кроме этого уси-

лие контролируется по манометру, установленному на пульте

управления.

Для контроля крутящего момента при бурении использует-

ся датчик силы 7-C9B/20 kN (c номинальным условием от 0,5 до

20 kH), установленный на одной из опор подвижной траверсы.

Для контроля глубины бурения на буровой вышке уста-

новлен датчик линейного перемещения 7WA/500mm-L (с диапа-

зоном измерений от 0 до 500 мм), а для контроля скорости вра-

щения стола, ротора на валу двигателя привода - тахометр, по-

казатели которого выведены на панель пульта управления.

Данные, снятые с датчиков, поступают на измерительный

преобразо-ватель, где результаты измерения усиливаются, дис-

кретизируются и передаются для дальнейшей обработки на

ЭВМ.

В процессе проведения испытаний на стенде непрерывно

осуществляется комплекс совместных прямых и косвенных из-

мерений. Система даёт возможность с высокой точностью опре-

делять и отслеживать такие параметры как скорость вертикаль-

ного перемещения бурового инструмента в породе, величину

перемещения, осевую нагрузку на буровой инструмент, ско-

рость вращения стола ротора, крутящий момент, воздействую-

щий на инструмент, мощность, потребляемую в процессе буре-

ния, расход промывочной жидкости.

Полученные параметры позволяют производить расчет и

прогнозирование срока работоспособности бурового инстру-

мента и давать рекомендации по его эксплуатации.

44

В лабораторных условиях не стенде определялась механи-

ческая скорость бурения крепкого песчаника вставками Славу-

тича при разном сочетании нагрузки и скорости резания, охва-

тывающем практический диапазон режима бурения алмазными

долотами. Коэффициент оснащенности во всех опытах был оди-

наковым. Результаты опытов приведены в табл. 2.1.

Механическая скорость бурения вставками славутича при

разном сочетании нагрузки и скорости резания, м/ч.

Таблица 2.1

Подводимая

мощность, Вт

Скорость резания, м/с Среднее значение

скорости бурения,

м/ч 1,6 2,6 3,2 4,0 6,5 8,0 10,0

1500 0,89

0,67 0,67 0,72 0,72 0,80 0,87 0,76

2000 1,10 0,67 0,79 1,03 0,94 0,96 0,95 0,92

3000 1,34 1,56 1,25 1,13 1,0 1,19 1,39 1,27

4000 1,54 1,75 1,82 1,73 1,20 1,60 0,96 1,51

Колебания механической скорости для практической оцен-

ки процесса бурения можно считать незначительными, поскольку

отклонения от среднего показателя находятся в пределах разброса

экспериментальных данных при разрушении горных пород. Эти

опыты показали, что при всех 4-х уровнях нагрузок и скорости ре-

зания до 10 м/с на поверхности забоя скважины отсутствуют участ-

ки с аномальными значениями энергоемкости разрушения породы,

что подтверждает достоверность принятого допущения.

Алмазные долота, у которых рабочие элементы размеще-

ны с учетом постоянного или плавно изменяющегося значения

коэффициента оснащенности, меньше подвержены аномальному

износу, однако полностью исключить неравномерный износ на

практике не представляется возможным.

Учитывая изложенное, в описанных выше опытах опре-

делили удельный износ вставок славутича. При подводимой

мощности 2000 Вт, постоянном коэффициенте оснащенности и

одинаковых условиях охлаждения износ славутича в каждом

опыте при одной и той же скорости резания был различным

(табл. 2.2).

Удельный износ славутича при разрушении песчаника,

х102 г/м3

45

Таблица 2.2. Номер

опыта

Скорость резания, м/с

1,6 2,6 3,2 4,0 6,5 8,0 10,0

1 29,0 124,7 87,3 19,2 9,9 58,0 29,5

2 39,0 9,4 13,5 12,7 5,8 76,0 83,8

3 61,0 53,3 48,9 99,8 4,4 20,0 115,5

4 41,0 15,4 12,7 28,9 5,1 9,7 9,8

5 - 5,1 59,5 11,0 - - 63,9

Средние

значения 42,5 41,6 44,4 34,3 6,3 40,9 60,5

Это может привести к аномальному износу отдельных

вставок в любой зоне долота и образованию в этой зоне кольце-

вой канавки.

Средние значения удельного износа по 4-5 опытам

(см.табл. 2.2) для всех скоростей резания, кроме значения 6,5

м/с, остаются практически постоянными, что дает основание ре-

комендовать текущее значение коэффициента оснащенности для

всей рабочей поверхности алмазного долота.

Таким образом установлено, что:

1.Аномальный износ на рабочей поверхности алмазных

долот обусловлен многими факторами, главным из которых яв-

ляется уровень оснащенности.

2.Величина удельного износа вставок славутича при оди-

наковых условиях опыта может изменятся в несколько раз. Это

является причиной аномального износа рабочей поверхности

алмазного долота.

3.Энергоемкость разрушения породы вставками славутича

при постоянном коэффициенты оснащенности остается практи-

чески постоянной.

Общим недостатком для всех породоразрушающих эле-

ментов, кроме пластин АТП, является снижение эффективности

разрушения породы в процессе бурения, вызванное износом и

затуплением режущей кромки. В наибольшей мере это относит-

ся к вставкам славутича, которое показывают низкую режущую

способность, особенно при бурении твёрдых абразивных пород.

Вставки славутича, изначально с клиновой или сферической

формой головки, при бурении интенсивно изнашиваются, при-

обретая плоскую форму торца с большей, чем первоначальная,

46

контактной площадью. Вследствие этого уменьшаются удель-

ные нагрузки и глубина разрушения породы. Для осуществления

эффективного и стабильного во времени процесса разрушения

породы необходима стабильная форма породоразрушающих

элементов. Создания вставок со стабильной формой режущих

кромок, обладающих в процессе бурения свойством самозатачи-

вания, является направлением позволяющее значительно улуч-

шить показатели отработки породоразрушающих инструментов

и интенсифировать процесс производства буровых работ.

Принцип самозатачивания характерен для пластин АТП,

которые используют, в основном при бурении мягких и средних

пород. Наблюдения и опыт использования долот с вооружением

из композиционного сплава на производственных площадях

Треста Комплексные буровые работы ГНКАР показывают, что

при износе пластин АТП на 70-80%, что соответствует проход-

ке на долото до 3,0 тыс. м., механическая скорость бурения мало

изменяется и остаётся достаточно высокой – 25-30 м ч. Это

обеспечивается тем, что твердосплавная подложка пластины из-

нашивается интенсивнее алмазного слоя, благодаря чему он

первым вступает в контакт с горной породой и длительное вре-

мя сохраняет свои режущие свойства. В пластинах АТП режу-

щая кромка, представлена алмазными зернами высокой концен-

трации и полностью отсутствуют зерна или имеется их низкая

концентрация в твердосплавной подложке или державке.

Концентрация зерен по всему объему вставки славутича

одинаковая, композиционный материал имеет однородную

структуру с равномерным распределением зерен, вследствие че-

го и изнашивается он с одинаковой интенсивностью по всей ра-

бочей поверхности. В зависимости от условий применения кон-

центрация зерен во вставках славутича может быть различной.

Так, для бурения мягких и средних пород применяют вставки с

концентрацией зерен 10-25% (по объему), а для бурения твер-

дых абразивных пород концентрацию увеличивают до 40-50% (

по объему).

В результате приведенного выше сопоставительного ана-

лиза износа пластин АТП и славутича становится очевидным,

47

что для достижения неравномерного износа рабочей поверхно-

сти вставок славутича с эффектом самозатачивания необходима

переменная концентрация алмазных зерен, увеличивающаяся в

направлении режущей кромки. Модель самозатачивания состоит

в том, что к вершине режущей кромки повышается износостой-

кость материала вставки, обеспеченная повышением концентра-

ции алмазных зерен.

Для практической реализации этого предложения разрабо-

тана конструкция алмазной комбинированной вставки (рис.2.6)

в которой концентрация алмазных зерен от периферии к вер-

шине возрастает ступенчато: в центральной зоне концентрации

зерен составляет 85-90%, а на периферии-до 25% (по объему). В

качестве материала высокой концентрации зерен использованы

цилиндры АКТМ, материал низкой концентра представлен сла-

вутичем.

Рис.2.6.Алмазная комбинированная вставка:

1-твердосплавная державка; 2-композиционный материал

славутича; 3-цилиндр АКТМ.

Режущие свойства комбинированных вставок определяли

двумя способами: методом вдавливания вставки в породу и бу-

рением породы в лабораторных условиях.

Вдавливание исследуемых вставок производили на стан-

дартном приборе УМГП-3М, предназначенном для определения

физико-механических свойств пород. В качестве горной породы

принят известняк твёрдостью по штампу Рш=162кг/мм2.

В результате обработки данных получены усредненные

кривые (рис.2.7), характеризующие процесс внедрения исследу-

емых породоразрушающих элементов в твердый известняк.

48

Поскольку центральная часть комбинированной вставки

представлена цилиндром АТКМ диаметром 3 мм, подобным

штампам для определения физики-механических свойств пород,

кривая 1 (см.рис.2.7) представляет собой линейную часть диа-

граммы «нагрузка-деформация» при внедрении штампа. Из по-

лученных данных следует что комбинированные вставки и

вставки славутича близки по режущим способностям при глу-

бинах внедрения до 0,2мм, а при больших глубинах режущие

свойства комбинированных вставок будут выше.

Закономерно, что обе эти вставки по режущей способности

значительно уступают пластинам АТП и крупным алмазным

зернам, кривые внедрения которых для сравнения показаны на

рис.2.7. (кривые 3 и 4 соответственно).

Рис.2.7.Зависимость нагрузки от глубины внедрения поро-

доразрушающих элементов в твердый известняк:

1-комбинированная вставка; 2-вставка славутича; 3-

пластина АТП; 4-крупное алмазное зерно.

Определение энергоёмкости разрушения породы проводи-

ли на стенде, описание которого представлено выше.

49

При этом исследовались как отдельные комбинированные

вставки, так и целая группа вставок, закрепленных на планшай-

бе методом пайки (рис.2.8). В тоже время при испытании груп-

пы вставок, закрепленных на планшайбе (см.рис.2.8,а) энерго-

емкость разрушения породы для комбинированных вставок и

славутича практически одинакова.

Результаты испытаний вставок при разрушении крепкого

абразивного песчаника твердостью по штампу Рш=350кГ/мм2

приведены в таблице 2.3:

При работе отдельными комбинированными вставками

энергоемкость разрушения крепкого песчаника комбинирован-

ными вставками в 2 раза ниже, чем вставок славутича.

Рис.2.8.Планшайба с комбинированными вставками после

испытаний:

а-общий вид планшайбы; б-форма износа комбинирован-

ных вставок.

Форма износа комбинированных вставок (см. рис. 2.8,б)

подтвердила предположения о самозатачивании и сохранении

первоначальной формы вставки. Разрушений и сколов на по-

верхности комбинированных вставок при длительном испыта-

нии планшайбы на износостойкость не наблюдалось. Результаты

проведенных лабораторных исследований явились основанием

для изготовления опытных бурильных головок, оснащенные

комбинированными вставками (рис.2.9), два образца которых

диаметром 212,7/80 мм были направлены для испытаний на

50

производственные площади Треста «Комплексные буровые ра-

боты».

Результаты испытаний алмазных комбинированных вставок

Таблица 2.3.

Показатели Вставки

славутича

Алмазные комби-

нированные

вставки

Планшайба с ком-

бинированными

вставками

Нагрузки на 1 вставку, кГ 50 20 40

Скорость резания, м/с 4,0 4,0 2,1

Коэффициент сопротивле-

ния резанию 0,26 0,32 0,30

Энергоемкость разрушения

породы, Гм/см3 568 280 572

Рис. 2.9. Общий вид бурильной головки с комбинированными

вставками

2.3.Оптимизация конструкции вооружения буровых

породоразрушающих инструментов истирающе-режущего

типа

Вопросам конструирования породоразрушающего воору-

жения бурового инструмента посвящен ряд работ в этой области

техники. При этом решение поставленных задач сводятся к

нахождению функции распределения элементов по радиусу ин-

струмента при проецировании ее на плоскость, перпендикуляр-

ную оси скважины. Указанные подходы неоправданно ус-

ложняют расчеты, связанные с проектированием инструмента,

исключают из рассмотрения калибрующие поверхности, на ко-

торые расходуется 25-40 % вооружения.

51

Надо отметить, что функция оснащенности К(л), то есть

отношение площади контакта вставок Ск(л) на любом кольцевом

участке, получаемом вращением образующей вокруг оси долота,

к площади этого же кольцевого участка забоя ΔС3(л), в пределе

является отношением длины линии контакта лк(л) (в каждой

точке л образующей) к длине линии окружности 2πР(л) попереч-

ного сечения забоя в этой же точке:

lR

ll

lR

ll

lS

lSlK kk

l

k

S 22limlim

03

03

, (2.3)

где kik lll ; kil -длина линии контакта по и-му элементу.

Таким образом предлогаемый метод определения линии

контакта сводиться к определению среднего значения длины

линии контакта (kl ) на отрезке Δл образующей, равном шагу т,

причем условие Δл=т позволяет значительно упростить расчет

и позволяет сделать его наиболее гибким в применении к функ-

ции (или коэффициенту) перекрытия (2.3).

Средняя длина линии контакта kl цилиндрических вставок

с плоской рабочей поверхностью, с шагом т, попадающим в ин-

тервал, может быть рассчитана по формуле

t

Sl Bk , (2.4)

где Св - площадь поперечного сечения цилиндрической вставки.

Формула (2.4) позволяет вычислять длину линии контакта в

зависимости от величины износа Δщ, то есть при переменных зна-

чениях площади вставки Св (Δщ) и шага т(Δщ), что имеет место

при износе сферической головки вставки и криволинейной рабо-

чей поверхности инструмента в виде,

ht

hShl B

k

.

Описанный метод определения лк, исходя из шага т раз-

мещения элементов на поверхности корпуса бурового инстру-

мента, позволяет использовать соотношение (2.3), определяю-

щее коэффициент перекрытия, в качестве основного расчетного

52

выражения при проектировании инструмента по заданной функ-

ции оснащенности К (л). Задаваясь, из теоретических или прак-

тических соображений, необходимой функцией К(л), можно в

любой точке образующей l непосредственно (в отличие от дру-

гих существующих методов расчета) установить величину шага t

между вставками в зависимости от профиля инструмента (R(l)),

его оснащенности (К (l)), конструкции и износа вставок Св (Δщ)),

т.е.

lRlK

hSlt

И

B

2

. (2.5)

Значение интегрального коэффициента перекрытия KИ(л)

(функции оснащенности) по образующей л в выражении (2.5)

определяется как произведение параметрических коэффициен-

тов и функций:

lKlKlKKlK McHТИ , (2.6)

где К с индексами - параметрические коэффициенты и функции,

учитывающие соответственно твердость (т) породы, нагрузку (н)

на элемент, скорость (с) перемещения элементов, износостой-

кость инструментального материала (м) и другие существенные

параметры, значение которых определяется вдоль образующей л.

Количество параметрических коэффициентов и функций в

выражении (2.6) зависит от конкретного назначения инструмента и

наличия данных о влиянии параметров на интенсивность износа

элементов.

На основании опыта разработки бурового инструмента ис-

тирающе-режущего типа рекомендуются следующие значения

КТ,: для мягких пластичных пород - 0,03-0,10; мягких-0,06-0,16,

чередующихся по твердости мягких и средних - 0,11-0,25; сред-

них - 0,17-0,34; твердых - 0,30-0,45; крепких - 0,40-0,69.

На основании результатов лабораторных исследований

распределения нагрузки по криволинейному профилю бурового

инструмента при определении КН предлогается использовать не-

прерывную функцию КН(l) со следующими граничными значе-

ниями:

53

КЩ(л) = 0,407-1,000 для опережающих участков;

КН(л) = 0,123-0,839 для участка заклинивания;

КН(л) = 0,407-1,000 для промежуточных участков.

Шаг размещения вставок на торцовой рабочей поверхно-

сти бурильной головки рассчитывается следующим образом.

Образующую л торцевой поверхности разбивают на 12-18

участков и определяют их длину, значение КИ для начальных и

конечных точек каждого участка, а также значение лк для соот-

ветствующих точек каждого участка по формуле:

lRlKll Иk 2 .

Расчет шага размещения вставок начинают из условия

размещения вставки №1 в начале участка л1, при этом значение

лк для вставки № 1 нач

kk ll 1 :

11

k

B

l

St

Значение лк для последующей вставки № 2 определяется из вы-

ражения.

11

12 tkll kk ,

где 1

1l

llk

нач

k

нач

k ;

к1 - значение углового коэффициента функции лк на участке л1; нач

kl и кон

kl - начальное и конечное значения функции лк на участке

л1 в мм; л1- длина участка в мм.

В общем случае

iikiki tkll 1

Последовательно после выполнения расчета для всех

участков торцевой поверхности, определяется, количество вста-

вок, координаты отверстий для размещения вставок, значение лк

для каждого участка образующей л профиля рабочей поверхно-

сти.

Следует отметить, что функция лк=ф(л) определяет рас-

пределение вставок славутича (площадь контакта вставок с забо-

ем скважины) и его объем Всл по образующей л забоя скважины.

54

На отрезке Δл=1мм образующей л профиля поверхности за-

боя скважины объем славутича равен слkсл hlV 1 (

слh - высо-

та рабочего слоя славутича, мм).

Керноприемная и калибрующая поверхности являются

продолжением торцевой, поэтому значение лк для этих поверх-

ностей бурильной головки равно значениям лк участков в точке

их сопряжения с торцевой поверхностью.

Количество вставок на цилиндрических участках рабочей

поверхности (керноприемной и калибрующей) принимается равным

количеству, определяемого из опыта разработки вставок бурильных голо-

вок.

Общее количество вставок nB на торцевой рабочей поверх-

ности бурильной головки можно уточнить по формуле:

B

рпИ

BS

SKn ,

где Sрп и SB -площади рабочей поверхности и вставки.

При разработке рабочего чертежа бурильной головки при-

ступают к размещению вставок по спирали, начиная с цилин-

дрической керноприемной части, затем торцевой и калибрую-

щей.

Применяя предлагаемый метод расчета схемы оснащения

бурового инструмента, управлением сервиса и логистики Треста

КБР ГНКАР было разработано около 30 типоразмеров бурового

инструмента, оснащенного славутичем и алмазно-

тведосплавными пластинами.

Были разработаны программы по расчету схемы оснаще-

ния и промывочной системы всех типов бурового инструмента:

долот для бурения сплошным забоем, бурильных головок, за-

резных долот.

При разработке и передаче в производство истирающе-

режущего бурового инструмента основное внимание уделялось

анализу технико-экономических показателей его применения,

при этом анализу износа уделялось недостаточно внимания.

Ниже приводится анализ технических показателей примене-

ния и износа бурильных головок ИСМ-214,3/80 С-2, ИСМ-214,3/80 Т

55

(базовых), разработанных ранее на основании инженерного опыта про-

ектирования, и ИСМ-214,3/80 СЗ-2, ИСМ-214,3/80 Т-2, разработанных

применением вышеизложенного метода расчета.

Характеристика оснащения бурильных головок приведена в табл

2.4. оснащение поверхности бурильных головок.

Таблица 2.4.

Типоразмер

бурильной

головки

Керноприемная

часть

Торцевая

поверхность

Калибрующая

поверхность Всего

Кол

ичес

тво

алм

аза,

% Величина

коэффи-

циентов

Ко

ли

чест

во

вста

вок,

шт.

Ко

ли

чест

во

алм

азов

, кар

.

Ко

ли

чест

во в

ста-

вок,

шт.

Кол

ичес

тво

алм

аза,

кар

.

Ко

ли

чест

во вст

а-

вок,

шт.

Ко

ли

чест

во алм

аза,

кар

.

Ко

ли

чест

во в

ста-

вок,

шт.

Кол

ичес

тво

алм

аза,

кар

.

ИСМ-214.3/80

С-2 (базовая) 15 21,77 160 142,39 84 61,03 259 225,19 100 Ки=0,29

ИСМ-214.3/80

С 3-2 (разрабо-

танный)

19 18,44 99 96,05 104 45,24 222 159,73 71 Кт=0,25

КИ=0,18

ИСМ-214.3/80

Т(базовая) 21 28,33 88 240,72 258 121,08 467 390,13 100 КИ=0,34

ИСМ-214.3/80

Т-2 (новая) 24 23,28 42 137,74 41 98,96 307 259,98 67

Кт=0,37

КИ=0,2б

Примечание: С-породы средней твердости; Т-породы твердые.

Рис..2.10.Распределение лк по образующей л рабочей поверхности

бурильных головок: 1-для бурения пород средней группы твердости

(С); 2-твердых (Т); 3-результат корректировки функции лк (пунктирная

кривая).

Расчеты схемы оснащения бурильных головок проведены при

следующих значениях коэффициентов и функций:

ИСМ-214,3/80 Т-2 –КТ = 0,37; КН(л); Кс = Км,= 1; Ки = 0,26;

56

ИСМ-214,3/80 СЗ-2 - Кт = 0,25; КН(л); Кс=Км=1; Ки=0,18

Рабочие торцевые поверхности бурильных головок имеют торои-

дальную форму.

На рис 2.10 приведен результат расчета распределения лк по обра-

зующей л рабочей поверхности, включающей керноприемный (I),

торцевой (II) и калибрующий (III) участки бурильных головок ИСМ-

214,3/80 СЗ-2 и ИСМ-214,3/80 Т-2. Для расчетов принимались следу-

ющие функции лк=ф(л): 1-ИСМ-214,3/80 С3-2; 2-ИСМ-214,3/80 Т-2.

Бурильные головки применялись при бурении глубоких скважин

на производственных площадях Треста «Комплексные буровые рабо-

ты» ГНКАР. Интервал бурения 4225-5830 м. Разрез представлен аргил-

литами, алевролитами, известняками, песчаниками.

Бурение осуществлялось роторным способом при следующих

режимах:

нагрузка, кН ........................................................... 30-100,

число оборотов ротора, 1/сек .................................. 1,0-1,3,

расход промывочной жидкости, л/сек ................... 16-28.

Сравнительные показатели применения бурильных головок

приведены в табл.2.5.

Показатели применения бурильных головок

Таблица 2.5.

Типоразмер

бурильной головки

Ин

тер-в

ал б

уре-

ни

я,м

Ко

ли

чес

тво б

у-

риль

ны

х г

оло

во

к

шт.

Обш

ая п

рохо

дка,

м

Об

щее

вр

емя

ме-

ханиче

скоо

бур

е-

ния,

час

Вы

нос

кер

на,

%

Прох

одк

а на

бурго

-

ловк

у, м

Мех

ани-ч

еская

ско

-

рост

ь бу

-

ения,

м/ч

ас

Про

хо

дка,

VI

Мех

анич

еская

ско

-

рос-

ть б

урен

ия,

м/ч

ас

ИСМ-214,3/80

С-2 (базовая)

4225-

5476 13 431 1724 67,4 33,2 0,25 100 100

ИСМ-214,3/80

СЗ-2 (разрабо-

танная)

4241-5306

10 409 1554 67,8 40,9 0,26 123 104

ИСМ-214,3/80 Т

(базовая)

4730-

5830 9 528 2161 54,2 58,7 0,24 100 100

ИСМ-

214,3/80Т-2 (разработанная)

4444-

5136 7 402 1502 60,6 57,4 0,26 95 108

ИТОГО

(базовые)

4225-

5830 22 959 3885 - 43,6 0,25 100 100

ИТОГО (разработанные)

4241-5306

17 811 3056 - 47,7 0,26 109 104

57

Базовые и разработанные бурильные головки показали равные

результаты как по проходке, так и по механической скорости буре-

ния.

Преимуществом разработанных бурильных головок является

более низкая стоимость за счет снижения на 30-40 % количества алма-

за для их изготовления при оптимальной схеме оснащения (см. табл.

2.4).

Для установления величины износа по высоте вставок, приме-

няемых для оснащения бурильной головки ИСМ-214,3/80 Т-2, бы-

ли проведены необходимые измерения.

Величина износа ( ммh, ) для каждой точки профиля

определялась как средняя величина группы вставок из 10 шт. и

относилась к средней точке интервала их распределения (31

точка по профилю бурильной головки, количество вставок 307

шт., см. табл. 2.4). Результаты износа вставок на рабочих по-

верхностях бурильных головок ИСМ-214,3/80 Т-2 (функция

lfhэ ) приведены на рис.2.11.

При этом эh - высота износа вставок с плоской головкой,

которая определялась исходя из объема износа вставок славути-

ча со сферической формой головки. Профиль рабочей поверх-

ности бурильной головки включает следующие участки- керно-

приемный (I), торцовый (II), калибрующий (III). Точками от-

мечено поле отклонения результатов измерения от средней вели-

чины.

Анализируя износ вставок на рабочих поверхностях, можно

отметить следующее.На керноприемном участке I высота износа

вставок изменяется в пределах 0,3-0,7мм. Керноприемное

устройство обеспечивает прием керна диаметром до 82мм. В

начальный период применения бурильная головка обеспечивает

получение керна диаметром 77,6мм, в конце срока службы он

составит 77,6+1,4=79,0<82,0. Таким образом, износ керноприем-

ной части находится в технически обусловленных пределах. Так

как максимальный износ вставок на этом участке составляет 0,7

мм, имеется возможность применить вставки с высотой слоя

щсл=2,0 мм.

58

Наибольший интерес представляет сложный в техническом

отношении торцевой участок II, определяющий один из основных

показателей применения бурового инструмента - проходку.

При расчете схемы размещения вставок на криволинейных

(в т.ч. тороидальных) рабочих поверхностях следует ориентиро-

ваться на опережающий участок 8-10 (см. рис. 2.11).

Рис.2.11. Износ вставок Δщэ по образующей л рабочей по-

верхности бурильной головки ИСМ-214,3/80 Т-2, включающей

керноприемный (I), торцевой (II) и калибрующий (III) участки.

Износ торцевой поверхности II бурильной головки ИСМ-

214,3/80Т-2 (см. функцию lfhэ , рис.2.11) близок к равно-

мерному. Отклонение величины износа от среднего значения со-

ставляет ±27 % (1,51±0,38 мм).

Участки 9-13 торцевой поверхности имеют несколько по-

вышенный износ в сравнении с опережающим участком 8-9, в

связи с чем требуют некоторой корректировки. Связано это с

тем, что при проведении расчетов схемы размещения элементов

значение функции КН(л) в формуле (2.6) определено лаборатор-

ными исследованиями. В производственных условиях наблюда-

59

ются интенсивные вибрационные нагрузки, в связи с чем значе-

ния этой функции, полученные в производственных условиях,

несколько отличаются от лабораторных. Исходя из соотношения

11,149,1/65,1/ 811 hh , шаг размещения вставок на этом

участке необходимо уменьшить в 1,11 раза.

Как показывает расчет, участки профиля 9-13 необходимо

дополнить 9-11 вставками. Корректировка функции лк=ф(л) по-

казана на рис.2.10 отрезком пунктирной кривой (поз.3).

Бурильные головки ИСМ-214,3/80 Т-2 оснащаются встав-

ками с высотой рабочего слоя славутича ммhсл 50,3

( ммhэ 85,2 ). Как показал анализ, предельный износ вставок

38,096,1 h мм, остаточный слой славутича 38,089,00 h

мм. За счет корректировки схемы на торцевом участке имеется

возможность увеличить срок службы бурильной головки на 20-

30% и довести его до 220-240 ч (в настоящее время он равен 180 ч

(см. табл. 2.5)) и получить соответствующее увеличение проход-

ки.

Износ калибрующей поверхности Ш происходит следующим

образом. По мере износа вставок периферийной части торцевой

поверхности II (участки 13-15, рис.2.11) процессе разрушения

породы начинают принимать участие опережающие участки 15-

17 калибрующей поверхности III. Износ вставок на участках 15-

17 составил 1,20-0,10 мм. В дальнейшем процесс износа распро-

страняется на участки 17-18. величина износа которых составляет

0,08-0,12 мм и определяет диаметр инструмента. Износ буриль-

ной головки по диаметру находится в технически допустимых

пределах (0,24 мм < 0,38 мм).

Производственные испытания опытных образцов подтвер-

дили эффективность применения новых бурильных головок

ИСМ-214,3/80 СЗ-2 и ИСМ-214,3/80 Т-2, т. к. для их изготовле-

ния затрачивается меньше алмаза, и они были рекомендованы

для серийного производства.

На основании испытаний опытных образцов бурильных

головок сделано заключение о возможности замены вставок из

славутича, размещенных на участках 19-21, штырями из твердо-

60

го сплава ВК-6 (60 шт.) Износ штырей составил 0,38-0,62 мм,

что превышает допустимый предел износа (см. участки 19-21 по-

верхности III, рис.2.11.) однако не отрицает возможности их при-

менения в бурильной головке типа Т, т. к. предельный износ по

диаметру определяется участками 15-19 калибрующей поверхно-

сти III, оснащенной вставками из славутича, величина износа ко-

торых находится в технически допустимых пределах.

Положительный результат применения твердосплавных

штырей в алмазном буровом инструмента ИСМ типа 1 дает ос-

нование распространить опыт их применения на другие типы

инструмента ИСМ. Оснащая заходную часть славутичем, а за-

тыловочную - твердым сплавом, расход алмаза для оснащения

калибрующих поверхностей снижается на 30-50%.Общий итог

корректировки схемы оснащения, определяющий расход алмаза

для изготовления бурильной головки, выглядит следующим об-

разом: -12,48+10,67-40,20=-42,01 кар (соответственно участки I,

II, Ш профиля рабочей поверхности). При этом расход алмаза для

изготовления бурильной головки ИСМ-214,3/80 Т-2 составит по-

сле корректировки схемы: 259,98-42,01=217,96 кар (56 % от ба-

зовой, см.табл. 2.4).

Проведенный анализ износа бурильной головки подтвердил

проектные расчеты и методический подход к решению задачи.

Следует отметить, что оснащения поверхностей I и II при-

менялись вставки с 5,3слh мм, не входящие в технические

условия (в основном, применяли вставки с /щсл = 5,0 мм), для

оснащения поверхности III - вставки с 0,2слh мм (в большинстве

случаев 0,3слh мм).

Проведенный анализ износа бурильных головок подтвер-

дил предположения о том, что бурильные головки ИСМ выходят

из строя, в большинстве случаев, вследствие гидроабразивного

размыва корпуса, выпадения вставок и последующего самораз-

рушения. В связи с этим первоочередной задачей в практике

проектирования является совершенствование промывочной си-

стемы бурильных головок.

61

Таким образом можно сделать заключения о том, что при-

менение разработанного метода расчета схемы оснащения буро-

вого инструмента позволяет сократить на 30-40% расход твердо-

сплавных вставок для изготовления бурового инструмента без

снижения технических показателей его применения.

Появляется возможность увеличения срока службы бу-

рильных головок не менее чем в 1,6-1,8 раза (соответственно

проходки) за счет дальнейших работ по совершенствованию

конструкции.

2.4.Расчет твердосплавных многослойных вставок во-

оружения породоразрушающих инструментов и разработка

методики их проектирования для условий повторяющихся

ермических нагружений

Как отмечено в разделе 2.2, твердосплавные слоистые

вставки, импрегнируемые в различные по составу матрицы и

вместе формирующие вооружение породоразрушающего ин-

струмента, могут иметь различное по форме (цилиндрическое,

дисковое, клинообразное и т.д.) конструктивное исполнение и

распологаться произвольно по отношению к оси исполнительно-

го органа (т.е. породоразрушающего инструмента) бурильного

машинного агрегата (рис.2.12).

В процессе производства буровых работ большая часть

механической энергии исполнительного органа машинного аг-

регата превращается в тепловую, воспринимаемая его вооруже-

нием. Причем с учетом того, что процесс разрушения характе-

ризуется определенной периодичностью (по технологической

необходимости), то процесс генерации теплового поля тоже

имеет периодичный характер с режимами “start up” и “shut

down”. Это температурное поле воспринимается вооружением

исполнительного органа, что вызывает соответствующее терми-

ческое нагружение его вставок и снижает их ресурс и убойные

возможности. Поэтому поставлена задача для исследования не-

сущей способности неоднородного слоистого круглого доскооб-

62

разного элемента вооружения за пределам упругости при воз-

действии, характерных периодичностью, высоких температур.

Рис.2.12. Возможные схемы расположения многослойных

твердосплавных вставок на вооружении исполнительного орга-

на.

С этой целью рассмотрена несущая способность неодно-

родной (многослойной) доскообразной вставки, подверженной

воздействию высокотемпературной внешней среды.

Для формулировки математической модели рассматривае-

мой задачи использованы ниже приводимые основные гипотезы:

-предполагается, что толщина серединного слоя много-

слойной конструкции значительно меньше толщины крайних

слоев, из-за чего ее можно рассматривать как двухслойную;

-при высокой температуре материалы слоев конструкции

ведут себя как вязко-упругие тела;

-потеря устойчивости конструкции происходит за преде-

лами вязко-упругих деформаций, т.е. при потере устойчивости

имеют место деформация ползучести;

-деформационное поведение конструктивно многослойной

вставки рассматривается с учетом геометрической нелинейно-

сти. Объясняется это тем, что потеря несущей способности мно-

гослойной вставки происходит при прогибах, имеющих метри-

ческие показатели, сопоставимые порядком ее толщины;

63

-предполагается наличие геометрической нелинейности

(ГН) только в направлении нормали к серединной поверхности

вставки, а ГН-ю по остальным сечениям и направлениям прене-

брегается и не рассматривается;

-сохраняется в силе гипотеза Кирхгофа-Лява и с учетом

асимметричности граничных условий и распределения темпера-

турного поля рассматривается асимметричное деформационное

состояние.

Для постановки асимметричной деформационной задачи

выражения деформаций через перемещения представлены в ни-

жеприводимом виде:

zrrrr ~ ærr; z ~ æ;

2

2

1

dr

dw

dr

durr ; (2.7)

разложение деформаций по нормальной координате; r

u ;

ærr=2

2

dr

wd ; æ=

dr

dw

r

1 , геометрические соотношения,

где z – продольная координата (см. рис. 2.13), которая изменяет-

ся в интервале от «-h» до +h; 2h – общая толщина вставки; rr,

- компоненты тензора деформаций серединной плоскости;

ærr, æ - компоненты изгибных деформаций; u, w – компоненты

вектора перемещений, соответственно, в направлениях r и z;

r, - координаты полярной системы координат; наличие знака

«-» и его отсутствие означает принадлежность показателей, со-

ответственно, к эквивалентной и серединной поверхностям.

Предполагается, что слои вставок изготовлены из материа-

лов с разными физико-механическими свойствами, а именно,

модулем Юнга, коэффициентом температурного расширения и

пределом текучести.

Полная деформация представляется в виде суммы со сла-

гаемыми компонент упругих, вязких деформаций и деформации

ползучести ниже приводимым математическим выражением:

c

ij

v

ijijij

. (2.8)

64

Рис.2.13.Модель вставки и расположение системы коорди-

нат.

Здесь деформации в упругой области « ij » в зависимости

от возникающих напряжений определяются согласно закона Гу-

ка:

1

1Jg

EEijijij

- физические соотношения, (2.9)

где, E, - соответственно модуль Юнга и коэффициент Пуассо-

на; ij –напряжения; gij - компоненты метрического тензора; J1 –

первый инвариант тензора напряжений.

Вязкая часть деформаций в зависимости от напряжений

определяется в виде

t

ijijij dgJtHE

0

1 ])1)[(,(1

, (2.10)

где H(t,) – ядро ползучести.

В более упрощенном виде

1

33

1Jg

EEijijij

, (2.10а)

где

E

th

E

dtH

E

t

)(),(

1 0

3

; t

dtHth0

),()( .

Связь между деформациями ползучести и напряжениями

представляется выражением вида

)3(4

)1(21

1

0

ijij

T

p

mc

ij gJK

, (2.11)

65

где )(1/1 thTT ; ;1)3/(2 2

2

1

2

0 JJK T J2 – второй

инвариант тензора напряжений; p

m -максимальное значение

пластической деформации, которое может быть определено

опытным путем из одноосного растяжения.

-относительное объемное изменение, возникающее только за

счет воздействия температуры. Причем температурное поле рас-

сматривается высокотемпературным полем с постоянным (не-

значительным изменением во времени можно пренебречь) по-

тенциалом. Это означает, что температурные напряжения при-

нимаются постоянными.

Окончательно, с учетом идеальной пластичности материалов

слоев конструкции вставок (0,5) и модели линейного их

упрочнения (T

p

m K

1

0

4

)1(2

- также как «Е3» является функцией

времени) связь между перемещениями и напряжениями пред-

ставлены выражением вида

)3(2

11

4

ijijij gJE

, (2.12)

где

T

p

m K

EEE 1

0

34 2

)1(2111

. (2.12.а)

Предполагается, что изменение теплофизических характе-

ристик материалов слоев конструкции вставок имеет вид, при-

водимый на рис. 2.14. Это означает, что теплофизические свой-

ства изменяются скачкообразно, где «1» и «2» есть коэффици-

енты температурного расширения, соответственно первого и

второго слоев конструкции.

Ступенчатый характер изменения «» заменяется измене-

нием по наклонной кривой, т.е. (z)= 0+kz, где «0» и «k» о

66

пределяются по граничным условиям 12

h

и

22

h (см. рис.2.14). В итоге

zh

z 1212

2)(

. (2.13)

Модуль Юнга двухслойной конструкции представляется в

виде приведенного модуля Юнга следующим образом

21

2211

прSS

ESESE

, (2.14)

где, Е1, Е2 –соответственно, модуль упругости первого и второго

слоев; S1, S2–соответственно, площади боковых поверхностей

первого и второго слоев.

Если S1= S2= S, то Епр=(Е1+Е2)/2. (2.15)

Рис.2.14.Схема линеаризации изменения коэффициента

температурного расширения по толщине конструкции, где (0÷щ)

и (щ÷2 щ) толщины, соответственно, первого и второго слоев.

Далее осуществляются аппроксимации по напряжениям и

деформациям. Так небольшая толщина конструкции вставок

позволяет разложения в ряд по координате «z», напряжений и

деформации, представляемых нижеприводимыми выражениями,

оставляя при этом только, линейную их часть:

67

;2

3

2

1~3 rrrrrr M

hzN

h

,2

3

2

1~3 M

hzN

h (2.16)

где

h

h

rrrr dzN ;~

h

h

dzN ;~

h

h

rrrr zdzM ;~

h

h

zdzM .~

Разложения (2.16) позволяют определить зависимость

(2.12) между деформациями и напряжениями в виде системы

нелинейных алгебраических уравнений:

;2

1

2

1

2

11

44

NhEh

N

E

rr

rr

;2

1

2

1

2

111

44

rrNhE

NhE

(2.17)

ærr ;4

3

2

32

4

3

4

3 M

EhM

Ehrr

æ ,4

3

2

32

4

3

4

3 rrM

EhM

Eh

где

h

h

dzh

;2

11

h

h

dzzh

.2

332

Из-за сложности полученной математической формули-

ровки задачи, представленной в виде системы нелинейных ал-

гебраических уравнений (2.17) для ее решения применяется ва-

риационный метод, для чего составляется функционал нижепри-

водимого вида:

J=2 R

0

2

2

11

dr

wdN

dr

wd

rM

dr

wdM

r

uN

dr

wd

dr

dw

dr

udN rrrrrr

68

rrrr

rrrrrr

MME

MEh

NNE

NEh

NNE

NEh

443

4444

2

11

2

3

2

11

2

1

2

11

2

1

2

3

2

4

21

443 2

3

2

11

2

1)()(

2

11

2

3rrrrrrrrrr M

hN

hEMMNNMM

EM

Eh

2

43

4 2

1

2

1

2

3

2

1

2

1 N

hEMM

hNN

hErrrr

, (2.18)

где «» означает дифференцирование по времени; R–радиус сло-

истой вставки; «rrN », « N », «

rrM », « M », « w », «u » - явля-

ются независимыми варьируемыми параметрами в производных.

Формируются граничные условия для жестко закрепленной по

краям вставки в виде зависимостей:

При r=R w=0; .0dr

dw

Принимаются (для определения стационара функционала

методом Ритца) аппроксимации (по граничным условиям и фи-

зическим соображениям) для независимых параметров в ниже-

приводимом виде:

w=c(t)(R2-r2), u=0;

Nrr=N1(t)(R2-r2)r2-4hE41;

N=2

1N1(t)(R

2-r2)r2-4hE41; (2.19)

Mrr=M1(t)(R2-

3

7r2)-

3

4h3E42;

M=M1(t)(R2-

3

5r2)-

3

4h3E42,

где N1(t), M1(t) и C(t) – неизвестные функции времени.

Если подставить аппроксимации (2.19) по независимым

параметрам в функционал (2.18), то после интегрирования полу-

ченного выражения для определения его стационара получим

нижеследующую систему уравнений:

;09

16)(4

3

2

105

84

3

2

105

81

1311

14

14

1

11

14

14

1 MRCREhCRNRChERCN (2.20)

69

;RE

NRCC 0

2210

1

24

1

105

8 5

4

14

.RE

M

hRC 0

3

1

9

16 7

4

1

3

2

Система (2.20) решается при следующих граничных усло-

виях:

При t=0

1=0; 2=0 С(0)=const=C ; (2.21)

N1(0)=0; M1(0)=0,

где C -определяет начальное несовершенство вставки до нагре-

ва, которое определяется выражением C (R2-r2)2.

Полученные зависимости свидетельствуют о том, что ре-

шение задачи об определении напряженно-деформированного

состояния слоистой твердосплавной вставки при воздействии

высокотемпературного поля сводится к решению задачи Коши с

начальными условиями (2.21).

Для решения полученной задачи Коши с начальными

условиями (2.21) система уравнений (2.20) представляется в ви-

де:

;03

2)()(

35

1 5

1

4

14

7

1 RMhRCERCN

;02210

1

8

1)(

35

4 5

4

142

RE

NRC

,01

3

16 7

4

1

3

2

RE

M

hRC

(2.22)

а её первый интеграл в виде:

;03

2

35

4 4

4

14

1

7

4

1 RE

MChRCR

E

N

;35

4

2210

1

8

1

35

4 425

4

142 RCRE

NRC

70

.3

161

3

16 27

4

1

3

2 RCRE

M

hCR

(2.23)

Для упрощения решения вводятся нижеприводимые без-

размерные параметры:

a=CR2; N1=4

5

1

E

RN; ;

R

h

;4

4

1

1E

RMM ;

4

1RE

,

4

2

22

ER

с учетом которых система уравнений (2.23) приводится к виду

;0

3

2

35

1111 MaaN

;35

4

210

1

16

1

35

4 2

1

2 aNa (2.24)

.

3

16

3

161

3 aMa

Для определения параметра «а», характеризующего гео-

метрию и качество изготовления вставок из системы (2.24) по-

лучается:

.3335

8

35

8

32

3 2223

1 aaaaa

(2.25)

Для определения критической температуры, способству-

ющей выпучиванию защемленной многослойной доскообразной

вставки используется взаимосвязь между объемной деформаци-

ей и температурой, стимулирующей это деформационное изме-

нение, а именно

h

h

dzh

,2

11

где =(z)Т; (z)–коэффициент температурного расширения,

определяемый по (2.13).

В результате интегрирования

71

T

2

21

1

(2.26)

Рассматривается частный случай, а именно случай, когда

0a . С учетом этого условия (2.25) представляется в виде

335

8

232

3 2221

aT (2.27)

Используется условие устойчивости в виде dT/da=0, с уче-

том которого из (2.27) определяется, что потеря устойчивости

при воздействии температурного фактора происходит при

035

16a или же при а=0.

Соответствующая критическая температура с учетом при-

веденного условия устойчивости определяется по нижеприво-

димой формуле:

2

2

21кр1 )(9

64

R

hT (2.28)

Следует принять во внимание, что воздействие темпера-

турного фактора на многослойное тело может стать причиной

разрушения его слоев до выпучивания, т.е. потере его устойчи-

вости в целом. При температурах ниже критической С=0, а из

(2.24) N1=M1=0. Тогда (2.19) преобразуется в систему

Nrr=-4hE41; N=-4hE41;

Mrr=-3

4h3E42; M=-

3

4h3E42.

где

;2

21

1 T

.12

2 Th

Выражения внутренних усилий в температуре:

Nrr=-2hE4(1+2)T;

N=-2hE4(1+2)T; (2.29)

Mrr=- ;)(4

3124

2 TEh

72

M=- .)(4

3124

2 TEh

Следовательно,

Nrr=N=N; Mrr=M=M . (2.30)

С учетом последнего, когда внутренние усилия представ-

лены системой (2.29)

~~rr , (2.31)

определяются первый и второй инварианты тензора напряжений

в нижеприводимом виде:

2222211 4

2

1

2

1 )()J(J rrijij . (2.32)

Условие разрушения представляется в виде

,)t(h

JJ T

1

23

2

221 (2.33)

или же с учетом выражений для инвариантов тензора напряже-

ний

)t(hT

1

2. (2.34)

Определяется максимальное значение, возникающих

напряжений. С этой целью определяется выражение для вычис-

ления напряжений из (2.16) с учетом (2.31):

Mh

ZNh 3

3

2

1 (2.35)

Подставляется (2.29) в (2.35), в результате чего получается

нижеследующее:

T)(Eh

ZT)(E 124214

2 (2.36)

Анализируются экстремальные значения напряжений в

(2.36). При 21 и достижении z>-h напряжения получают мак-

симальное значение, т.е.

max=+E4T(32-1) (2.37)

Максимальное напряжение (2.37), при котором может про-

изойти разрушение тела, приравнивается возникающим напря-

73

жением (2.34) и определяется выражение для вычисления кри-

тических температур:

,)(E

)t(hT

T

кр

124 3

1

2

(2.38)

или же с учетом (2.12а)

)(E

)K(E)t(h

)t(hT

T

pm

T

кр

124

1

0

3

2

121

1

2

(2.39)

Из анализа выражения (2.28) и (2.39) для определения кри-

тических температур следует, что предел температурной устой-

чивости тела не изменяется во времени и зависит только от его

геометрических характеристик. Это означает, что для каждого

набора геометрических характеристик тела существует фикси-

рованное значение температурного показателя и развитие про-

цесса во времени не изменяет этот предел. Однако предел тем-

пературного разрушения является функцией времени и с тече-

нием времени уменьшается. Если в начальный момент времени

при постоянной заданной с учетом геометрических характери-

стик рабочей температуре многослойное тело находилось в

устойчивом состоянии, то и в дальнейшем с течением времени

это состояние будет поддерживаться и сохраняться. С разруше-

нием дело обстоит иначе, т.е. в начальный момент времени тело

при определенной температуре может не иметь разрушения.

Однако при той же заданной температуре из-за уменьшения

предела температурного разрушения с течением времени тело

может разрушаться, не потеряв устойчивость.

По полученным зависимостям, которые позволяют решать

разнообразные задачи проектирования можно сделать нижепри-

водимые выводы и заключения, а именно:

1.При заданном режиме эксплуатации изделия в виде мно-

гослойного тела согласно зависимости (2.28) путем комбиниро-

вания коэффициентами температурного расширения слоев («α1»

74

и «α2») и геометрическими размерами вставок (ij

ij

ijM

h ) опре-

деляется допустимый температурный режим его нагружения:

-при определенном заданном температурном режиме экс-

плуатации многослойного тела с заданными теплофизическими

свойствами слоев имеется возможность подбора требуемых гео-

метрических характеристик, обеспечивающих его устойчивое

состояние;

-если задается температурный режим эксплуатации изде-

лия с заданными геометрическими характеристиками, то на

уровне проектирования имеется возможность подбора материа-

лов его изготовления с требуемыми теплофизиическими свой-

ствами;

-если конструкция изделия определена геометрически и

известны теплофизические свойства материалов, из которых она

изготовлена, для устойчивой ее эксплуатации имеется возмож-

ность выбора соответствующего температурного режима.

2.Путем комбинирования механических, реологических и

теплофизических свойств материалов изготовления изделия и

температурным режимом эксплуатации на основе (2.39) имеется

возможность предотвращения разрушения его слоев до потери

устойчивости. Это означает, что имеется возможность решения

проектных задач следующего содержания:

-при заданном температурном режиме эксплуатации изде-

лия с известными механическими и реологическими свойствами

материалов его слоев проектировать требования также к тепло-

физическим их свойствам;

-при заданном температурном режиме эксплуатации изде-

лия с известными механическими и теплофизическими свой-

ствами материалов его слоев определять реологические свойства

слоев, совместимые с предыдущими;

-при заданном температурном режиме эксплуатации изде-

лия с требуемыми реологическими и теплофизическими свой-

ствами материалов изготовления его слоев ставить требования и

75

определять также механические характеристики, совместимые с

предыдущими;

-при заданных, определяющие свойства и приемлемость

материалов изготовления слоев изделия, механических, реоло-

гических и теплофизических характеристиках имеется возмож-

ность решения задачи по проектированию температурных ре-

жимов его эксплуатации.

3.Формула (2.39) приемлема также для решения задачи по

определению времени безотказной работы конструкции изделия

при известных совместимых характеристиках материалов его

слоев и режима его эксплуатации. С этой целью необходимо ис-

пользование требований к температурному режиму эксплуата-

ции изделия, обеспечивающего безотказность его работы за пе-

риод эксплуатации. Эти требования математически могут быть

выражены нижеприводимой системой уравнений:

,TT

;

2kpmin

кр1TT (2.40)

где Т1кр – определяется зависимостью (2.28);

;

)(E

)/K(E)t(h)t(h

T

Tpmm

m

T

крmin

12

10

23

21212

1

(2.41)

tm–максимальное время безотказной работы конструкции, кото-

рая может быть определена в случае, когда критические режимы

устойчивой эксплуатации и эксплуатации без разрушения слоев

конструкции соответствуют друг другу, т.е. когда

Т1кр=Т2крmin. (2.42)

Это означает, что должно выполняться условие

)(E

/)K(E)t(h)t(h

R

h)(

Tpmm

m

T

12

10

2

2

213

21211

2

9

64

(2.43)

Формула (2.43) ставит в соответствие механические, теп-

лофизические и геометрические показатели конструкции и ма-

териалов изготовления его слоев. Следовательно, имеется воз-

можность проектирования совместимого сочетания указанных

76

характеристик в интересах обеспечения безотказного функцио-

нирования конструкции.

2.5.Оптимизация формы твердосплавных многослой-

ных вставок вооружения породоразрушающих инструмен-

тов

При решении вопросов связанных с геометрией и формой

режущих вставок следует ориентироваться на физико-

механические свойства пород и степень их сопротивляемости

разрушительному потенциалу инструментов. Наилучшая гео-

метрия и форма разрушающих породы вставок должны соответ-

ствовать наименьшей сопротивляемости их внедрения в разру-

шаемый объект в процессе производства буровых работ.

Рис.2.15.Схема нагружения Рис.2.16. Зависимость yy .

элемента вооружений.

Для принятия соответствующего решения по указанным

характеристикам вставок поставлена и решена задача с ниже-

приводимым содержанием. Полагается, что долота работают на

принципе чистого качения (как долота, предназначенные для

77

бурения твёрдых и крепких пород) и внедряются в породу под

действием осевой нагрузки, воспринимаемой единичной на

вставкой.

Предпологается, что режущие вставки внедряются в поро-

ду с одинаковой сопротивляемостью. Применяя принцип Да-

ламбера для акта внедрения одной вставки, уравнение движения

представляется в виде

.tRtQ

dt

txdm

2

2

(2.44)

где tx -углубление элементов; m приведенная масса;

tQ нагрузка, приходящая на одну вставку; tR сопротивля-

емость горных пород при внедрении.

Нормальная реакция силы трения, действующие на по-

верхностях вставки обозначаются, соответственно, через N(t) и

tF . Кроме того, на вставку будут действовать силы сопротив-

ления породы, соответствующие начальному её притуплению,

т. е. Kf . С учётом изложенного, сопротивление )(txR может

быть выражено зависимостью в вида (рис.2.15.

.ydxsincosftxRx

K 20

(2.45)

Для минимизации функционала (2.45) составлено уравне-

ние Эйлера. Поскольку F не зависит от х, то

, 1cos xyyyFy . ycosyFy (2.46)

Как известно, первый интеграл уравнения Эйлера имеет

вид

,CFyF yy (2.47)

где C постоянная интегрирования.

Подстановкой значения YF и yF в (2.47), получается урав-

нение нижеприводимого содержания:

Cyxyxyxyyy (cos1cos

Следовательно,

Cyxy cos . (2.48)

Дифференцированием (2.48) по х

78

,0sincos yyxyyxy

в соответствующих точках (см. рис.2.15.) графика функции ка-

сательной, не параллельной оси абсцисс, т. е. при ,0 xy по-

лучается, что .ytgxy;xyyxy xx 1

Таким образом,

ycosInCey,xxy 1 (2.49)

при действительно условие ,0 Ay что приводит к

уравнению вида

,cos/cos 0 Ay (2.50)

где A начальный радиус закругления режущей вставки.

На рис.2.16 представлена полученная закономерность

(2.50), где 0 половина угла притупления «α» зуба изменяется

от 00 до 90 .

Первое значение соответствует плоскому цилиндрическо-

му штампу с плоским основанием, а второе-плоской плите с

бесконечным основанием. Указанная закономерность позволяет

определить оптимальный профиль вставки, обеспечивающая

минимальное сопротивление при внедрении.

С учитом (2.50)

.1cos2/1

0 xyAxy (2.51)

Решение (2.51) представляется в виде

,cos

cos 1

0

0 CxA

yarcchA

(2.52)

где 1C постоянная интегрирования.

Кроме того, действительно граничное условие

Ay , при .0x (2.53)

С учитом (2.53) в (2.52), для определения искомого профи-

ля режущих вставок получается нижеприводимая зависимость:

.cos

1

coscos

00

0

arcch

A

xchAxy (2.54)

После подстановки значения xy в выражение функцио-

нала (2.45), он представляется выражением

79

,2 2321 CaxachaxAfxR K (2.55)

где

.cos/1 ;cos/1 ;cos 030201 arcchaAaAa

Произвольная 2C определяется из условия 0RR при

0x , т.е. .2 3102 chaaAfRC K

Для определения скорости внедрение вставок вооружения

долот решается уравнение (2.44) с учётом ,xR т. е.

.(21

3.2122

2

aachaxACfQmdt

xdxK (2.56)

С учетом того, что

,2

2

dx

dvv

dt

xd

уравнение (2.56) может быть приведена к

.(21

2

13212

0

2

0

dxaxachaxACfQm

vd K

xv

После интегрирования выражения (2.56), для скорости

внедрения получается следующее выражение:

,4222

2/1

3322/1

2

m

CaxashaaAAxxfQxxv K

где 3C определяется из условия 00 v , при 0x :

./4 2313 ashaaAC

Минимальное время перехода вставки вооружения долота

из начального состояния 0,0M в конечное nn yxM , опреде-

лятся следующим образом:

.12/1dxxydS

Время движения твердосплавной вставки вооружения в

процессе внедрения в породу определяется как

.1

2/1

000

dxxv

xy

xv

dSdt

hhT

Таким образом,

80

,

1[2/1

323

2

21

2/1

32

2

4

0

dxaxashbxbxb

axashbmT

h

(2.57)

где 22

21

24213211 42222 aab;a/aAb;Ab;afQb K

Рис 2.17.Геометрия твердосплавного режущего элемента.

Приближённые значения данного интеграла определяются

по формуле

.

242

21

2/1

323

2

21

322

4

ah

ashbhbhb

aha

shb

mhT (2.58)

Глубина внедрения режущих элементов вставки вооруже-

ния долота определяется из условия 0hv при :hx

04

2222 332

2

121

Cahash

a

aAAhhCfQ K (2.59)

Поскольку аргумент гиперболического синуса 32 aha

есть малая величина, то можно предположить, что

,3232 ahaahash

откуда

.a

CaaAAhh

a

aaCfQ K 0

42

4222

2

3312

2

211

(2.60)

Принимая обозначения

81

,NCa

aaA,NA

,Na

aaACfQ K

33

2

212

1

2

211

42

4222

формулу для определения глубины внедрения вставки за время

T можно представить в виде

232

2

11 2/4 NNNNNh . (2.61)

Таким образом, форма режущей вставки вооружения представ-

ляется уравнением гиперболического косинуса (рис.2.17). Гра-

фик приведенный на рис. 2.17 свидетельствует о том, что опти-

мальный с точки зрения минимальности сопротивления внедре-

нию профиль режущей вставки является конической поверхно-

стью с определёнными притуплениями.

2.6.Оценка энергоемкости разрушения пород и опреде-

ление оптимальной формы и геометрических параметров

промывочных насадок системы промывки породоразруша-

ющих инструментов

В настоящее время для бурения скважин используются до-

лота различных конструкций. Поэтому интересным представля-

ется вопрос установления эффективности, нашедших примене-

ние на практике породоразрушающими инструментов в сопо-

ставимых условиях разрушения горных пород.

В качестве критерия эффективности разрушения, обычно

рассматривается показатель энергоемкости разрушения, опреде-

ляющий объем выбуренной породы за единицу времени. Опыт

бурения глубоких скважин подтверждает, что когда появляются

значительные трудности с передачей энергии на забой скважи-

ны из-за больших глубин наиболее рациональным является

применение породоразрушающих инструментов истирающе-

режущего типа, обеспечивающие максимальную проходку за

долбление при минимальных энергетических затратах. Надо от-

метить, что проходка за долбление имеет важное значение для

проектирования режимных факторов бурения, удовлетворяю-

82

щие требования по обеспечению максимальной рейсовой ско-

рости.

Одним из возможных путей увеличения технико-

экономических показателей бурения скважин (особенно при бу-

рении на больших глубинах) является наиболее рациональное

использование гидравлической мощности направленного потока

буровой промывочной жидкости. Лабораторные и промышлен-

ные исследования различных типов гидромониторных долот,

проведённые в США показали, что в насадках, имеющих вход с

эллиптическими кромками и выход с более острыми кромками,

коэффициент расхода достигает максимального значения (0,99).

Это позволяет дополнительно высвободить часть гидравличес-

кой мощности и направить её на увеличение скорости проходки

при бурении. В связи с этим выбор оптимального профиля кана-

лов насадок гидромониторных долот имеет большое значение

для повышения их эффективности.

Определение этих параметров по максимальной ударной

силе затопленного потока жидкости обеспечивает минимальную

силу сопротивления на пути вылета струи жидкости из насадок.

Далее, зная выходной оптимальный диаметр насадок, можно

установить рациональный внутренний профиль канала и опти-

мальный его входной диаметр.

Решение указанных задач с учётом ограничения обычными

методами затруднительно, так как при определении начального

выходного диаметра насадок неизвестны силы сопротивления.

Весьма эффективными в этом случае являются классические ме-

тоды оптимального управления. Задача по опредлению характе-

ристик промывочных каналов сформулирована в нижеприводи-

мом содержании.

Требуется найти оптимальную функцию TF при

Tt 0 , обеспечивающую равномерное изменение скорости по

длине насадки при минимальных потерях гидравлической мощ-

ности. Для решения данной задачи составляется уравнение дви-

жения жидкости в насадке в виде

83

,2

,22

2

tFg

QtptFtp

dt

dvm

(2.62)

где m масса жидкости, протекающей внутри насадки; v ско-

рость потока струи в текущей точки насадки; tF текущая

площадь канала насадки; Q расход циркулирующей жидко-

сти; удельный вес промывочной жидкости; коэффициент

расхода.

Согласно условию оптимальности составляется следующая

система уравнений:

,1

1

1 ftFtpmdt

dx (2.63)

ftFkxkdt

dx 2

2

1

21

0

Составляются уравнения для сопряжённых переменных в

виде

.xkdt

d,,

dx

f

dt

d

i

in

i011

11

1

1 21

(2.64)

Далее согласно процедуры применения метода оптимиза-

ции составляется гамильтониан:

;1

ii

n

i

fH

или в явном виде .tFgm

QFkxkH t 2

2

12

22

12

Выписываются слагаемые, содержащие tF

tFgm

QtFkH

2

2

1

2

22

, (2.65)

после преобразования которого получается ниже приводимое

равенство:

.kmg

Q

kgm

QFktF

gm

QtFk t 2

2222

21

242

22

12

22

2

12

21642

Путем подстановки 2

22 4/ kgmQtF в (2.63), получа-

ется система уравнений

84

.2;22

11

1

1

2

2

2

2

1 txkdt

d

gm

Q

kdt

dx

, (2.66)

решение которой при условиях

,,

0,0

ВыхВых

00

FTtFvTtv

FtFvtv

представляется в виде

.

,

Вых.0

Вых0Вых

Вых0

vshBT

shBtchtBTshBtchBtvtv

shBtchBTFshBTFshBTchBtF

shBTFFtF

(2.67)

Применяя теорему об изменении количества движения

жидкости по длине насадки, имеем

.2g 2

Вых22

Вых ttFvv

vtvg

tQ t

(2.68)

Очевидно, что 0ВхВх , FFtFvtv при 0t .

Решением (2.68) относительно 0F , для его определения по-

лучается нижеприводимая зависимость:

./2 ВыхВыхВых

2

0 vFvQF (2.69)

Учитывая (2.69) в (2.67) определяются, соответственно,

,

[2

2

ВыхВых

2

ВыхВыхВых

2

shBttTshBFvQshBt

shBTFFvQtF

(2.70)

и .Вых

0

ВыхВых

shBT

shBtv

F

vFshBtchBTchBttv

(2.71)

Из уравнения (2.71) определяется:

.11

Вых

0

ВыхВых

shBT

chBtv

BF

vFchBtchBTshBt

Bty (2.71а)

85

Рис.2.18. Профиль насадки:

ba, при коэффициенте

расхода 0,75 и 1, соответствен-

но.

Рис. 2.19 Изменения механиче-

ской скорости бурения во

времени для различных

профилей насадок.

Длина насадки l определяется из условия, что при .lTty

В итоге для определения длины насадки получается нижеприво-

димая зависимость:

.BshBT

vchBT

BF

vF

BshBt

chBTv

BF

vF

shBT

BTchshBTl

ВыхВыхВых

ВыхВыхВых

0

0

2

(2.72)

Выражение (2.70) представляет собой профиль продольно-

го сечения насадки. Изменения скорости в любом сечении

насадки определяются по формуле(2.71). Результаты расчета по

формулам (2.70) и (2.71) для конкретных случаев

смcBмQ /70v;198;104,6F ч;/м04,0 Вых

123

Вых

3 пред-

ставлены на рис. 2.18. и 2.19 Таким образом, установленные оп-

тимальные профили насадок обеспечивают минимальные мест-

ные сопротивления и максимальный коэффициент расхода

86

1 . Это видно из рис. 2.19, где скорость в любом сечении

насадки изменяется равномерно, увеличиваясь по длине, что

подтверждает экспериментальные данные зарубежных исследо-

вателей.

2.7.Разработка методики проектирования и определе-

ния параметров конструкции системы промывки породо-

разрушающих инструментов

Эффективность функционирования любого, независимо от

конструктивного исполнения, долота компоновки для производ-

ства буровых работ наряду с множеством других факторов

определяется, как отмечено выше, совершенством ее системы

промывки. Степень совершенства системы промывки оценива-

ется ее способностью очищать призабойную зону от выбурен-

ных пород в процессе бурения. Эта способность может быть

обеспечена соблюдением предъявляемых к проектированию си-

стемы промывки долот соответствующих требований. Эти тре-

бования заключаются в том, что промывочная жидкость, пода-

ваемая на забой скважины, отражаясь от него должна поступать

в центральный проход устройства. Только такая траектория

движения промывочной жидкости, истекающей из промывоч-

ных каналов, т.е. от периферийной части забоя к центральной

зоне, облегчает отсос шлама, скапливаемого на забое скважины

в процессе производства буровых работ.

Для исследования движения промывочной жидкости про-

цесс ее взаимодействия с забоем скважины моделируется меха-

нической моделью, приведенной на рис. 2.20.

Модель процесса содержит следующие обозначения: h–

высота установки насадки; –угол между направлением струи и

осью у; –угол отражения струи промывочной жидкости; R–

расстояние от оси насадки до оси центрального прохода; r – ра-

диус центрального прохода устройства.

Математическое моделирование процесса взаимодействия

промывочной жидкости с забоем скважины осушествляется в

87

координатной системе ХОУ с началом координат на выходе

насадки по ее оси.

Предполагается, что промывочная жидкость, моделируе-

мая в виде шарообразных частиц, радиусом ro (где ro – радиус

отверстия насадки) выходит из отверстия насадки со скоростью

Vo под углом к вертикальной оси У.

На такую шарообразную частицу будет действовать сила

сопротивления покоящейся жидкости и центробежная сила. Си-

ла сопротивления жидкости на шар может быть определена

комплексным показателем ur6oo

, где u –скорость шара; –

вязкость жидкости.

Центробежная сила направлена против оси Х и определя-

ется как m2(R – x), где m–масса шара; – угловая скорость

вращения долота; х – расстояние от центра до шара. Тогда дви-

жение массы в виде шара может быть представлена следующи-

ми уравнениями в проекциях:

,06

;06 2

yym

rRmxrxm o

(2.73)

где х и у – координаты центра шара в момент времени t; точка

над величинами х и у означает производную по времени.

С учетом того, что жorm 3

3

4 , из (2.73) может быть по-

лучено:

.02

9

;2

9

2

22

2

yr

y

Rxxr

x

oж

oж

(2.74)

Общее решение первого уравнения (2.74) имеет вид:

ReCeCxtktk 21

21 , (2.75)

где С1, С2–постоянные интегрирования; К1, К2–коэффициенты,

которые определяются как:

88

,

mKKKK

mKKKK

222

221

где 22

24

9

Km;

rK

oж

С учетом начальных условий х(0) = 0; sin)0( ox

при t = 0 постоянные интегрирования С1 и С2 определяются в

нижеприведенном виде:

12

12

21

21

KK

RKsinC;

KK

RKsinC oo

.

С учетом выражений коэффициентов К1 и К2 для опреде-

ления горизонтальной координаты «х» движущейся масы полу-

чается следующее:

ReCeCex mtmtkt

21. (2.76)

Общее решение второго уравнения (2.74) имеет вид:

42

3 CeCy kt . (2.77)

Интегральные постоянные С3 и С4, определяемые согласно

граничным условиям у(0) = 0; sin)0( oy при t = 0 выра-

жениями K

cosC;

K

cosC oo

2243

позволяют для вертикаль-

ной координаты «у» получить выражение вида

kto eK

y 212

cos

. (2.78)

Зависимость (2.78) позволяет определить время tо дости-

жения массой в виде шара забоя скважины, для чего применяет-

ся граничное условие t = tо при y = h:

hKKt

o

oo

2cos

cosln

2

1

. (2.79)

Движение вверх массы в виде шара представляется урав-

нениями, аналогичными (2.74), решение которых имеет вид:

8

2

71

651 ;22

CeCy

ReCeCx

kt

tktk

(2.80)

89

Рис.2.20.Механическая модель взаимодействия промывоч-

ной жидкости с забоем скважины при производстве буровых

работ: а–случай плоской формы забоя; б–случай сферической

формы забоя.

Постоянные интегрирования С5, С6, С7, С8 определяются из

нижеприводимых краевых условий:

)(sin)()0(;)0(

)(cos)()0();()0(

01

11

tytyhy

tXtXtXX

oo

ooo

при т=0.

С учетом последних для С5, С6, С7, С8 получаются выраже-

ния вида:

.K

)t(yhC;

K

)t(yC

;KK

R)t(XK)t(XC;

KK

R)t(XK)t(XC

oo

oooo

2287

12

16

21

25

(2.81)

Согласно требованиям, предъявляемым к конструкциям

системы промывки породоразрушающих инструментов после

отражения от забоя скважины промывочная жидкость должна

ориентироваться в центральный проход для реализации эффекта

всасывания. Это условие должно обеспечиваться на высоте h

после отражения жидкости от забоя скважины. Математически

90

это выражается условием х1 = R при у1 = 0, учет которого при-

водит к следующему равенству:

k

m

o

o

o

o

hK

hK

KmR

KmR

sin4

2cos

sin)(

sin)(. (2.82)

В (2.82) входит угол , определяющий направление, высо-

та установки и диаметр насадки. Кроме того, в (2.82) входит

расход бурового раствора Q через о. Задавая три из этих четы-

рех величин с помощью (2.82) можно определить четвертую ве-

личину, тем самым обеспечить центробежность струи. Это озна-

чает, что (2.82) является математическим алгоритмом для выбо-

ра конструктивных параметров системы промывки породораз-

рушающих инструментов с центральной промывкой для обеспе-

чения очистку призабойной зоны скважины от выбуренных по-

род. При этом кроме условия (2.82) должно еще выполняться

условие (t)0, т.е.:

022

22

652126

22

25

21

cos

CCKKCKCK ok

mk

k

mk

.

Аналогично может быть рассмотрен случай, когда поверх-

ность забоя имеет форму сферы (рис. 2.20.б). Предполагается,

что центр сферы находится на оси скважины, в связи с чем ее

координаты будут представлены координатами точки О1(R;yo),

где уо – заданное число. Окружность сечения представляется

уравнением:

222 oyyRX (2.83)

где – радиус сферы.

Уравнение движения истекающей из насадок промывочной

жидкости представляется согласно (2.82) формулой:

.cos

KycosC

cos

KycosC

cos

KycosX

k

m

o

ok

m

o

o

o

o

2

2

2

1

222

(2.84)

Направление вектора скорости движения отраженной от

забоя скважины промывочной жидкости должно совпадать с

91

направлением касательной к окружности в точке, уравнение ко-

торой представляется зависимостью:

oo

oooo

oo

o

yty

yRtytRXX

yty

tXRy

222 . (2.85)

Как видно из рис. 2.20б струя отражается под углом - к

горизонту, где углы и определяются выражениями, соответ-

ственно:

oo

o

oo

o

yty

tXRtg;

tytX

tXcos

22

(2.86)

В этой постановке постоянные интегрирования С5, С6, С7,

С8, входящие в (2.80), определяются по условиям:

sin)()0();()0(

cos)()0();()0(

111

11

oo

oo

tytYhY

tXtXX , (2.87)

где .)()()( 22

ooo tytXt

Для интегральных постоянных С5, С6, С7, С8 с учетом гра-

ничных условий из (2.82) получаются нижеприводимые выра-

жения:

.K

sin)t(tyC

;K

sin)t(C

;KK

tXRKcos)t(C

;KK

tXRKcos)t(C

oo

o

oo

oo

2

2

8

7

12

16

21

25

Время, за которое истекающая из насадок промывочная

жидкость может достигнуть сферического забоя, определяется

из условия у1=0 при х1 = R:

)t(Kysin)t(

sin)t(ln

KC

Cln

Kt

oo

o

2

1

2

1

7

81

.

С учетом последнего условия и уравнения касательной

(2.85) из (2.80) получается нижеприводимая зависимость, объ-

92

единяющая конструктивные параметры системы промывки по-

родоразрушающих инструментов и режимные параметры произ-

водства буровых работ:

02

65

k

m

oo

o

)t(Kysin

sinCC . (2.88)

Кроме параметров, входящих в трансцендентное уравне-

ние (2.82) в уравнение (2.88) входит также угол , являющийся

функцией радиуса кривизны сферы–. Следовательно, зависи-

мость (2.88) является более обобщенной по сравнению с (2.82).

Объясняется это тем, что (2.82) является частным случаем, по-

лучаемым из (2.88) при ∞. Это означает, что выражение

(2.88) является математической основой для проектирования как

конструкции системы промывки породоразрушающих инстру-

ментов с центральной промывкой и соответствующих режим-

ных параметров эксплуатации, так и конструкции исполнитель-

ного органа, т.е. разрушающего горные породы части исполни-

тельного органа инструментов. О такой возможности свидетель-

ствуют также механические модели процесса взаимодействия

(рис.2.20 «а и б»), на основе математического исследования ко-

торых получены зависимости (2.82) и (2.88). Так из сравнения

схем, приведенный на рис. 2.20, следует, что в случае, когда за-

бой имеет форму сферы, центр которой находится над забоем

скважины, отсос скапливающегося в этой зоне бурового шлама

будет осуществляться в более легком режиме. Это соответствует

конструкции исполнительного органа инструментов с вогнутой

в центральной зоне режущей частью. Наоборот, когда центр

сферы находится ниже забоя скважины, т.е. когда конструкция

исполнительного органа представлена с выпуклой режущей ча-

стью, отсос бурового шлама в процессе разрушения горных по-

род затрудняется. Следовательно, оптимальную конструкцию

режущей части исполнительного органа инструментов следует

искать в области вогнутых их исполнений. Наихудшим из вари-

антов в этой области конструктивных исполнений является

плоскодонная конструкция режущей части исполнительного ор-

гана.

93

На рис. 2.21 «а», «б», «в», «г» представлены кривые, ха-

рактеризующие взаимовлияние режимных факторов и различ-

ных комбинаций параметров конструктивного исполнения си-

стемы промывки.

Рис.2.21.Зависимость режимных факторов от конструктив-

ного исполнения системы промывки:

а–при r=0,012 м; ro=0,009 м; 1-h=0,03 м; 2-h =0,09 м; 3-h=0,12 м;

б–при r=0,012 м; ro=0,006 м; 1-h=0,03 м; 2-h=0,09 м; 3-h=0,12 м;

в–при r=0,04 м; ro=0,009 м; 1-h=0,03м; 2-h =0,09м; 3-h =0,12 м;

г–при r =0,004 м; ro = 0,006 м; 1-h=0,03 м; 2-h=0,09м; 3-h=0,12 м.

«в»

«г»

94

Как следует из представленных рисунков, по мере удале-

ния насадок от забоя скважины исполнительного органа началь-

ная скорость истечения струи промывочной жидкости резко

возрастает. Причем происходит это при расположении насадок с

углом наклона к вертикали, равным 30о. Этот скачок в значени-

ях начальной скорости струи промывочной жидкости соответ-

ствует интервалу угла наклона, в конструкцииравного

15о45о. До и после указанного интервала углов наклона

насадок изменения начальной скорости истечения промывочной

жидкости, характеризуются небольшой амплитудой изменени-

ями

2.8.Новые разработки по породоразрушающим инстру-

ментам, их реализация и практическая апробация

2.8.1.Породоразрушающий инструмент с двумя яруса-

ми гидромониторного действия

Новизной настоящей разработки является то, что в отли-

чии от существующих и нашедших практические применение

породоразрушающих инструментов аналогичной конструкции

она выполнена из двух ярусов (см.рис.2.22) с различными диа-

метральными размерами. Причем нижний ярус, выполняющий

роль обыкновенного долота имеет назначение пилотной части, в

связи с чем уступает по диаметральным размерам верхнему яру-

су, выполняющего роль полногабаритной бурильной головки.

Оба яруса долота выполнены с гидромониторными насадками

для создания гидромониторного эффекта, которые соединяются

между собой специальным переводником. Верхний и нижний

ярусы долота расположены друг от друга на расстоянии (это со-

ответствует длине межярусного переводника), равного радиусу

теплового воздействия «Р» температурного поля процесса взаи-

модействия нижнего яруса полномасштабного долота с разру-

шаемыми породами забоя скважины.

Таким образом, настоящим конструктивным исполнением

предлогаемого породоразрушающего инструмента за счет раци-

онального использования гидромониторным эффектом обеспе-

95

чивается улучшение его эксплуатационных характеристик, по-

вышение стойкости вооружения и механической скорости раз-

рушения горных пород забоя скважины.

Как следует из рис.2.22 и как отмечено выше, поставлен-

ная задача улучшения эксплуатационных показателей породо-

разрушающего инструмента решается за счет исполнения его

двухярусным, причем оба яруса имеют систему промывки с

гидромониторными насадками 2 и 5, соответственно выполнен-

ными из износостойких керамических композиционных матери-

алов. Нижний ярус имеет конструкцию обыкновенного полно

масштабного долота 1, а верхний ярус конструкцию бурильной

головки 4. Ярусы соединяется между собой переводником 3,

выполненного длиной, равной радиусу теплового воздействия.

Для соединения ярусов корпус верхнего яруса ниже его воору-

жения заканчивается ниппельной головкой для соединения пе-

реводником 3. Два фактора, это расположение ярусов на рассто-

янии, равного радиусу теплового воздействия и выполнение

обоих ярусов с гидромониторным эффектом позволяет значи-

тельно улучшить энергетические показатели предлогаемых по-

родоразрушающих инструментов.

Рис 2.22. Породоразрущающий инструмент с двумя

ярусами гидромониторного действия:

«а»-общий вид; «б»-нижний ярус; «в»-верхний

ярус; «г»-сечение А-А по верхнему ярусу.

96

2.8.2.Компоновка для разбуривания горизонтальной

части стволов наклонно-направленных скважин

Следует отметить, что предлогаемая компоновка предна-

значена для бурения горизонтальных стволов нефтегазовых

скважин. Компоновка выполнена в виде телескопической кон-

струкции и позволяет создавать нагрузку на исполнительный

орган машинного агрегата, т.е. на породоразрушающий инстру-

мент за счет избыточного давления промывочной жидкости, а не

за счет веса труб бурильной колонны. Это возможность, позво-

ляет регулировать величину осевой нагрузки, создаваемую на

долото избыточным давлением промывочной жидкости. Каждая

секция телескопической конструкции забойной компоновки

(см.рис.2.23) содержит наружную трубу 1, соединительную

муфту 2, посредством которой наружная труба соединяется ос-

новной колонной труб, фиксируемую в наружной трубе компо-

новки внутреннюю трубу 3, ограничительную, одновременно

уплотнительную браслет-муфту 4, резиновый пистон 5, уста-

новленный на верхней части внутренней трубы. В зависимости

от длины горизонтального участка бурящейся скважины необ-

ходимое количество аналогичной конструкции секций телеско-

пической компоновки, соединяются между собой посредством

соединительных муфт каждой секции. Факт изменения средней

проходки на один породоразрушающий инструмент современ-

ной конструкции в пределах (50÷100) м означает что, наиболее

рациональной является 3-х секционная конструкция телескопи-

ческой компоновки с длиной одной секции, равной длине одной

бурильной свечи, т.е. 25 м. Технология применения телеско-

пической забойной компоновки в горизонтальном участке бу-

рящейся скважины заключается в следующем. На начальной

стадии соединенный с муфтой ограничителем 4 (на нижней ча-

сти) внешняя труба 1 компоновки спускается в скважину. Затем

муфта 2, предназначенная для соединения внешней трубы 1 с

основной колонной труб и завинченная на верхнюю её часть,

сажается на элеватор. После посадки внешней трубы 1 с муфтой

2 на элеватор, внутренняя труба 3 в сборе с прорезинованным

97

пистоном 5 на верхней её части вставляется во внутрь внешней

трубы 1. После прохождения внутренней трубы 3 через уплот-

нительную муфту, она освобождается от элеватора, и под соб-

ственным весом опускается до посадки пистона 5 в муфте 4.

Уплотнительные кольца 6 муфты 4 создают дополнительное

уплотнение между внешней поверхностью внутренней трубы 3

и внутренней поверхностью муфты 4. Затем собранная секция

«А» с муфтой 4 поднимается до устья скважины и соединяется с

аналогично собранной секцией «В» и т.д. Процесс извлечения

компоновки из скважины осуществляется в такой же, но обрат-

ной последовательности.

Диаметральные размеры трубных секций забойных компо-

новок рекомендуется комбинировать в последовательности при-

водимой ниже, т.е:

5 -е внутри 6 -х; 4 -х внутри 5 -х; 3 -е внутри 4 -х и

т.д. Применение в таких комбинациях труб секций забойных

компоновок позволяет обеспечивать необходимую осевую

нагрузку на породоразрушающий инструмент за счет избыточ-

ного давления промывочной жидкости.

Рис 2.23. Компоновка для бурения горизонтального

участка стволов нефтегазовых скважин:

1-наружная труба; 2-соединительная муфта; 3-внутренняя

труба; 4-ограничительная муфта-браслет; 5-резиновый пистон;

6-уплотнительные кольца; 7-муфта второй секции.

98

ГЛАВА 3.

АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ПРОВОДКИ СТВОЛОВ

НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ПРО-

ЕКТИРОВАНИЯ РАЦИОНАЛЬНЫХ КОМБИНАЦИЙ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ И ПАРАМЕТРОВ ИС-

КРИВЛЕНИЯ

3.1.Анализ условий взаимодействия бурового машин-

ного агрегата со стволом наклонно-направленной скважины

Разработанные в настоящее время виды профилей для

наклонно-направленных скважин делятся на две группы: профи-

ли обычного типа (представляющие собой кривую линию, ле-

жащую в вертикальной плоскости) и профили пространственно-

го типа (в виде пространственных кривых).

Типы профилей наклонно-направленных скважин обычно-

го типа приведены на рис. 3.1.. Профиль типа А состоит из трех

участков: вертикального 1, участка набора угла наклона ствола 2

и прямолинейного наклонного участка 3. Его рекомендуется

применять при бурении неглубоких скважин в однопластовых

месторождениях, если предполагается большое смещение забоя.

Профиль типа Б отличается от предыдущего тем, что вме-

сто прямолинейного наклонного участка имеет участок 4 есте-

ственного снижения угла наклона. Данный профиль рекоменду-

ется применять при больших глубинах скважин.

Профиль типа В состоит из пяти участков: вертикального

1, участка набора угла наклона ствола 2, прямолинейного

наклонного участка 3, участка снижения угла наклона 4 и снова-

вертикального 1.Его рекомендуется применять при проводке

глубоких скважин, пересекающих несколько продуктивных пла-

стов. Существуют и ряд других профилей нашедших примене-

ние в практике бурения.

Как видно из рис.3.1, все типы профилей в начале имеют

вертикальный участок. Его глубина должна быть не менее

40...50 м. Окончание вертикального участка приурочивают к

99

устойчивым породам, где можно за один рейс набрать зенитный

угол 5...6 градусов.

Известно, что с увеличением глубины и отклонения ство-

ла наклонной скважины от вертикали, из-за неопределенности

условий взаимодействия бурового машинного агрегата с ним,

вопросы определения нагрузок на крюке при движении буриль-

ных и обсадных колонн по стволу приобретают важное значе-

ние и требуют адекватного уточнения. Однако сложность и раз-

нообразие условий трения и механизмов взаимодействия кон-

тактирующих поверхностей значительно затрудняют их изуче-

ние. Тем не менее изучению сил трения, на различных этапах

производства буровых процессов, возникающих между взаимо-

действующими поверхностям, обсадных, бурильных труб и

стенок скважин посвящено значительное количество исследова-

тельских работ.

Рис.3.1.Типы профилей наклонно-направленных скважин:

1-наклонный участок; 2- участок набора угла наклона

ствола; 3- прямолинейный наклонный участок; 4- участок сни-

жения угла наклона ствола.

Однако до настоящего времени недостаточно изучены во-

просы влияния фактического геометрического очертания ствола

и его пространственной формы искривления, скорости движения

бурильных и обсадных колонн по стволу, отклонения забоя

скважины от вертикали и ряда других факторов на величины

нагрузок, действующих на крюке. Поэтому проектирование

100

оборудования спуско-подъёмного механизма буровых установок

для бурения наклонных скважин производятся без учёта ука-

занных факторов, что вносит в расчётные модели определенные

погрешности и является недопостимым.

В связи с этим разработка рациональной методики опреде-

ления нагрузок, действующих на крюке при движении буриль-

ных и обсадных колонн в пространственно искривлённой сква-

жине приобретает важное, как теоретическое, так и практиче-

ское значения.

Для решения поставленной задачи предполагается, что

траектория ствола имеет форму пространственной кривой,

представленной на рис.3.2. (профиль типа «В») Ствол состоит

из вертикального ОД, вогнуто-искривлённого ДЕ, прямолиней-

но-наклонного ЕF и выпукло-искривлённого FM участков.

В интервале увеличения зенитного угла, т. е. на вогнутом

участке траектории ствола выделяется элемент АВ трубы дли-

ной, равной « d L» и рассматривается движение этого элемента

снизу вверх.

Рис.3.2.Образец реализации профиля

пространственного типа.

Предполагается, что колонна труб по всей длине двигает-

ся по нижней стенки ствола. При движении колонны с ускоре-

нием W на этот элемент будут действовать следующие силы

(Рис. 3.3, а и рис.3.3, б):

101

1.Вертикальная сила тяжести элемента АВ–dQ;

2.Нормальная сила реакции стенки скважины -dN;

3.Сила инерции элемента UdF , действующая по касатель-

ной к элементу и направленная противоположно его движе-

нию;

4.Сила сопротивления CdF противоположная движению и

направленная по касательной к элементу;

5.Сила реакции нижней отброшенной части элемента труб

– Т;

6.Сила реакции верхней части элемента труб (Т+dТ).

Рис.3.3.Схема нагружения элемента

АВ на участках набора (рис.3.2,а) и уменьшения

(рис.3.2,б) зенитного угла при движении его вверх по простран-

ственно искривлённому стволу скважины.

Движение элементарного участка АВ длиной dL рассмат-

ривается в естественной системе координат с координатными

осями в направлениях касательной ( ), главной нормали ( n ) и

бинормали ( в ) к нему.

Для равновесия в этой системе координат системы сил,

действующей на движущийся с ускорением W элементарный

участок АВ, согласно принципа Даламбера должно быть удо-

102

влетворено равенство нуля проекций её компонентов на коорди-

натные оси:

,

;2

//sin

2

//sin)(

;2

cos2

//cos)(

3

2

1

OdNdQ

OdNd

TdQd

dTT

OdFdFdQd

Td

dTT

H

H

UC

(3.1)

где HdN ,

bdN –проекции силы реакции стенки dN на направле-

ния главной нормали и бинормали; dQ1 dQ

2, dQ

3, проекции си-

лы тяжести элемента АВ на направления, соответственно, каса-

тельной, главной нормали и бинормали.

Согласно рис.3.3. значения dQ1, dQ

2 и dQ 3 могут быть

определены из следующих зависимостей:

,cos

cosqd -) -cos(180 qd dQ

;cos qdLdQ

3

2

1

qdLdQ

LL ; (3.2)

где q-средний вес единицы длины колонны с учётом облегчения

в растворе; ,, углы между осью 0Z или направлением си-

лы тяжести элемента АВ и направлениями, соответственно, ка-

сательной, главной нормали и бинормали.

Эти углы характеризуют направляющие косинусы силы

тяжести элемента "АВ" относительно направления естествен-

ных координатных осей, которые определяются известными

выражениями

,coscos1cos ;cos ;cos 22

2

2

dL

Zd

dL

dZ (3.3)

где - радиус пространственного искривления ствола скважины

в точке O -центре тяжести элемента АВ, d L- длина элемента

АВ.

Обозначив центральные углы через d и dθ, а радиусы

кривизны через R и при плоском и пространственном ис-

103

кривлениях, значения d , можно определить из следующих ра-

венств:

Поскольку d и dθ относятся к малым углам, тогда с не-

значительной погрешностью можно принять, что проекция

длины элемента "АВ" на направление касательной равна её

длине, т.е

откуда .

, или

dR

d

RdddldL

(3.4)

На определенном участке труб, длиной L кривизна ство-

ла при плоском и пространственном искривлениях, соответ-

ственно, равны =R

l и

L.

Если принят, что mR

, тогда из равенство (3.4)

можно записать следующее:

mddd , (3.5)

где - пространственный угол искривления, определяемый по

известному методу:

;)sin( ср22

22

(3.6)

,/)( kHcp 2 (3.7)

где HK ; Hk ;

H и k -зенитный угол в

начале и конце интервала;H и k - азимут в начале и конце

интервала; CP -средний зенитный угол в рассматриваемом ин-

тервале.

Подставив значение “ ” из (3.6) в (3.5) и решив относи-

тельно коэффициента “m”, учитывающего пространственную

форму искривления скважины для его определения получаем

нижеприводимое выражение:

104

2

2sin

21

cpm . (3.8)

При известном значении коэффициента “m” используя систему

уравнений (3.3), направляющие косинусы силы тяжести отно-

сительно естественных координатных осей можно определить

из следующих равенств:

,sincos ;sin

cos ;coscos

m

k

m

где знаки « » относятся, соответственно, к выпуклому и во-

гнутому участкам ствола скважины.

На рис.3.4 приведены схемы для определения силы, при-

жимающая элемент АВ к стенке скважины бурильной колонны

при её движении по пространственно-искривлённому стволу,

имеющего вогнутые и выпуклые участки.

Из рис.3.4 видно, что активными силами, прижимающие

элемент АВ к стенке скважины являются HdQ и

dsinqRdQ .

Величина HdQ является проекцией текущей реакции “T ”

на направление главной нормали, с учётом (3.5) определяемая

как

mTdTddQH .

Проекция этой силы на направление силы тяжести эле-

мента равна TdQd H , а другая составляющая HQd согласно

рис.3.4 может быть определена по

,KTdTd)mTd(Qd H 22 где 12 mK

Элементарную прижимающую силу “ dN ” можно опреде-

лить из рис.3.3 по формуле

dmTqRqRmTdN 1

022 90cossin2)sin()( (3.9)

C учётом того, что согласно рис.3.4

mmTd

md 1sin 1

, то

105

sinTqR)sinqR()mT(dN 222.d (3.10)

Как видно из (3.10), элементарная прижимающая сила рав-

на геометрической сумме двух сил, а именно, mT и sinqR .

Таким образом, знания величины коэффициента “ m ” и

направляющих косинусов силы тяжести относительно есте-

ственных координатных осей дают возможность определять

все силы, действующие на элемент AB колонны, входящие в

систему уравнения (3.1)

,fdNdF

;mdg

qwdL

g

qwdF

;dmqdqdQ

;dsinkqdQ

;dsinqdQ

;dcosmqdQ

Hc

ин

3

2

1

(3.11)

где f - коэффициент трения.

Рис.3.4.Схема сил, способствующих прижатию элемента

колонны к стенке ствола скважины при её пространственном

искривлении

Путём совместного решения (3.1) и (3.11) составляется

условие равновесие сил, действующие на элемент колонны при

106

её движении по стволу пространственно-искривлённой скважи-

ны в виде

.dsinKqdN

;dsinqmTddN

;dwg

mqfdNdcosmqdT

B

H

H

(3.12)

Из системы (3.12) определяется, что

g

wsin

m

fcosqT

d

dT. (3.13)

Для вогнутого участка ствола из-за того, что d имеет от-

рицательный знак и mR , уравнение (3.13) может быть

представлено как

g

wsin

m

fcosqRT

d

dT, (3.14)

где mf

Для выпуклого участка, при движении колонны труб по

нижней стенки ствола, условие равновесия сил, действующих на

элемент АВ согласно рис. 3.3 б представляется следующим об-

разом:

.dsinkqdN

;dsindqmTddN

;wdmg

qfdNdcosmqdT

H

H

(3.15)

Отсюда для выпуклого участка ствола имеем ниже приво-

димое уравнение:

.g

wsin

m

fcosqRT

d

dT

(3.16)

Согласно выше, изложенной методике, силы натяжения,

действующие на элемент АВ колонны при движении её вниз

можно определить по следующей формуле:

107

,g

wsin

m

fcosqRT

d

dT

(3.17)

где знаки « » перед T и qR соответствуют, выпуклому и

вогнутому участкам ствола скважины.

При движении элемента колонны труб вверх и вниз по

прямолинейно наклонному участку ствола согласно условиям

равновесия сил (рис.3.3,б) дифференциальное уравнение для

определения текущего натяжения может представлено в виде

,g

wsin

m

kfcosqRT

d

dT

(3.18)

где знак плюс характеризует движение колонны вверх, а минус-

противоположное направление, т.е. движение вниз.

Таким образом путём решения дифференциальных урав-

нений (3.17)-(3.18) определяется натяжение на верхнем конце

колонны труб при подъёме и спуске их через ствол скважины,

имеющий вогнутый, выпуклый и прямолинейно-наклонный

участки.

Единственность решения задач, описываемых выше ука-

занными дифференциальными уравнениями обеспечивается ни-

же приводимыми граничными условиями.

,при;при Н

в

k

H

TT

TT (3.19)

где Hв T,T -силы натяжения на верхнем и нижнем концах иссле-

дуемого участка труб; H и

K -зенитные углы в начале и конце

рассматриваемого участка ствола скважины.

Таким образом интегрированием уравнений (3.17), (3.18)

с учетом граничных условии (3.19) определяются текущие силы

натяжения на верхнем конце труб при спуско–подъёмных опе-

рациях для различных вариантов взаимодействия их со стенка-

ми скважины.

По результатам решения математической модели для

различного варианта взаимодействия колонны со стенками

ствола скважины при её движении по стволу силы натяжения

могут определяться по формулам соответственно:

108

- для вогнутого участка ствола:

);e(g

qRw)cose(cos

m

mf)sinsine)(f(

qReTT kHHkвог. 1

11

1

22

20

(3.20)

- для выпуклого участка ствола:

);e(g

qRw

)cose(cosm

mf)sinsine)(f(

qReTT HkkHTвып.

1

11

1

22

2

(3.21)

Для определения силы натяжения при различных направ-

лениях движения труб и условиях их соприкосновения со стен-

ками скважины, а также различных формах конфигураций ство-

ла необходимо использовать в формулах (3.20) и (3.21) знаки,

приведенные в таблице 3.1.

Для различных конструкций ствола скважины в зависимо-

сти от направления движения колонны труб и свойственным ва-

риантом взаимодействия предопределяется величина алгебраи-

ческой суммы в выражениях (3.20) и (3.21), определяющих её

нагруженность.

Направления движения колонны труб и варианты её взаи-

модействия со стенками ствола скважины

Таблица 3.1. Направление

движение

труб

Форма ис-

кривлённого

участка

Стенки,

на кото-

рую

прижаты

трубы

Знаки в формулах (3.20) и (3.21)

Перед показа-

тельной сте-

пенной функ-

цией e

Перед вто-

рым членом

квадратной

скобки

Перед

третием

членом

Вверх

вогнутый нижний

верхний

+

-

-

+

+

-

выпуклый нижний

верхний

-

+

-

+

+

+

Вниз выпуклый

нижний

верхний

-

+

+

-

-

+

вогнутый нижний

верхний

-

+

+

-

+

-

109

3.2.Количественная оценка сил натяжения на верхнем

конце колонны труб при их движении в стволе простран-

ственно-искривленной скважины

Как отмечено в предыдущем параграфе, обычно профили

наклонно-направленных скважин проектируются на одной вер-

тикальной плоскости. Однако наличие различных геолого-

технических причин, сопровождающие процесс производства

буровых работ, способствует пространственному искривлению

стволов скважин. Поэтому в большинстве случаях пробурить

наклонные скважины строго на одной плоскости не представля-

ется возможным. Это способствует возрастанию сил сопротив-

ления между трубами (бурильные, обсадные) колонны и стенкой

скважины в процессе бурения в пространственно-искривленном

её стволе. В результате имеют место посадки и затяжки машин-

ного агрегата за счет увеличения растягивающей силы на верх-

нем конце колонны труб и ухудшаются условия их про-

ходимости через пространственно-искривленные интервалы

скважин. С изменением параметров искривления ствола сква-

жины колонна труб подвергается действию растягивающих и

сжимающих сил, которые способствуют появлению различного

деформационного поведения и соответствующего напряженного

состояния. Этот важный, как теоретический, так и практический

аспект проектирования и строительства пространственно-

искривленных стволов скважин исследован в предыдущем раз-

деле. В результате для определения сил натяжения на верхнем

конце колонны труб с учетом инерционных составляющих при

движении их по такому стволу для различных участков и вари-

антов взаимодействия в соответствии с его конфигурацией пред-

ложены нижеприводимые аналитические зависимости:

-для выпуклого участка ствола скважины при движении

труб по нижней его стенке:

1

g

WCosCosBSinSinAQTT HKKHвып

; (3.22)

-для прямолинейно–наклонного участка ствола при дви-

жении труб по нижней стенки ствола

110

;CosCosm

kfSinSinQTT KHKвыпст (3.23)

-для вогнутого участка:

1

g

wCosCosBSinSinAQTT KHHKвог

(3.24)

Знаки в формулах (3.22÷3.24) в зависимости от направле-

ния движения и формы соприкосновения труб со стенкой сква-

жины, определяются по таблице 3.1.

Как известно, расчет натяжения на верхнем конце колонны

труб при выполнении спуска–подъёмных операций согласно

общепринятым методам осуществляется «снизу вверх». При

этом последовательно находятся растягивающие силы, дей-

ствующие на колонну труб в начале самого нижнего интервала

профиля iT ,(см. рис.3.5) а затем–в начале каждого последующе-

го над ним интервала с учётом нагрузки от подвески- 1iT фор-

мулами (3.22)-(3.24). Поинтервальные данные для выполнения

расчёта растягивающей нагрузки на примере наклонной сква-

жины №1720 пл. Говсан с четырёх интервальным профилем

пространственного типа представлены в таблице 3.2.и рис.3.5:

а.Определение силы натяжения на верхнем конце труб в

интервале уменьшения зенитного угла и азимута скважины.

Как следует из таблицы 3.3, в этом интервале от 2450м до

2650м, длиной .м2003 L зенитный угол с максимального зна-

чения 022H уменьшается до градK 319 . Средний

зенитный угол равен .,ср0520 В состав КНБК входят долото

диаметром 215,9 мм, турбобур ТСШ -195, длиной 16 м , 178 мм

УБТ , длиной м48y ; 127 мм бурильные трубы ТБПВ длиной

,1361648200 мбТ толщиной стенки 10мм, маркой стали

«Д». Масса единицы длины УБТ- 178 м

KH,qy 561 , а бурильных

труб м

KH,qбт 3250 , коэффициент трения в открытом стволе

350,f .

111

Так как в данном интервале бурильная колонна состоит из

УБТ – 178 и БТ – 127, то средний вес 1м трубы можно опреде-

лить по формуле

м

KHqqq

y

бTyy647,0

13648

136325,056,148

бТ

бт

ср

.

Вес турбобура с долотом, т. е. тангенциальная нагрузка

приложенная на нижнем конце колонны труб, ,KHT 200 ско-

рость движения бурильной колонны в стволе скважины

сек

м,v 40 и 722, (основание натуральной логарифмы).

Для вычисления натяжения на верхнем конце колонны

труб дополнительно определяются значения ряда показателей и

коэффициентов таких как:

;sincp

m ;m

m

fB ;

fA

2

2

2

2

2

2

21

1

1

1

1

;m ;,

; ;mff

Hk

357

kHcpHk ,; 50

Lq,Q

357

Расчёт профиля пространственного типа скв.№1720 пл.

Говсан (до 2650м)

Таблица 3.2

№

n. n.

Длина

ствола,

м

Текущий

угол,

град

Средний

азимут,

град

Координаты

ствола, м Длина горизонталь-

ной проекции ствола,

м X Y Z

1 2 3 4 5 6 7 8

Интервал естественного искривления ствола.

1 1350 1 - 0 0 -1350 0

2 1400 3 211 1,51 -0,98 -1400 1,74

3 1450 4 221 4,30 -2,22 -1459 4,80

4 1500 4,5 219 7,63 -3,84 -1450 8,50

5 1550 3,5 213 10,59 -5,69 -1550 11,99

112

6 1600 3,5 207 12,99 -7,57 -1600 15,04

7 1700 4 203 17,85 -11,94 -1699 21,58

8 1750 3,5 201 20,20 -14,21 -1749 24,85

9 1800 5,5 195 22,73 -17,22 -1799 28,77

10 1850 6,0 196 25,87 -21,39 -1849 34,00

Интервал (1850-2450)м принудительного искривления ствола с

увеличением зенитного угла и азимута.

11 1900 6,5 203 29,92 -25,03 -1898 39,44

12 1930 9 215 33,31 -26,99 -1928 43,36

13 2000 9,5 235 44,39 -28,94 -1997 54,61

14 2050 8,5 265 51,74 -26,27 -2047 62,43

15 2100 8 290 56,81 -21,19 -2096 69,61

16 2150 6,5 310 59,48 -15,47 -2146 75,91

17 2170 5 328 59,72 -13,49 -2166 77,92

18 2200 8,5 339 59,48 -9,97 -2195 81,44

19 2250 9 341 58,68 -2,40 -2245 89,05

20 2280 10 345 57,82 -2,47 -2274 94,00

21 2300 13 353 56,59 6,26 -2294 97,99

22 2330 15 357 53,82 13,11 -2323 105,37

23 2350 18 358 51,57 51,57 -2342 111,14

24 2400 19 358 45,34 45,34 -2390 127,08

Интервал (2450-2650)м безориентированного регулирования зе-

нитного угла и уменьщения азимута.

25 2450 22 359 38,42 48,64 -2437 144,10

26 2500 22 359 31,03 65,23 -2483 162,26

27 2550 22 357 24,08 82,45 -2530 180,83

28 2600 20 345 21,01 99,85 -2576 198,50

29 2620 20 333 21,24 106,59 -2595 205,24

30 2650 19 332 21,76 116,49 -2624 215,16

113

Рис 3.5.Четырех интервальный профиль пространственного

типа скв №1720 производственной площади «Гов-

сан».

Исходные данные для интервала безориентированного ре-

гулирования зенитного угла и азимута наклоннонаправленной

скв.№1720 площади «Говсан»

Таблица 3.3 № Сква-

жина

Компоновка (КНБК)

Интервал,

м

Длина интер-

вала, м

Зенитный угол, град

При-меча-

ние

начало конец Δα

1 2 3 4 5 6 7 1

2

3

4

5

№1720,

Площадь

«Говсан»

Долото-215,9 мм

Турбобур-Тсш-195,

длиной 16 м; 178 мм УБТ-длиной

л-48м; Бурильные трубы ТБПВ длиной

лб.т=136м; толщиной

δ=10мм; марка стали –«Д»;

Масса единицы

длины: УБТ-178:

м

Kнqy 561, ;

Бурильных труб:

м

KнqбТ 3250,

Коэффициент трения

в открытом стволе

ф=0,35

Начало-

2400м;

Конец-2600м

200м

αH=

22

0

αк=

19

0

Δα

=3

0

114

.,,;,

;,,Q Q

м;

;,,

,

, ;,

;,,,

,,

;,

;,,,

;,,

,

ср1

970969900311

24801146343536470

11465

57305730

03050357

5350

35737040

1

1

53820171134353

343531350

1

1

100534353

200

3

1702135034353

343532

27

3

52021

2

21

03050

1

1

2

2

2

2

2

2

3

22

KHmRq

RR

ffA

m

m

fB

mm

L

mf

SinSinm

n

n

n

n

ср

Поскольку зенитный угол и азимут в данном интервале

уменьшаются, то можно принять что, ствол имеет выпуклую

форму.

Согласно формуле (3.22) и данным таблицы 3.1 использу-

ются выражения для расчёта силы натяжения 1вып TT на верх-

нем конце трубы для условий когда ствол имеет выпуклую

форму, а колонна двигается по нижней его стенке. Для условий

движения колонны труб вверх (т.е. при подъёме колонны).

KH,,,,,,,,

,,

,,,,,

,.

вып

7122724996200010025600144302480620

10319181171

4022190311538201903112237040

24800311201

10

CosCosSinSin

g

w

HCos

KCosB

KSin

HSinAQTTT n

под

Для случая, когда ствол скважины искривляется на верти-

кальной плос-кости, где

115

1

2

1 ср 1 2

2

57301; 0,35; 3; 1910м;

3

1Q 0,6472 1910 1236,2 ; 0,7817;

1

2 0,35 3 0,35 30,6236; = 0,0018;

1 57,3 57,3 57,3

n

n

m f R

fq R KH A

f

ffB

f

натяжение на верхнем конце колонны труб будет равно

.,],,,

,,,

,,[,,

KHCosCos

SinSinTплпод

вып

49910311819350

40221903162360

19031227817021236031120

Для условий движения колонны труб вниз (т.е. при спуске

колонны):

KH.,,,,,,,

,],,,

,,,

,,[,]

[

38462567419001050005450021802480

419196990819171

4022199699053820

19969902237040248096970201

10

CosCos

SinSing

w

CosCosBSinSinAQTT HKKHспвып

При плоском искривлении, для которого

;,;;; 3501 fmRRnn

м,

;,,

,;,

,

,

ср 12362

623603501

3502

1

278170

3501

3501

1

1

11

222

2

2

2

RqQ

f

fB

f

fA

сила натяжения, соответственно, будет равна

.,,,,

,,,,,,,

,

,,

,,[,,

KN

CosCos

SinSinTплсп

вып

87934764419

003500063004600212364191969909181350

40

22199699062360

1996990227817021236419

Далее производится расчёт натяжения на верхнем конце

бурильной колонны в интервале (1850-2450м) увеличения зе-

116

нитного угла и азимута ствола скважины. На этом интервале

ствол имеет вогнутую форму. Расчёт производится по формуле

(3.24), а знаки формулы подбираются в зависимости от направ-

ления движения и условия прижатия труб к стенке ствола сква-

жины согласно таблице 3.1.

Для расчёта используются следующие данные:

Пробуренный интервал ствола имеет длину

;;;м; H 1972266002 HKL

;35,0;14;16;359 ср fK

;162;м

кн4,02

q

что позволяет вычислять значения промежуточных показателей

этого интервала для условий движения вверх и вниз как при

пространственном, так и плоском искривленях:

.,,

,

;,,

,;,

,,QQм;,,

;,;,,

;,,

,,

,;,,

;100м

град,;,

2

,

58720701

21

2

350

1

158890

7201

35201

1

14698

41074232504107433335

5730

5730967900331722

03260357

33335350

357703502

33335600

16202

2

162

16

1421

2

2

2

2

2

2

22

203260

2

2

2

22

m

m

fB

fAKH

mRq

RR

fmf

mSinm

n

n

n

n

На основании значений этих показателей выполняется рас-

чёт для вогнутого участка и условии прижатия трубы к нижней

стенке при направлении движения вверх:

117

.,],,,

,,,

,,[,

,,

)([A 2-

KHCosCos

SinSin

g

wCosCosB

SinSinQTTT

KH

HKвыпподвог

027019679081970

402296790658720

58890622967904698

9679071221

232

Соответственно, для плоского искривления

;1;; 2 mRRnf

2 2 2

под

вог

0,7817; 0,6236 0,325 1074,4 349,2 ;

(T ) 118,8 349,2[0,7817 0,969 22 6 0,6236 cos6 0,9679 cos 22

0,40,9679 1 ] 211,0 .

0,35 9,81

пл

A B Q q R КН

Sin Sin

KH

Для условий прижатия трубы к нижней стенке на вогнутом

участке ствола при направлении движения вниз

KNTT сп 5,840 , а соответствующая сила натяжения

2 2 2 2

2 2[ 1 ]

84,5 1,033 698,4[0,5889 1,033 22 6 0,5872 6 1,033 cos 22

0,41,033 1 ] 185,4 .

0,7 9,81

сп

вог cn k h H K

wT T T Q A Sin Sin B Cos Cos

g

Sin Sin Cos

KH

Соответственно, для искривления в плоскости с учетом

того, что

;;;;,;,; fRRmBAn 216236078170

KNTTKHRqQ cnn 5842349 02 ,;, , сила натяжения рав-

на

.,,,,

,),

(,,,[,,)(

)()([)(

KHCos

CosSinging

w

CosCosBSinSinATT KHHKcnплсп

вог

014210331819350

40220331

662360622033178170349033138412

222

Далее выполняется расчёт натяжения для участка естественного

искривления.

118

На этом интервале бурения от 1350м до 1850 м, длиной

м5001 L предпологается, что скважина искривляется есте-

ственно под действием геологических факторов и ствол её имеет

следующие параметры:

;,;,;

;;;;;

ср 3505314

519721161

f

KHKH

м

kH325,0бтq

(140мм бурильные трубы); 72,2 ; .2702 KHTT

Поскольку в этом интервале зенитный угол увеличивается,

а азимут уменьшается можно принять, что ствол может полу-

чить вогнутую форму. В этом случае при движении труб вверх

по нижней стенки ствола значения растягивающего усилия

должны вычисляться по формуле (3.24).

Процедура вычислений нижеследующая. С начало соглас-

но таблице 3.1 определяются дополнительно значения промежу-

точных параметров в виде

,,;,;,

;,,

,;,

,

,

,

,

;,,

,f-1A0,355;0,351,0134mf

м;,,

;м

,

;,),

()(

1

2

ср

KHRmqQ

m

m

fB

RRm

SinSinm

nn

318629938000611

00610357

135062170

35501

013411

01341

350

1

1

7793055031

3501

1

456480131

5730

100101341

500

5

013412

14

5

5321

2

21

111

2

2

2

2

22

2

1

1

2

11

а затем-растягивающего усилия iT .

;,)],(,,

,),(,

,,[,,.)](

)()([

KHCosCos

SinSing

W

CosCosBSinSinAQTT KHHKподвог

34961973801893550

40699380162170

16993807793041862993802701

0

12

1

111

При искривлении в вертикальной плоскости, проходящей через

119

устья и забой скважины, величина силы натяжения с учетом

значения показателей ;;1;1 fmRR 111 RqQ

= 6236,0;787,0;7,1835 BAKH будет равен

.,],,,

,

),(,

,,[,,

KN

CosCos

SinSinTплпод

вог

8406199380819350

40

699380162360

1699380781707183599380270

Аналогично при спуске вниз и касании нижней стенки на

вогнутом участке

а ,,],

,

,),(,)

,(,[,,,]

[

KN

CosCosSin

Sing

W

CosCosBSinSinAQTT KHNKспвог

9310100621

91813550

406006211621701

600621779303186200621418511

111

10

при плоском искривлении с учетом

KNRqQSinB

CosAfm

n

n

71835623602

7817021

11 ,;,

;,;;;

KNCosCos

SinSinTплсп

вог

13541006219181350

40600621162360

16006217817071835006214185

,],,

,),(,

,,[,,,

Вес колонны труб вQ , используемой на вертикальном участке,

длиной мH 1350в будет равен

,513135038,0в

1

срв kHHqQ

где м

38,01

ср

kHq - средний вес единицы длины труб, использу-

емых на верти-кальном участке ствола.

В этом случае общая сила натяжения на верхнем конце

колонны труб или на крюке при подъёме инструмента могут

быть определены, соответственно:

120

а)при движении через пространственно-искривлённый

ствол: kHTQT 3,10093,4965131Внат ;

б) при движении через ствол, искривлённый в вертикаль-

ной плоскости, т. е. при постоянном азимуте

kHTQT 8,9198,4065131внат .

Из расчёта следует, что значение силы натяжения при

движении колонны труб вверх через ствол пространственной

формы превосходит соответствующее её значение в сравнении с

движением через искривлённый ствол при постоянном азимуте

на величину .5,89натнат kHTTT

Этот результат и соответствующие сравнения, при движе-

нии колонны труб вниз (см.табл.3.4) дают основания сделать

следующие выводы:

1.Пространственная форма конфигурации ствола суще-

ственно влияет на величину натяжения на крюке и это необхо-

димо учитывать при нагружениях колонны труб спуско-

подъемным комплексом буровой установки и расчётах техноло-

гии освобождения прихваченной колонны труб и энергетиче-

ском догружении бурового машинного агрегата;

2.С увеличением скорости движения колонны в стволе ве-

личина силы натяжения при подъёме значительно увеличивает-

ся, а при спуске-уменьшается в пределах 5-8%;

3.Приведённые формулы позволяют при известных значе-

ниях данных инклинометрических замеров, величины силы со-

противления и скорости движения колонны труб рассчитать

нагрузку на крюке при движении последних в наклонной сква-

жине с пространственным искривлением, и соответственно,

вносить коррективы в технологические и проектные параметры

реализуемых стволов наклонно-направленных скважин.

121

Значения показателей ствола скважины и соответствующих натяжений.

Таблица 3.4. Показатели

ствола

скважины

Интервалы скважины №1720 площади «Говсан»

(1350-1850) м; естественное искривление ство-

ла)

(1850-2450) м; принудительное искривле-

ние с увеличением зентного угла и азимута

(2450-2650) м; безориентированное регулирова-

ние зенитного угла и уменьшение азимута

Хар

ак-т

ер и

с-

кр

ив-л

ени

я

подъем спуск

Хар

ак-т

ер и

с-

кр

ивлен

ия

подъем спуск

Хар

ак-т

ер и

скр

ив-л

ени

я

подъем спуск

Прост

р.и

скри

в

Плос-

кое

иск

ри

в.

Прост

р.

иск

ри

в

Плос-

кое

иск

ри

в.

Прост

р.

иск

ри

в

Плоск

ое

иск

ри

в.

Прост

р.

иск

ри

в

Плоск

ое.

иск

ри

в

Прост

р.и

скри

в

Плоск

ое

иск

ри

в.

Прост

р.и

скри

в

Плоск

ое

иск

ри

в.

1 м

Ест

еств

енн

о и

скри

влен

ие

ствола

скваж

ин

ы

1,0134 1,0

При

нуд

ите

льн

ое

иск

рви

лен

ие

ствола

скваж

ин

ы

2,0 1,0

Без

ори

енти

рован

ное

рег

ули

ро

ван

ие

зен

итн

ого

угл

а и

ум

енш

ени

е аз

им

ута

3,3435 1 3,3435 1

2 μ 0,355 0,35 0,7 0,7 1,1702 0,35 1,1702 0,35

3 Δαн 10/100 10/100м

5,330/

100м

5,330/

100м 50/100м 30 50/100м 30

4 Б 0,6217 0,6236 0,5872 0,6236 0,5382 0,6236 0,5382 0,6236

5 А 0,7793 0,787 0,5889 0,7817 0,3704 0,7817 0,3704 0,7817

6 ψ 0,0061 0,0061 0,0326 0,0326 0,0305 0,0018 0,0305 0,0018

7 Рн 5648,4м 5648м 1074м 349м 1146м 1910м 1146м 1910м

8 Г 1862кн 1835кн 698кн 0,4кн/м 2480кн 1236,2кн 2480кн 1236кн

9 еψ 1,0061 1,0061 1,0330 1,033 1,031 1,031 1,031 1,031

10 е-ψ 0,9938 0,9938 0,9679 0,9679 0,97 0,97 0,97 0,7

11 Твып _ _ - - - - 122,7кн 99,4кн 84,3кн 79,8кн

12 Твог

496,3кн 406,8кн 310,9 354,1 270,0кн 211,0кн 185,4 142 - - - -

122

3.3.Анализ влияния на характер азимутального ис-

кривления стволов бурящихся скважин конструктивных

исполнений низа бурового машинного агрегата и различных

промыслово- технологических параметров

Установлено, что максимальная интенсивность набора уг-

ла наклона ствола скважины достигается при определенных зна-

чениях механической скорости бурения, обеспечиваемой за счет

осевой нагрузки на долото. Любое отклонение от этих значении

осевой нагрузки будет вызывать снижение механической скоро-

сти бурения, а следовательно, и снижение интенсивности набора

угла наклона ствола скважины.

Следует отметить, что параметры искривления ствола яв-

ляются более важными, чем режимно-технологические в обес-

печении необходимого его направления. Другими словами, под-

бор элементов низа бурового машинного агрегата и его кон-

структивное исполнение имеет весьма важное значение для про-

водки ствола с заданной трассой.

В результате изучения влияния сил трения на изменение

азимутального направления ствола скважины и наоборот, уста-

новлено, что при определенном коэффициенте трения между

элементами компоновок и стенками скважины результирующая

сила, действующая на долото, стремится отклонить его вправо.

Кроме того, выявлено, что при определенных расстояниях меж-

ду первым стабилизатором, расположенным вблизи долота, и

вторым стабилизатором, а также при соответствующих условиях

воздействия сил трения возможно отклонение долота влево. Все

это позволяет регулировать влияние применяемой компоновки

низа бурильной колоны на отклонение ствола в горизонтальной

плоскости.

Следует отметить, что как ранее проводимыми исследова-

ниями, так и анализом промыслового статистического материа-

ла доказано, что существует предельное значение зенитного уг-

ла, после которого происходит стабилизация искривления ство-

ла в горизонтальной плоскости. Так для роторного способа бу-

рения это предельное значение зенитного угла равно 200 а для

123

трибунного способа бурения 300. Это означает, что до пре-

дельных значении зенитного угла работу компоновки низа бу-

рильной колонны можно исследовать в вертикальной плоскости,

а после предельных значениях обязательным является также

изучение причин азимутального искривления ствола наклонной

скважины. С этой целью составлена расчетная схема компонов-

ки низа бурильной колонны, снабженной стабилизатором, где

параметры характеризующие работу компоновки низа буриль-

ной колонны определены соответстующими граничными усло-

виями:

Принимая во внимание тот факт, что при бурении наклон-

но-направленных скважин на месторождениях Азербайджана

используются в основном компоновки низа бурильной колонны

с одним центрирующим устройством нами на основе получен-

ных зависимостей проанализированы результаты расчетов для

КНБК, состоящую из долота Дд=295,3мм, забойного двигателя

типа 2А9Ш (Д=240мм), центратора Дц=288мм и расположением

от долота на расстоянии «L» ),;,;,( “““L 8554231 и УБТ

““ЂТ 203 . Жесткость тела забойного двигателя в такой ком-

поновке ЕI=23520КНм; вес 1м компоновки в жидкости-

q=2,18256КН/м. Осевая нагрузка принята равной Т=50 КН. Зна-

чение коэффициента f1 - 01401 ,f .

По результатам расчетов на рис.3.6 и 3.7 представлены из-

менения интенсивности искривления ствола скважины за счет

возможностей функционирования КНБК в зависимости от из-

менений расстояния (L1) между долотом и центрирующим

устройством при различных значениях зенитного угла

);;( 000 604020 . Как видно рис. 3.7 в точке «А» пересечения

кривых, соответствующая определенному значению (L1) интен-

сивность искривления ствола скважины не зависит от значения

зенитного угла. Для исследуемой КНБК и режимных параметров

это расстояние равно “L 72,31 .

124

Рис 3.6.Расчетные интенсивности азимутального искривления

ствола при бурении КНБК с одним (кривая 1) и двумя центра-

торами (2)

На инвариантные, изменениям зенитного угла, значения

( )L1 и I оказывают существенное влияние конструктивные

параметры КНБК и геолого-технологические факторы. Если

направляющая длина """" 1LL , то большим значениям зенитного

угла соответствует более высокое значение интенсивности ис-

кривления, а за пределами этой длины, т.е. при """" 1LL , боль-

шим значениям зенитного угла соответствуют более умеренные

изменения интенсивности искривления ствола наклонной сква-

жины. Надо отметить, что первый вариант конструкции низа бу-

рильной колонны может быть использован для бурения наклон-

ных скважин с большими отклонениями.

С учетом ряда упрощений в модели взаимодействия ком-

поновки НБК с окружающим массивом на базе промыслового

опыта проводки ННС на различных интервалах глубин проведе-

ны расчеты для соответствующих комбинаций значений пара-

метров конструкции НБК и режимно-технологических факто-

ров. Результаты расчетов приведены в табл 3.5-3.8.

125

Рис.3.7.Изменения интенсивности искривления ствола

скважины за счет возможностей функционирования КНБК в за-

висимости от изменений расстояния ( )L1 между долотом и цен-

трирующим устройством при различных значениях зенитного

угла: 000 603402201 ;;

Обозначения идентификаторов параметров, использован-

ных при расчетах и их размерности, приведены в табл. 3.5:

Классификация идентификаторов

Таблица 3.5 № Иденти-

фикатор

Обозначение Размерность

1 DD Диаметр долота м

2 DT Диаметр турбобура м

3 FOC Осевая нагрузка кн

4 FM Коэффициент фрезерующей способ-ности долота --

5 DC Диаметр центратора м

6 LC Расстояние от долота до центратора м

7 LTK Расстояние от центратора до точки касания со

стенкой скважины

м

8 К Кривизна ствола гр/100м

9 FOT Отклоняющая сила на долоте кн

10 IH Начальный темп искривления гр/10м

11 IP Равновесный темп искрив-ления гр/100м

12 QC Реакция на центраторе кн

13 AL Зенитный угол град

Результаты расчетов представлены графиками, приведен-

ными на рис. 3.7-3.8.

126

Анализ результатов машинного счета промысловых дан-

ных проводки интервалов наклонно-направленной скважины с

КНБК, включающего разработанную автором конструкцию цен-

трирующего приспособления, и их графической интерпретации

свидетельствует о том, что путем управления параметрами кон-

струкции и технологии эксплуатации машинного агрегата, а

также выбором совместимых параметров искривления можно

обеспечить требуемую ориентацию трассы ствола скважины.

Расчеты, показывают, что при фиксированных значениях

кривизны скважины и место установки центрирующего приспо-

собления с увеличением диаметра скважины отклоняющее уси-

лие на долоте увеличивается. Причем это увеличение более

ощутима с увеличением зенитного угла. Например, при одном и

том же диаметре скважины (DC=280мм) и зенитных углах, рав-

ных AL=10 град и 20 град, отклоняющее усилие на долоте вы-

ражается цифрами 0,39 кн и 1,12 кн соответственно. Отношение

равно 112 20

0 39 103

, ( р )

, ( р )

AL г ад

AL г ад

. При диаметре скважины

DC=290 мм это отношение равно

5 31 20

3 94 101 35

, ( р )

, ( р ),

AL г ад

AL г ад

, т.е. с увеличением зенитного уг-

ла количественно влияние диаметра скважины на отклоняющее

усилие на долоте уменьшается, примерно, в три раза. При фик-

сированной же кривизне, увеличение отклоняющего усилия на

долоте с увеличением зенитного угла (хотя темп влияния и спа-

дает) способствует пропорциональному увеличению реактивных

усилий, воспринимаемых центрирующим приспособлением. С

увеличением расстояния между долотом и местом установки

центрирующего приспособления для одних и тех же значений

диаметра и кривизны скважины происходит значительное

уменьшение отклоняющего усилия на долоте (рис.3.8). Причем

если при интервалах значений LC=(2,5-5,5) м происходит трех-

кратное уменьшение отклоняющего усилия на долоте, то при

LC=(6,0-7,5) м это уменьшение достигает шестикратного значе-

ния. При значениях же LC м 8 0, происходит изменение от-

127

клоняющего усилия по знаку, т.е. после указанного предельного

значения места установки центрирующего приспособления бу-

дет происходить уменьшение параметров искривления. Причем

с увеличением параметров забуривания, т.е. зенитного угла пре-

дельное значение отклоняющего усилия на долоте, т.е. изме-

нение его знака наступает при более низких значениях LC.

Например, если при зенитном угле, равном AL=10 град, пре-

дельное значение расстояния от долота до место установки цен-

трирующего приспособления при котором наступает изменение

знака FOT на долоте равно LC=8,0м, то при AL=15 град это

значение равно LC=7,5 м, а при AL=20 град- LC=7,0 м. При од-

ном и том же значении зенитного угла следует отметить, что с

изменением места установки центрирующего приспособления

реакция на последнем почти не изменяется. Однако при более

высоких значениях зенитного угла реакция на центрирующем

приспособлении количественно выражается более внушитель-

ными цифрами, например, если при AL=10 град QC=7 кн, то при

AL=15 град QC=10 кн, а при AL=20 град QC= 13 кн и т.д.

Рис.3.8.Изменение отклоняющего усилия на долоте при

функсированных кривизине (К) и месте установки (ЛЪ) центра-

тора при различных значениях диаметра скважины (ДС) и зе-

нитного угла АЛ:

1, 4, 7 – АЛ = 10 град;

2, 5, 8 – АЛ =15 град;

3, 6, 9 – АЛ =20 град.

128

При изменениях кривизны со знаком при постоянных зна-

чениях диаметра скважины и места установки центрирующего

приспособления происходит резкое уменьшение отклоняющего

усилия на долоте. Изменения же места установки центратора

способствуют уменьшению как абсолютных значений, так и ин-

тервалов изменений отклоняющего усилия на долоте. Причем

при расстоянии расположения центратора, т.е. при LC=4,5 м и

более изменения отклоняющего усилия на долоте проявляются

как количественно, так и качественно при постоянном значении

зенитного угла AL=15 град.

При указанном значении зенитного угла AL=15 град про-

анализирован характер изменения отклоняющего усилия на до-

лоте при постоянном значении параметра, характеризующего

место установки центрирующего приспособления при различ-

ных диаметрах скважины. Хотелось бы отметить, что увеличе-

ние этого показателя характеризуется расширением интервалов

изменений отклоняющего усилия на долоте. Если при малых

значениях диаметра скважины это расширение хоть и малое, но

характеризуется качественными изменениями, то при увеличе-

нии диаметральных размеров скважины оно, в основном, прояв-

ляется количественно. (т.е. при ммDC 285 ).

Приведенный анализ исходных данных и их интерприта-

ция (см.рис.3.8-3.9) наводит на мысль, что для выполнения про-

ектной траектории трассы наклонно-направленной скважины

необходим рациональный подход к выбору конструктивных и

технологических параметров машинного агрегата с учетом па-

раметров искривления скважины. Только при совместимости

указанных факторов возможна выдержка параметров трассы

наклонно-направленной скважины. С этой целью необходимо

разработка, конструктивная проработка, внедрение в производ-

ство соответствующих технических средств КНБК, а также про-

ектных решений по выбору ее конструктивного исполнения, в

котором будет обеспечена совместимость всех факторов произ-

водства буровых работ в наклонно-направленной скважине и

оперативность корректировки структуры машинного агрегата.

129

С точки зрения прохождения без осложнений по стволу

скважины колонн и инструментов и предупреждения затяжек,

влияющие на энергетическое нагружения породоразрушающего

инструмента более предпочтительными являются профили с

наименьшими интервалами. Анализ бурения наклонно-

направленных скважин на месторождениях моря показывает,

что в основном (80% - 85%) в этих условиях реализовываются

четырех-интервальные (вертикальные, участки набора, стабили-

зации и снижения зенитного угла) профили. Для расчета интер-

валов набора и снижения зенитного угла предложены ряд зави-

симостей 224, сводящиеся к параболическим, гиперболиче-

ским, полиномиальным и выражающимися дуговыми участками

окружностей зависимостям.

Рис. 3.9. Изменение отклоняющего усилия на долоте при

функсированных кривизине (К) и диаметра

скважины (ДС) при различных значениях места

установки центратора (ЛЪ) и зенитного угла АЛ:

1, 4, 7 – АЛ = 10 град

2, 5, 8 – АЛ =15 град

3, 6, 9 – АЛ =20 град.

130

Рис.3.10.Определение интервалов установки отклоняюще-

го устройств.

Автором предложен метод расчета участков профилей

наклонно-направленных скважин, базирующийся на результатах

анализа промыслово-статистической информации о проводке

наклонно-направленных скважин 15,224. Отличительное пре-

имущество метода заключается в том, что для расчета профиля

наклонно-направленной скважины исходные данные определя-

ются на основе коэффициента искривления, характеризующего

ее проектные параметры (протяженность скважины по инстру-

менту и ее вертикальную глубину, искривление, азимут, глуби-

ну зарезки).

Предложенный метод был апробирован при расчетах про-

филей наклонно-направленных скважин с большими отклонени-

ями № 2502, 179, 2206, пробуренных на месторождении “Нефт

Дашлары” с СППУ “Хазар-4”, а также скв. №1 и №10 на место-

рождении «Умид» (рис.3.10). По сравнению с ранее пробурен-

ными скважинами указанные скважины были пробурены без

осложнений, обсадные колонны были спущены до проектных

глубин, резко сокращено время затраченное на СПО и вспомо-

гательное-подготовительные работы. В результате были резко

131

повышены технико-экономические показатели бурения сква-

жин.

3.4.Оценка возможностей бурения наклонно-

направленных скважин роторно-вращательным способом на

месторождениях Азербайджана

Надо отметить, что в мировой практике производства бу-

ровых работ роторный способ бурения находит все возрастаю-

щее применение в практике бурения наклонно-направленных

скважин 40,127. Из-за того, что роторный способ бурения

применяется с одним буровым насосом с низким рабочим дав-

лением параллельность ремонтных работ с производственным

циклом не сказывается на его продолжительности. Обьясняется

это тем, что при роторном способе бурения обеспечивается пол-

ная отработка породоразрушающего инструмента. В результате

уменьшается количество спуско-подъемных операций и резко

сокращается время отводимое на реализацию производствен-

ных циклов и подготовительных операций.

Учитывая вышеизложенное, автором разработан и внедрен

в производство 94,224,231 технологический регламент для бу-

рения наклонно-направленных скважин роторным способом. На

основе проведенных оценок и разработанных рекомендаций, по

технологическим регламентам за последние несколько лет на

производственных площадях треста «Комплексные буровые ра-

боты» широко применялся роторный способ бурения наклонных

участков наклонно-направленных скважин. Результаты буровых

работ показали, что при бурении наклонно-направленных сква-

жин роторным способом до глубин 4000÷4500м обеспечивается

увеличение механической скорости бурения, чем достигается

снижение в сметной стоимости производства буровых работ на

(10÷20)%.

Так МУБР «Гум адасы» роторным способом был пробу-

рен наклонный участок скважины №240 месторождения «Зых».

Согласно проекта вертикальный участок 0-550 м. Предполага-

лось пробурить роторным, а наклонный участок 550-1850м тур-

132

бинным способом. Учитывая незначительное отклонение оси

скважины (50м) и сложность управления азимутом на большом

интервале при малых зенитных углах было принято решение о

зарезке наклонного участка на большой глубине (после спуска

промежуточной колонны на глубину – 1365 м) и проходке ство-

ла в целом, кроме участка зарезки роторным способом.

Инклинометрические измерения, проведенные на глубине

1365 м показали, что значения зенитного угла и азимута позво-

лят обеспечить попадания забоя скважины в круг допуска ис-

ключительно применением роторного способа бурения. Таким

образом в отличие от проектных показателей наклонно-

направленная скважина №240 глубиной 1760м была пробурена

роторным способом высокими технико-экономическими показа-

телями.

Скважину проектной глубиной 1850м запланированную

закончить бурением на 118,8 дней удалось пробурить на глуби-

ну 1700 м за 69,1 день. При бурении использовалась простая

компоновка низа бурильной колонны состоящая из УБТ и доло-

то. Эффективность роторного способа бурения для производ-

ства буровых работ подтверждается также опытом доведения

скважин на месторождении «Умид» на освоение которого был

дан старт президентом страны в рамках реализации Республи-

канской газовой программы (см.табл 3.6).

За счет применения роторного способа бурения в интерва-

ле сэкономлено 808 часов, что составляет 35% про-

ектного времени. Количество долот и долблений для прохождения

указанного интервала уменьшалось, соответственно, 3 и 2,5 раза.

В целом в некоторых случаях за счет ускорения производствен-

ных показателей бурения скважин экономия окола 50% сметной

стоимости.

Известно, что при роторном способе бурения бурильная

колонна работает при более сложных условиях. Поэтому необхо-

димо применения метроприятий для сведения этого воздействия к

минимуму, а если возможно, то полное исключение этих факто-

ров. С этой целью необходимо соблюдение нижеследующих ре-

133

комендаций и применение рациональных КНБК при производ-

ства буровых работ:

1.В интервале набора зенитного угла предельное значение

интенсивности искривления ствола по сравнению турбинным

способом бурения должна быть малой и находиться в пределах

обеспечения проходимости по стволу скважины обсадных ко-

лонн;

2.За счет недопущения знакопеременности изменений зе-

нитного угла и азимута необходимо свести к минимуму нагруз-

ки от вращения бурильной колонны, обеспечив тем самым плав-

ность ствола скважины;

3.При проходке вертикального участка скважины исполь-

зуя естественное искривление ствола в проектном направлении

предотвратить его искривления в противоположном направле-

нии;

4.Для набора зенитного угла необходимо использование

КНБК, включающую расположенных друг от друга несколько

не полногабаритных опорно-центрирующих устройств, а для

поддержания его стабильным-два полногабаритных ОЦУ.

Снижение зенитного утла обеспечивается использованием с

КНБК, состоящей из УБТ и долота;

5.При значениях зенитного угла менее 20° для поддер-

жания стабильным азимутального искривления необходимо ис-

пользование КНБК с двумя ОЦУ. При значениях зенитного угла

более 20° для изменения азимута необходимо использование не-

полногабаритного спирального (для увеличения-правого, а

для уменьшения-левого) стабилизатора.

Геолого-техническое задание для бурения скв.10 на месторожде-

нии «Умид». VII горизонт: скв-разведочная отклонение-500м

134

Таблица 3.6.

Конструкция скважина

3.5.Исследование характеристик анизотропности раз-

буриваемых пород на параметры искривления стволов

наклонно-направленных скважин

Как отмечено в процессе бурения под действием осевых и

радиальных сил на долото происходит изменение азимута и зе-

нитного угла, в результате чего ствол скважины имеет форму

пространственной кривой. Надо отметить, что предлагаемые

различными авторами модели исследования пространственного

искривления стволов скважин нуждаются в уточнениях с уче-

135

том, в основном, показателя анизотропности разбуриваемых по-

род и угла встречи долота с породами.

Для оценки влияния факторов анизотропии и естественно-

го залегания пластов на параметры искривления стволов

наклонно-направленных скважин в процессе их бурения разра-

ботана ниже следующая методика. Схема расчета интенсивно-

сти пространственного искривления представлена на рис.3.10, в

виде координатной системы ОХУЗ с началом координат в цен-

тре забоя «О». Предполагается, что ось скважины лежит на

плоскости ХОЗ.

Принимается также, что фактический азимут скважины φ

совпадет с осью ОХ, а ось ОУ перпендикулярна оси ОХ, а так-

же, что при бурении долото перемещается по плоскости, прохо-

дящей через оси компоновки и направления радиальной силы.

Компоненты мгновенного перемещения долота по оси OZ

обозначены через voz, a в направлении перпендикулярной к ней,

т.е. в направлении действия радиальной силы RR VF , угол же

между RF и ее проекцией на горизонтальную плоскость, т.е.

направлением ОК, принят равным - .

При изменении направления движения долота на величи-

ну, равную углу φи, зенитный угол изменяется от величины o

до- v а приращение азимута представляется равным- . Тогда

согласно схеме действия сил по рис.3.10 и используя теорему о

синусах и косинусах для определения соответствующих значе-

ний v и могут быть записаны нижеприводимые выраже-

ния:

,;

cosv

cosvvsin;

cosvv

sinvtg v

u

uv

u

u

21

12

1 (3.25)

где 1V и

2V - скорость мгновенного перемещения долота, соот-

ветственно, в направлениях осей ОХ и ОК (направления ради-

альной силы RF ), определяемые как

;sinvv oc 01 ;cosvv R 2 ,vvv Roc22 (3.26)

136

где все остальные углы и определения приведены на рис.3.10,

т.е. ocV и

RV скорости мгновенного перемещения долота в осе-

вом и перпендикулярном направлениях; v–результирующая ско-

рость мгновенного перемещения долота;

0 ; ;costgtg u ;L/dD, 50

0 угол между осями КНБК и OZ; -начальный зенитный угол

ствола; угол несоосности компоновки в стволе; o -угол по-

ворота оси долота; D-диаметр долота; d–диаметр УБТ или за-

бойного двигателя; L- расстояние от долота до точки касания

компоновки со стенкой скважины.

Значения угла при использовании отклоняющих

устройств равны углу забуривания отклонителя, а при есте-

ственном искривлении искривлены на угол- 0 i (где 0 -

направление падения пласта); i - текущий азимут скважины.

Значения VR и Vос, в формулах (3.25-3.26) могут быть вы-

ражены через значения сил, действующих в направлениях дей-

ствия векторов скоростей. С этой целью принимается, что коэф-

фициенты пропорциональности разрушения пород в осевом и

перпендикулярном (радиальном) направлениях, соответственно,

равны Кос и КR. В этом случае мгновенные скорости движения

долота в осевом и радиальном направлениях могут быть опреде-

лены согласно формулам

Рис.3.11.Схема расчета интенсивности пространственного

искривления скважины.

137

RRRocococ FfKVFKV ; , (3.27)

где ocF и

RF - осевая и радиальная силы действующие на доло-

то, определяемые известными методами.

Интенсивность изменения азимута ( i ) и зенитного угла

( i ) на интервале L проходки вычисляются ниже приведенными

формулами

Li

Li

; (3.28)

Совместное решение систем уравнений (3.25)÷(3.28) поз-

воляют определить и оценить указанную интенсивность:

u

u

Atgarc

Li

cos

sin

1

; (3.29)

0

cos

cos1

1

u

u

B

Atgarc

Li , (3.30)

где

. ;sin

cos1

cos

1 ;

cos

sin2

0

0

OC

RA

RA

oc

K

KKAB

FKf

FA

Здесь коэффициент AK учитывает влияние анизотропно-

сти пород по буримости на процесс пространственного искрив-

ления и зависит от параметров пласта и угла встречи долото с

пластом. Коэффициент AK часто называется показателем анизо-

тропии. Для определения показателя анизотропии КА можно

использовать векторную диаграмму, представленную на

рис.3.11 и характеризующую анизотропные свойства пород.

Векторная диаграмма представляется эллипсом, построен-

ного на вертикальной плоскости, перпендикулярной плоскости

напластования (симметрии) пласта. Причем большая ось эллип-

са характеризует коэффициент пропорциональности pK т.е.

скорость перемещения долото в направлении, перпендикуляр-

ном плоскости напластования (падения) пласта, а малая ось-

коэффициент пропорциональности LK в направлении напласто-

138

вания пласта. Отношение LK на

pK характеризует анизотроп-

ность пород при бурении в вертикальной плоскости, перпенди-

кулярной плоскости напластования и обозначается через h , определяемое из равенства

hK

Kh

p

L 1 , (3.31)

где h -называется индексом анизотропии.

В процессе бурения при изменении направления движения

долота h будет изменяться и стремиться к значению AK . В свя-

зи с этим весьма важным при пространственном искривлении

является зависимость между AK и h . В этом случае эллипс

анизотропии пород может быть представлен в виде уравнения

12

2

2

2

L

i

p

i

K

X

K

Z. (3.32)

Обозначив угол встречи долота с пластом через (угол

между осью КНБК и нормалью пласта) и подставив в (3.32) и

учитывая, что согласно рис.3.11 cosoci KZ и sinozi KX ,

находятся значения ,ocK а также учитывая что sinRi KZ и

cosRi KX , -значения RK из следующих равенств:

2222 sincos ;

cossin h

KK

h

KK L

RL

oc

.

Разделением RK на ocK , находится

22

22

sincos

cossin

h

h

K

KK

oc

RA

, (3.33)

где значение определяется по известной формуле.

и00 cossinsincoscoscos LL . (3.34)

Здесь 0 iu ; i -текущий (фактический азимут скважи-

ны; 0 -направление восстания пласта; L -угол падения пласта.

Таким образом, полученная модель (3.29)-(3.30) простран-

ственного искривления скважины дает возможность количе-

139

ственно оценить темпы изменения азимута и зенитного угла с

учетом влиянии анизотропности пород (3.33) и угла встречи до-

лота с пластом при бурении. Или наоборот, с учетом изменения

параметров искривления ствола скважины оценить анизотроп-

ные свойства пород и параметры залегания проходимых в про-

цессе бурения пластов.

Рис.3.12.Векторная диаграмма для определения коэффици-

ентов Кос и КR.

3.6.Разработки для компенсации потерь осевой нагруз-

ки в стволе пространственно-искривленной скважины

3.6.1.Анализ влияния гидравлического подпора на воз-

можности нагружения осевой нагрузкой бурового машинно-

го агрегата

При циркуляции промывочной жидкости на бурильную

колонну бурового машинного агрегата воздействуют силы, обу-

словленные гидравлическим подпором. При бурении глубоких

скважин, бурильной колонной большой массы, выталкивающая

сила потока промывочной жидкости, как известно, уменьшает эту

массу и соответственно, осевую нагрузку на породоразрушаю-

щий инструмент, создаваемую бурильной колонной (Таким об-

разом способствует недогружению инструмента и корректирует

параметры искривления).

140

Для увеличения осевой нагрузки, и жесткости низа бу-

рильной колонны обычно предлагается использовать бурильные

трубы с увеличенной толщиной стенки. Однако в этом случае

возникает вероятность повышения гидравлического подпора,

что может снизить эффект от применения таких труб.

Поэтому возникает необходимость теоретического исследо-

вания влияния толщины стенки бурильной трубы в сжатой части

бурильной колонны на величину действующего на бурильную

колонну гидравлического подпора и осевой нагрузки на породо-

разрушающий инструмент.

С этой целью рассмотрено муфтово-замковое соединение

бурильных труб диаметром 50 мм при осевой нагрузке F =10 Кн.

Гидравлический подпор определяется по известной формуле

,81.9

2 2

mQT

p (3.35)

где

2

21

3

21

322

2

2

2

3

2

222

2

2

1

3

1

122

1

dddd

dD

DDDD

dD

DDDD

dDm

(3.36)

где D -диаметр скважины, м; D =0.076 м; Д1-наружный диаметр

бурильной трубы, м, D1=0.05 м; D2-наружный диметр колонко-

вой трубы, м, D2=0.073м; d-внутренний диаметр бурильной тру-

бы, м, d=0.04, 0.035, 0.03, 0.025, 0.02 м; d1-внутренний диаметр

колонковой трубы, d1 = 0.065 м; d2-диаметр керна, м, d2- 0.055 м;

l1-длина бурильных труб, l1=200 м; l2-длина колонковой трубы,

l2 = 5 м; l3-длина керна, l3 = 4 м; - коэффициент трения, для

воды принимается равным- = 0.02; p - плотность промывоч-

ной жидкости, p = 1000кг/м3; Q- расход промывочной жидко-

сти, Q=120 л/мин.

Сила гидравлического подпора снижает действующую осе-

вую нагрузку на забой, т. е.

Fзаб = F-T, (3.37)

где F - осевая нагрузка, создаваемая весом сжатой части.

141

Длина сжатой части определяется по формуле

cm

p

c

q

FL

1

, (3.38)

где q - вес одного погонного метра бурильной трубы; - коэф-

фициент увеличения веса бурильной колонны за счет высадки

бурильных труб и муфто-замковых соединений; cm - плотность

материала бурильных труб-стали.

Результаты расчета по формулам (3.353.38) и исходным

расчетным данным приведены в таблице 3.7:

Исходные расчетные данные для количественной оценки

гидравлического подпора

Таблица 3.7

Толщина стенки бурильной трубы , м 0,005 0,0075 0,01 0,0125 0,015

Длина сжатой части, Lc , м 146 127 102 86 80

Изменение длины сжатой части с увеличени-

ем толщины стенки труб 1 0.87 0.7 0.59 0.55

Гидравлическии подпор в растянутой части,

Тр102, Кн 201 201 201 201 201

Гидравлическии подпор в сжатой части, Тс102,

Кн 189 206 221 233 243

Отношение гидравлического подпора в сжа-

той части с обычной стенкой к гидравличе-скому подпору в части колонны с утолщенной

стенкой

1

1,26

1,68

2,1

2,35

Суммарный гидравлический подпор 102, Кн 390 407 422 434 444

Забойная осевая нагрузка Fp 102, Кн 610 593 578 566 556

Результаты расчетов свидетельствуют, что увеличение

толщины стенки бурильной трубы в 5 раз (с 5 до 15 мм) позволя-

ет уменьшить длину сжатой части в 1,8 раза. При этом гидравли-

ческий подпор увеличивается на 28%, а забойная осевая нагрузка

уменьшается на 9%. Приведенный гидравлический подпор значи-

тельно повышается, однако это не приводит к большим потерям

забойной осевой нагрузки. Таким образом, результаты теорети-

ческих исследований влияния толщины стенки бурильной трубы

на гидравлический подпор, действующий на бурильную колонну,

и действующую на забой осевую нагрузку, таковы: увеличение

142

толщины стенки бурильной трубы приводит к увеличению гид-

равлического подпора и уменьшению забойной осевой нагрузки.

3.6.2.Разработка и применение гидродинамического уси-

лителя осевой нагрузки

Особенностью технологии вращательного бурения скважин

большого диаметра различными долотами является необходимость

создания высоких осевых нагрузок. Такие скважины сооружаются

путём последовательного расширения пилот-скважины из-за тех-

нической сложности создания достаточной величины осевой

нагрузки на долото. Многократное расширения пилот-скважины

негативно сказывается на производительности бурения и его стои-

мостных показателях.

Таким образом возникает технологическая необходимость в

использовании специальных технических средств для создания

дополнительной к весу бурового инструмента нагрузки на породо-

разрушающий инструмент.

Такую нагрузку можно получить путём применения специаль-

ного поверхностного механизма подачи, или путём включения в

состав бурового снаряда забойного механизма подачи.

Однако использование специальных поверхностных механиз-

мов подачи часто малоэффективно из-за распределённой по длине

массы бурильных труб и их невысокой жесткости, а применение

погруженых ударников или забойных механизмов подачи требует

переоборудования буровой установки.

Наиболее целесообразным с этой целю является примене-

ние технических решений, не требующих переоборудования си-

стемы промывки буровой установки и относительно легко впи-

сывающиеся в существующую технологическую схему враща-

тельного бурения скважин.

Как известно, наибольшие нагрузки буровая установка испы-

тывает на конечных интервалах бурения скважин. На начальных интер-

валах, наоборот, имеет место определённый резерв энергетических

возможностей. При этом резервные мощности имеют также промы-

вочный насос буровой установки. Имеющиеся энергетические

143

резервы промывочной системы (см.рис.3.12) можно использо-

вать путём создания дополнительного перепада давления

на специальном техническом устройстве, создающим дополни-

тельную к весу бурового снаряда нагрузку на долото.

Для решения проблемы можно воспользоваться импульс-

ными гидродинамическими процессами в системе промывки

скважины. Изменение давления и скорости жидкости в буриль-

ных трубах при этом нельзя считать происходящими одновре-

менно во всех сечениях, поэтому реактивная нагрузка при пере-

ходных процессах равномерно распределена по всему промы-

вочному каналу.

В протяженных трубопроводах (к которым можно отнести

канал связи бурового машинного агрегата) и при длительности

переходного процесса, близкого к длительности фазы гидравли-

ческого удара, исследование переходных процессов в гидроси-

стеме как известна проводится на основе волновой теории.

Результаты анализа волновых процессов в трубопроводах

гидромеханизмов свидетельствует о возможности повышения

прямого гидравлического удара путем использования отражения

волны в неоднородном трубопроводе. Такой трубопровод имеет

разные сечения по длине и тупиковые элементы. Так, при про-

хождении прямой волны через место соединения различных по

сечению трубопроводов (см.рис.3.13), давление отраженной

волны составляет определенную долю прямой волны с учетом

соответствующего сдвига во времени. Таким образом, согласно

принципу суперпозиции, происходит наложение отраженной

волны и увеличение амплитуды давления прямого гидравличе-

ского удара в рабочей камере (рис.3.14е).

Анализ волновых явлений в напорном трубопроводе пока-

зал, что за счёт прямого гидравлического удара можно получить

дополнительную нагрузку 1500-2000 Н с каждого литра движу-

щейся промывочной жидкости в зависимости от её плотности, а

реализация явления многократных отражений гидроударной

волны в неоднородном трубопроводе позволяет многократно его

усилить. Потому в работе поставлена и решена задача использо-

вания эффекта гидравлического удара в канале связи бурового

144

машинного агрегата для создания дополнительной осевой

нагрузки на породоразрушающий инструмент.

Рис.3.13.Классическая схема циркуляции промывочной

жидкости в процессе производства буровых работ.

1-насос; 2-неподвижная часть вертлюга; 3-буровой рукав;

4-вертлюг; 5-ведущая труба; 6-сважина; 7-бурильные трубы; 8-

затрубное кольцевое пространство; 9-утяжеленные бурильные

трубы; 10-долото; 11-подвод; 12-блок очистки раствора; 13-бак;

14-буровой насос; 15-склад сбора бурового шлама.

Теоретическая зависимость давления в трубопроводах 1 и

2 от коэффициента соединения представлена на рис.3.15. Из

анализа рис.3.15 следует, что амплитуда прямой волны за счет не-

однородности трубопроводов увеличивается при первом отраже-

нии до двух раз.

В течение определенного времени произойдет несколько

отражений упругих волн высоко давления, что приведёт к уве-

личению амплитуды гидродинамического давления в рабочей

камере.

145

Рассмотренный гидродинамический переходный процесс в

неоднородном трубопроводе заложен в основу работы забойного

механизма догружения (ЗМД) породоразрушающего инструмен-

та создающего дополнительную осевую нагрузку на породораз-

рушающий инструмент путем преобразования кинетической

энергии потока промывочной жидкости в гидродинамический

напор. Для компоновок бурового машинного агрегата с ЗМД ко-

эффициент соединения 1

2

12

2

21122 // cdcdcfcf должен быть

меньше единицы. Схематично конструкция ЗМД показана на

рис..3.16.

Рис.3.14.Схемы прохождения гидроударной волны через

соединение трубопроводов 1 и 2; а - схема соединения; б, в –

распределение давления и скорости жидкости в исходном поло-

жении; г, д –распределение давления и скорости жидкости при

первом отражении гидроударной волны от соединения трубопро-

водов 1 и 2; е, ж -распределение давления и скорости жидкости

при жестком отражении волны от дна трубопровода 1 при закры-

том клапане; 1

2

12

2

21122 // cdcdcfcf коэффициент соедине-

ния; d1, f1, c1- диаметр, площадь поперечного сечения и скорость

гидроударной волны отводящего трубопровода 1; d2, f2, c2- диа-

метр, площад поперечного сечения и скорость гидроударной

волны подводящего трубопровода 2.

146

Рис.3.15.Зависимость давления в рабочей камере от коэф-

фициента соединения после отражения волны

В отличие от конструктивной схемы гидроударника с кла-

панным распределением движения жидкости, корпус устройства

имеет удлинённую тупиковую камеру увеличенного диаметра

по сравнению с подводящим трубопроводом. Место соединения

камеры с подводящим трубопроводом выполняет роль верхнего

отражателя, а нижняя тупиковая отражающая поверхность ка-

меры связана непосредственно с долотом.

Рис.3.16 .Схема конструкции ЗМД: I - положение деталей

при спуске в скважину; II – рабочее положение деталей: а – в

начале рабочего хода клапана; б- в начале свободного хода кла-

панной втулки; в - при обратном ходе клапанной втулки.

147

Устройство состоит из следующих конструктивных эле-

ментов: верхнего переходника 5 для соединения с бурильными

трубами 4; ограничительной втулки 6 для регулирования пере-

мещения клапана 9; пружины 7 для перемещения клапана вверх;

шлицевой втулки 8 для передачи вращательного движения через

корпус (рабочую камеру) 10 к долоту 13. Шлицевая втулка явля-

ется одновременно элементом выключающего устройство. Кла-

пан 9 соприкасается нижним торцом с клапанной втулкой 11.

Дно рабочей камеры является поверхностью, на которую

воздействует высокое гидродинамическое давление. Пружина

12 служит для перемещения клапанной втулки 11 вверх. Для

обеспечения устойчивых колебаний давления жидкости в каме-

ре - диаметр клапана 9 в месте сопряжения его с клапанной втул-

кой 11 должны иметь одинаковый размер.

Гидродинамический механизм догружения осевой нагруз-

кой машинного агрегата работает следующим образом. Уст-

ройство спускают в скважину на бурильных трубах (положение

1). К нижнему переходнику предварительно присоединяются

долото 13. Не доводя долото до забоя 14 скважины на 0,2 -0,5 м,

от насоса 1 через компенсатор 2 и сальник-вертлюг 3 в скважину

через бурильные трубы 4 подают промывочную жидкость. При

этом клапан 9 под действием пружины 7 приподнимается вверх

относительно корпуса на величину <α> свободного хода шлице-

вой втулки. Между нижним торцом клапана 9 и торцом клапан-

ной втулки 11 образуется зазор <α>, через который к забою

скважины свободно протекает промывочная жидкость и очища-

ет его от шлама.

При достижении долотом забоя скважины (положение II

а), шлицевая втулка 8 перемещается вниз относительно корпуса

10 вместе с клапаном 9, который нижним торцом перекрывает

отверстие в клапанной втулке 11. У нижнего торца рабочей каме-

ры создается гидравлический удар, который в виде прямой волны

движется со скоростью c1 по промывочной жидкости вверх до

встречи с местом соединения с бурильными трубами.

148

В этот момент гидродинамическая волна начинает дей-

ствовать на клапан 9, перемещая его вместе с клапанной втулкой

11 вниз.

Отраженная от неоднородности соединения с бурильными

трубами обратная волна увеличивает амплитуду прямой волны в

рабочей камере 10. В конце рабочего хода «ук» (положение II б)

клапан 9 отсекается посредством упора ограничительной втулки

6 в шлицевую втулку 8. Клапанная втулка 11 по инерции дви-

жется вниз, сжимая пружину 12.

Между нижним торцом клапана и клапанной втулкой обра-

зуется зазор, куда устремляется промывочная жидкость, а давле-

ние в рабочей камере резко снижается. Клапан под действием

пружины 6 возвращается в исходное положение, а клапанная

втулка 11 в конце свободного хода отсекается и под воздействи-

ем сжатой пружины 12 возвращается в исходное положение (по-

ложение 11 в). Клапанная втулка снова перекрывает движение

промывочной жидкости, и в рабочей камере возникает новый

гидравлический удар и цикл повторяется.

Наличие удлиненной и увеличенной по сечению рабочей

камеры 10 позволяет увеличивать амплитуду и регулировать

продолжительность гидродинамического воздействия на поро-

доразрушающий инструмент, а также увеличивать КПД и ресурс

устройства по сравнению с гидроударниками.

В аналитически определена амплитуда гидродинамического

давления в рабочей камере:

21

21

1

1

kk

ккpp

n

гуn

, (3.39)

где 01гу cp давление прямого гидроудара по

Н.Е.Жуковскому; - плотность промывочной жидкости, кг/м3;

0 начальная скорость движения жидкости в рабочей камере,

м/с; к1-коэффициент отражения прямой волны согласно

;1

11

k к2 - коэффициент затухания волны в рабочей камере;

n- количество пробегов волны в рабочей камере.

149

Результаты анализа формулы для определения амплитуды

гидродинамического давления в рабочей камере «рn» показали,

что она зависит не только от амплитуды прямого гидроудара

«ргу», но и от коэффициента отражения «к1». Определенный

практический интерес представляет анализ комбинаций компо-

новок бурового машинного агрегата с включением в него ЗМД,

обеспечивающих наибольший коэффициент отражения «к1». Зна-

чения отношения диаметров бурильных труб и рабочей камеры

«dбт/Dpk», коэффициента соединения « » и коэффициента от-

ражения «к» для различных компоновок бурильных труб (по

диаметру проточного канала) и внутреннему диаметру рабочей

камеры (если для их изготовления использовать трубную заго-

товку из обсадных труб) приведены в таблице 3.8;

Числовые значения dбт/Dpk, коэффициента соединения и

к1 для различных компоновок бурового машинного агрегата

Таблица 3.8

Диаметр бурильн. трубы,

мм /диаметр

канала, мм

Символьное

значение

Значение при отношении диаметра трубы, мм/диаметра рабочей камеры, мм

73/63 89/79 108/98 127/117 146/136 168**/150

42 /32

дбмТ/Dpk

k1

0,508

0,258

0,590

0,405

0,156

0,730

0,327

0,107

0,807

0,274

0,075

0,860

0,235

0,055

0.896

0,213

0,045

0,913

50 /39

дбмТ/Dpk

k1

0,619

0,384 0,445

0,494

0,232 0.620

0,398

0,168 0,712

0,333

0,111 0,800

0,287

0,082 0,849

0,260

0,068 0.873

54*/ 44

дбмТ/Dpk

k1

0,698

0,488 0,344

0,557

0,295 0,544

0,449

0,202 0,664

0,376

0,142 0,751

0,324

0,105 0,810

0,293

0,086 0,842

63,5/51,5

дбмТ/Dpk

k1

0,818

0,668

0.199

0,652

0,400

0,429

0,526

0.276

0,567

0,440

0,194

0,675

0,379

0,143

0,750

0,343

0,118

0,789

73**/59

дбмТ/Dpk

k1

0,936

0,878 0,065

0,747

0,530 0,307

0,60

2 0,36

3

0,467

0,504

0,254 0,595

0,434

0,188 0.684

0,393

0,155 0,732

* - трубы ниппельного соединения;

** -бурильны трубы для глубокого бурения с тольщиной стенки

9 мм.

150

Согласно договора о сотрудничестве между кафедрой

Прикладная механика АГНА и трестом Комплексные буровые

работы ГНКАР специалистами указанных подразделений про-

ведены необходимые расчетно-проектировочные работы, разра-

ботаны рабочая документация и опытный образец ЗМД при

поддержки производственных мощностей треста.

На стенде управления сервиса и логистики треста «КБР»,

имитирующего условия вращательного бурения (см.рис.2.4)

проведены стендовые испытания для предварительной оценки

производительности вращательного бурения с включением ЗМД

в состав бурового машинного агрегата. Работа гидравлической

системы стенда поддерживалась насосной установкой НБ 5. В

качестве породоразрушающего инструмента использовалось трёх-

шарошочное долото типа М диаметром 93 мм. Горную породу II

категории по буримости имитировал песчано-гравийный блок вы-

сотой 600мм (сж=18-20МПа). Дополнительная к весу шпинделя

динамическая нагрузка составляла 5 - 6 кН.

Средняя механическая скорость вращательного бурения по

пяти скважинам блока составила 18.1 м/ч. а средняя механическая

скорость по семи скважинам блока с включением в состав бурово-

го машинного агрегата ЗМД-28,2 м/ч, т.е. увеличилась в 1.55 раза.

Производственные испытания забойного механизма догру-

жения осевой нагрузкой бурового машинного агрегата проведены

на производственных площадях треста КБР ГНКАР, включая

управления буровых работ «Гум адасы», Абшерон, Гобустан, целю

которых было установление его работоспособности при вращательном

бурении и получение данных об изменении технико-

экономических показателей производства буровых работ за счёт

применения.

Геологический разрез в опытных скважинах был сложен, в

основном породами II-У категорий по буримости с разными ли-

тологическими характеристиками.

Скважина бурилась сначала с отбором керна кольцевой ко-

ронкой типа СМ диаметром 112мм с последующим расширением

под эксплуатационную колонну (диаметр колонны 168мм) до

проектного диаметра трёхшарошечным долотом В-244.5МГ Рас-

151

ширение скважины под фильтровую колонну осуществлялось

долотом В-151МГ.

Буровая установка типа УРБ-ЗАМ с насосом НБ-32. Промывоч-

ная жидкость-малоглинистый раствор с нормальными параметрами.

Параметры технологического режима бурения были одинаковыми

для традиционного бурового машинного агрегата и с включением

в компоновку ЗМД. Статическая нагрузка создавалась весом буро-

вого инструмента (штанги диаметром 73 мм). При проведении про-

изводственных испытаний была пробурена вращательным способом

разведочно - эксплуатационная скважина глубиной 153 м 46-ю рей-

сами, из которых 28 рейсов с ЗМД и 18 рейсов с обычной компонов-

кой бурового машинного агрегата. Дополнительная динамическая

нагрузка от наличия ЗМД при расходе жидкости 120-150 л/мин

составляла 5-6кН, а при увеличении расхода до 240-300 л/мин-до

12-15кН. Обобщённые результаты промышленных испытаний

приведены в табл. 3.9.

По результатом промысловых испытаний установлено,

что:

-конструкция забойного механизма догружения осевой

нагрузкой бурового машинного агрегата работоспособна и мо-

жет применяться для бурения скважин,

-применение ЗМД позволяет увеличить механическую ско-

рость бурения в среднем в 1,7 раза:

-увеличение расхода промывочной жидкости способствует

повышению производительности бурения.

Анализ результатов производственных испытаний ЗМД, при-

веденных в табл.3.9 позволяет отметить следующее.

Существенный, примерно 1,35÷1,75 раза, рост показателей

бурения имел место при бурении пород осадочного комплекса II-

V категорий по буримости. В мягких породах: песках, суглинках

и глинах II-III категорий по буримости рост производительности

не превышал 35-45 % из-за несовершенной очистки забоя сква-

жины и относительно небольшой величине осевой нагрузки.

При бурении пород средней категории буримости (плот-

ные глины и мергели) на глубинах 100 м.и более общая величина

152

осевой нагрузки от веса бурильных труб и гидродинамики ЗМД

производительность бурения возрастала в 1,7 раза.

Обобщённые результаты промышленных испытаний ЗМД

Таблица 3.9.

Наи

мен

ов.

горн

ой

породы

Кат

. п

о бури

мост

и.

Пробурено м,

обычным

сЗМД

Время,

мин.

обычным

сЗМД

Технологический режим бурения осев, число

расх. нагр, оборот жидк.

кН в мин. л/мин

Коэфф. роста

механичес.

скорости бурения,

разы.

сЗМД

обычн.

Осе

вая

наг

р.,

КН

Чи

сло о

боро-

тов в

ми

н.

Рас

ход ж

ид-

кост

и, л/м

ин

Суглинок II-

III 5,6/2,6 73/25 2-3 110

120-

150

1,36

(6,2/4,6)

Песок II 11,6/8,9 102/54 7-9 - - 1,45

(9,9/6,8)

Глина III 17,4/14,3 200/203 4-6 - - 1,38

(7,2/5,2)

Глина IV 7,1/16,7 265/226 9-12 - - 1,71

(4,4/2,5)

Мергель V 5,5/19,2 161/363 12-13 190 240-

300

1,55

(3,17/2,1)

Песок

(под

фильтр)

II 6,8/27,9 49/149 5-6 110 120 1,35

(11,2/8,3)

РАЗБУРКА СКВАЖИНЫ

Песок

Суглинок II 21/52 124/202 5 110 120

1,52

(15,5/10,2)

Глина

Мергель III 2,6/57 17/216 5 110 120

1,74

(15,8/9,6)

Песок (под

фильтр) II 12/22,7 12/22,7 5 110

220-

150

1,77

(15,6/9,2)

Таким образом, применение забойного механизма догру-

жения осевой нагрузкой бурового машинного агрегата без ка-

кой-либо существенной реконструкции промывочной системы

буровой установки приводит к существенному росту производи-

тельности при вращательном способе бурения скважин.

153

3.6.3.Создание энергостимулятора догружения бурового

машинного агрегата

Как отмечено выше, осевая нагрузка на буровое долото яв-

ляется основным параметром режима бурения, определяющая ко-

личество энергии, передаваемой на забой и расходуемой на раз-

рушение породы забоя. При бурении скважин на малых глубинах

между осевой нагрузкой и механической скоростью бурения су-

ществует линейная зависимость, однако при значительной глу-

бине скважины потеря нагрузки на долото, в ряде случаев дости-

гает 70% за счет трения бурильных труб о стенки скважины

Данные о коэффициенте передачи нагрузки К в зависимости от

глубины скважины L по результатам измерения усилий, прило-

женных к исполнительному органу бурового машинного агрега-

та приведены на рис.3.16. Измерения выполнялись забойным

регистратором (ЗРОН-73) в условиях бурения опытной скважи-

ны управления сервиса и логистики треста КБР диаметром 76

мм, интервал глубин скважины 296…638 м. Частота вращения

бурового снаряда составляла 118 и 288 об/мин, осевая нагрузка-

7,0÷11,5 кН.

Опытное бурение с использованием ЭСД осуществлялось на

тех же режимах, что и бурение обычным и универсальным ко-

лонковым снаряадами. Обычный буровой снаряд состоял из

колонкового набора (алмазной буровой коронки, кернорвателя,

одинарной колонковой трубы) и бурильных труб диаметром 50

мм муфтово-замкового соединения (СБТН-50). Буровой снаряд с

УКН-1 состоял из алмазной коронки, кернорвателя, эжекторного

колонкового снаряда гидроударника ГВ-1 и бурильных труб

СБТН-50.

Опытный снаряд состоял из колонкового набора, энерго-

стимулятора догружкения (ЭСД) и бурильных труб СБТМ-50.

Созданный энергостимулятор догружения (ЭСД-73)

(рис.3.19) состоит из секции 1 управления, нескольких секций 2

промежуточных и секции 3 клапанной. В состав секций входят

детали: поршень 4 управления, поршни 5 промежуточные, пор-

шень 6 клапанный, вал 7 шлицевой, переходник 8, втулка 9,

154

пружина 10, втулка 11 клапана, клапан 12, цилиндр 13, втулка

шлицевая 14, патрубок 15, гайка 16 и уплотнительные манжеты 17

и 18.

Работа ЭСД-73 осуществляется следующим образом. При

постановке бурового снаряда на забои вал шлицевой, клапан и

поршни поднимаются вверх. Промывочная жидкость по централь-

ному каналу в патрубке и внутренним каналам в поршнях посту-

пает в дроссельное отверстие клапана. Возникает перепад давле-

ния в жидкости, который давит на поршни, «создавая суммарное

усилие на шлицевой вал, которое через переходник и колонковую

трубу передается на буровую коронку (долото). Массой бурильных

труб создают нагрузку на ЭСД-73, равную или превышающую

усилие, созданное ЭСД-73. и вращают буровой снаряд. При таком

режиме бурения происходит эффективное разрушение породы за-

боя.

Рис. 3.18. Зависимость коэффициента передачи осевой

нагрузки от глубины скважины и вида бурового снаряда:

1-обычный буровой снаряд; 2 -универсальный колонковый

снаряд (УКН-1); 3 –энергостимулятор догружении (ЭСД- 73).

После завершения рейса буровой насос выключается, дав-

ление в жидкости снимается, и буровой снаряд поднимается из

скважины.

Возможен и другой, менее эффективный, режим бурения,

но более простой по управлению процессом. В этом случае после

достижения колонковым снарядом на забой останавливают шток

гидроподачи бурового станка в верхнем положении и перекры-

вают подачу масла в гидроцилиндры. После включения бурового

насоса и вращения шпинделя бурового станка происходит внедре-

155

ние бурового снаряда на величину хода управляющего поршня.

При этом клапан пружиной отрывается от поршня шлицевого ва-

ла, давление в ЭСД-73 падает и весь буровой снаряд вместе с

поршнями гидроподачи бурового станка перемещается вниз до

посадки клапана на поршень шлицевого вала. Поток перекрыва-

ется, и возникает перепад давления в дросселе - процесс бурения

повторяется.

Рис.3.19. Энергостимулятор догружения ЭСД-73.

При работе ЭСД за счет действия повышенного давления

жидкости на уступы возникает реактивная сила, равная усилию по-

дачи и направленная вверх. Эта сила компенсируется массой бу-

рильных труб и силами трения труб о стенки скважины, которые

также направлены вверх, так как являются реакцией взаимодей-

ствия бурильных труб при движении их вниз и зависят от частоты

вращения труб и длины сжатой части труб. Следовательно, вес

сжатой части труб может быть уменьшена на величину сил трения

о стенки скважины. По результатам замеров потери осевой нагруз-

ки при бурении обычным снарядом составляет 40...70 %. Приняв

запас усилия 30...40 %, можно при бурении скважины с использо-

ванием ЭСД-73 с постоянным движением снаряда задавать осе-

вую нагрузку уменьшенную на эту величину, то есть

156

Смп = (0,6.....0,7) Сзаб , Н

где Смп - нагрузка на буровой снаряд, создаваемая массой буриль-

ных труб; Сзаб, н - нагрузка на буровую коронку (долото), создавае-

мая ЭСД-73. Результаты опытного бурения скважин с использова-

нием ЭСД-73 приведены в табл. 3.10.

Результаты опытного бурения скважин с ЭСД-73

Таблица 3.10

Буровые

управления

Тип снаря-

да

Объем

бурения,

рейс

Проходка за рейс Скорость буре-

ния

м % м/ч %

Абшеронский Обычный 48 4,00 100 0,86 100

ЭСД-73 51 5,55 138 1,32 153

Гум адасы Обычный 52 2,96 100 1,26 100

ЭСД-73 74 3,75 127 2,15 170

Гобустанский Обычный 18 3,67 100 1,14 100

ЭСД-73 10 4.15 113 1,45 127

Для повышения эффективности использования энергостиму-

лятора догружения и исключения из бурильной колонны утяже-

ленных бурильных труб для создания реактивного усилия, осо-

бенно при бурении глубоких скважин на нефть, разработаны энер-

гостимуляторы догружения, состоящие из двух систем: подающего

устройства по типу ЭСД-73, прошедшего испытания и подтвер-

дившего возможность достижения высоких технико-

экономических показателей бурения, и якорного устройства, пере-

дающего реактивное усилие на стенки скважины. В табл. 3.11.

приведены технические характеристики созданного размерного ря-

да энергостимуляторы догружения для бурения разные по твердо-

стипород на различных интервалах скважин.

Технические характеристики ЭСД

Таблица 3.11 Наименование показателя Единица изме-

рения

Типоразмер ЗМП

ЭСД-89 ЭСД-146 ЭСД-219

Диаметр корпуса

Диаметр поршня

Ход поршня

Подача насоса

Осевая нагрузка

Длина

Масса

мм

мм

мм

л/мин

кН

мм

кН

90

80

200

120

27

4,5

1,20

166

125

200

300

120

4,0

180

244,5

200

200

1020

200

3,5

230

157

Таким образом по результатом опытных испытаний разрабо-

танных механизмов подачи осевой нагрузки можно сделать ниже

приводимое заключение:

1.Применение забойною механизма подачи ЗМП-73 позволяет

увеличить нагрузки на буровое долото (коронку) и повысить про-

ходку за рейс в 1,13. .1,38 раза при росте средней за рейс механи-

ческой скорости бурения в 1,27-1,70 раз;

2.Разработанный комплект ЗМП, в котором применено

якорное устройство, позволит исключить из бурильной колонны

УБТ и создать необходимую нагрузку на долото;

3.Ожидаемый рост ресурса долота составит 2-5 раз и уве-

личение механической скорости бурения в 1,5÷2,5 раза.

158

ГЛАВА 4.

Разработка и внедрение технологических регламентов

и соответствующих технических средств для бурения

наклонно-направленных скважин с горизонтальным окон-

чанием большой протяженности

4.1.Существующий опыт и технологии производства

буровых работ для строительства стволов наклонно-

направленных скважин с горизонтальным окончанием

Развитие нефтяной и газовой промышленности предпола-

гает широкое использование буровых работ с целью поиска,

разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Бу-

рение нефтяных и газовых скважин, как ветвь нефтегазовой от-

расли, должно постоянно совершенствоваться, особенно в связи

с увеличением объемов работ по глубокому и сверхглубокому

бурению, в том числе на акваториях, а также с растущими по-

требностями бурения наклонно направленных и горизонтальных

скважин.

В последние годы все большее распространение получают

вертикальные и наклонные скважины, имеющие горизонтальные

окончания большой протяженности. Это делается для того, что-

бы увеличить площадь поверх-ности, через которую в скважину

поступает нефть и соответственно увеличить дебит. Одновре-

менно стало возможным извлекать в промышленных масштабах

нефть, считавшуюся ранее неизвлекаемой, вследствие малой

мощности и низкой проницаемости продуктивного пласта. Кро-

ме того, горизонтальное окончание скважин располагают в пла-

сте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период

безводной эксплуатации.

Поэтому буровые проекты в портфеле буровых компании

становятся всё более разнообразными и сложными, поскольку в

осваиваемых месторождениях продолжается усложнение кон-

струкции скважин, которые стали глубже (на 8%), а отход от

вертикали–больше (на 10%). Тем не менее длительность цикла

строительства скважин на существующем этапе технико-

159

технологического развития буровой индустрии сократился при-

мерно на 10-12% при сохранении экономической эффективно-

сти капвложений в буровые работы в 2008 году (4,8 долл./барр.),

что практически соответствует уровню 2007 года (4,7

долл./барр).

В последние годы продолжается изучение возможностей

применения современных технологий в практике производства

буровых работ на различных бизнес-единицах, как например,

бурение на гибких трубах, применение гибридных технологий

БГТ, предполагающей возможность попеременного бурения

обычным способом и БГТ, технологии бурения с большим отхо-

дом от вертикали, бурение многоствольных скважин и т.д. Все

это позволяет обеспечить большую гибкость при выборе необ-

ходимых рабочих параметров и сокращение цикла строитель-

ства скважин на почти две трети.

Следует отметить также, что горизонтальное бурение с

геонавигацей позволяет закладывать скважины в небольших

нефтесодержащих зонах, не охваченных вытеснением, что поз-

воляет повысить добычу нефти на 50%. Годовой объем бурения

скважин с боковыми стволами и горизонтальных скважин

(скважины с боковыми стволами и горизонтальные скважины не

являются взаимоисключающими. Большая часть скважин с бо-

ковыми стволами являются горизонтальными) составляет около

150÷200 единиц. Многоствольные скважины-технология буре-

ния сложных скважин, обеспечивающая возможность пробури-

вания двух и более ответвлений от основного ствола скважины

вглубь эксплуатационного объекта. Благодаря этому повышает-

ся производительность скважины и обеспечивается более эф-

фективный охват запасов в расчете на одну скважину. Много-

ствольные скважины позволяют обеспечить рентабельные объе-

мы добычи и доступ к вторичным запасам. Они способны про-

никать на глубину до 2500 метров и добывать в 8-10 раз больше

нефти, чем обычные вертикальные скважины. Применимы они

также при разработки месторождений с низким качеством кол-

лекторов.

160

4.2.Исследование устойчивости окружающего массива

пород стенок горизонтального ствола наклонно-направ-

ленных скважин

Следовательно, согласно существующих тенденций освое-

ния бурением месторождений на больших глубинах, особенно

процесс производства стволов наклонно-направленных и гори-

зонтальных скважин, требует решения различных по содержа-

нию ряда сложных задач. Среди этих задач особое место зани-

мают те, которые связаны с предупреждением и ликвидацией

последствия осложнений в стволе, особенно наклонно-

направленных и горизонтальных, скважин в процессе про-

изводства буровых работ. Различные по содержанию и сложно-

сти осложнения могут возникать, как в результате потери устой-

чивости пород стенок ствола скважины, так и при непосред-

ственном их разрушении породоразрушающими инструментами.

Нарушение устойчивости стенок скважины в результате

наступления предельного состояния в породах в приствольной

зоне характеризуется осыпями, обвалами, обрушениями, ползу-

честью пород, резко осложняющие процесс проводки скважин.

Вследствие этого значительно ухудшаются технико-

экономические показатели бурения, причем иногда деформации

ствола приводят к ликвидации скважин. Обычно вопросы

устойчивости и разрушения горных пород, а также связанные с

ними проблемы изучаются обособленно, несмотря на то, что эти

процессы взаимосвязаны и должны быть объединены в единый

комплекс вопросов, определяющих эффективность производства

буровых работ. Обусловлено это тем, что процессы устой-

чивости и разрушения горных пород в скважине представляют

собой единый кинетический процесс, развивающийся в породах

с момента проявления и приложения к ним действия естествен-

ных горно-геологических и стимулируемые технологическим

процессом факторов. Решение указанных двух противополож-

ных проблем с единой точки зрения требует оценку напряжен-

но-деформированного состояния горных пород с различным

реологическим поведением и необходимость изучения влияния

161

на это состояние различных комбинации горно-геологических и

технико-технологических факторов.

Отсутствие необходимого внимания к перечисленным ас-

пектам производства буровых работ может способствовать пре-

кращению технологического процесса строительства ствола и

вызвать различные осложнения на определенном этапе провод-

ки скважины.

Практика показывает, что бороться с осложнениями очень

трудно и, как правило, их невозможно ликвидировать. Намного

эффективны профилактические меры, предупреждающие воз-

можные осложнения при производстве буровых работ. Причем

эти меры должны разрабатываться с учетом представления про-

цессов устойчивости и разрушения пород в виде единого кин-

етического процесса, в котором устойчивость пород рассматри-

вается как граничное состояние процесса их разрушения.

Анализ результатов многочисленных реализаций процес-

сов производства буровых работ свидетельствует о том, что ос-

новной причиной разрушения целостности стволов скважин яв-

ляется стимулирование предельного напряженно-

деформационного состояния в приствольной зоне содержанием

технологических регламентов.

Для оценки и изучения причин возникновения предельных

состояний приствольной зоны на различных участках ствола

скважины необходимым является исследование напряженно-

деформированного состояния окружающего массива пород.

Особенно актуальными и значимыми эти исследования являют-

ся для горизонтального участка наклонно-направленных сква-

жин. Объясняется это тем, что нарушение целостности стенок

ствола горизонтального участка скважин имеет последствия,

ликвидация которых сопровождается определенными послед-

ствиями, а иногда и безрезультатны.

Для исследования напряженно-деформированного состоя-

ния пород приствольной зоны горизонтального участка ствола

наклонно-направленной скважины его механическая модель

представлена способной повреждаться, изотропной бесконечной

полуплоскостью, имеющей закрепленную по окружности пусто-

162

ту в виде отверстая. Предпологается, что для рассматриваемой

среды удовлетворяются условия, соответствующие для плоского

деформационного поведения. В этом случае приствольная зона

горизонтального участка ствола будет соответствовать его вы-

шеописанной механической модели, т.е. отверстию со способ-

ной деформироваться и разрушаться по окружности изотропной

средой. Расстояние от центра отверстия бесконечной полуплос-

кости до её горизонтальной границы принимается равным – «Н»

(см рис.4.1). Математическая модель рассматриваемой задачи

будет содержать уравнения движения, физические соотношения

и уравнения совместности деформаций. Краевые условия задачи

определяются заданными на поверхности полуплоскости и рас-

пределенными, равномерно по контуру отверстия, нагрузками.

Основные определяющие соотношения могут быть пред-

ставлены нижеприводимыми зависимостями:

;12 ;13 000 ijij sMGNK

; ; ijij ,3

1 ;

3

1ijijijijijijs (4.1)

где ij и ijs , соответственно, девиаторы деформаций и напряже-

ний; 0G и 0K -мгновенные модули эластичности и сдвига; M и

N -операторы повреждения наследственного типа.

Путем использования определяющих соотношений зави-

симости между компонентами деформаций и напряжений пред-

ставляются в виде

ijijij MG

NKGK

MG

00000 2

1

3

1

3

1

3

1

3

11

2

1. (4.2)

Из (4.2) могут быть записаны в явном виде выражения для

компонент деформаций:

332211

0000

11

0

112

1

3

1

2

1

3

1

3

11

2

1

M

GN

KGKM

G

163

12

0

12 12

1 M

G; (4.3)

332211

0000

22

0

222

1

3

1

2

1

3

1

3

11

2

1

M

GN

KGKM

G

332211

0000

33

0

332

1

3

1

2

1

3

1

3

11

2

1

M

GN

KGKM

G

Критерий разрушения представляется уравнением вида

,u u MM (4.4)

где M -мгновенный предел прочности; u -интенсивность

напряжений: 2

12331133222211

2

33

2

22

2

11 3 u . (4.5)

Рис.4.1.Механическая модель ствола горизонтального

участка наклонно-направленной скважины

Для рассматриваемого плоско-напряженного деформаци-

онного поведения уравнения движения (4.6 «а») и совместности

деформаций (4.6 «б») деформирующегося массива пород прист-

вольной зоны горизонтального участка ствола имеет, соответ-

ственно, вид:

164

;0

;0

2

22

1

12

2

12

1

11

xx

xx

«а»

.221

12

2

2

1

22

2

2

2

11

2

xxxx

«б» (4.6)

Из-за того, что критерий разрушения представлен зависи-

мостью напряжений, постановку задачи также следует предста-

вить в выражениях напряжений. С этой целью подставив выра-

жения для деформаций из (4.3) в уравнение (4.6.«б») для сов-

местности деформаций получаем ниже приводимую зависи-

мость в напряжениях:

.

MG

NKGK

MG

;xx

MG

xxxxxx

MG

NKGKxx

MG

0

2

1

3

1

2

1

3

1

3

11

2

1

11

2

1

3

1

2

1

3

1

3

11

2

1

332211

0000

33

0

21

122

0

21

332

21

222

21

112

22

332

22

222

22

112

000021

222

22

112

0

(4.7)

Последняя система уравнений (4.7) совместно с уравнени-

ями равновесия составляют замкнутую систему уравнений в

компонентах напряжений.

Как отмечено выше, система уравнений содержит инте-

гральные операторы наследственного типа N и M , характе-

ризующие процесс накопления повреждений.

В частности N -характеризует накопление повреждений в

объемных изменениях, а M -процесс накопления повреждений

при деформации скольжения. Вследствие того, что N M ,

принимается, что 0N . Для этого случая система уравнений

(4.7) принимает ниже приводимый вид:

165

.xx

;xx

;MGGK

MG

;xx

MGxxxxx

xM

GGKxxM

G

00

02

1

2

1

3

1

3

11

2

1

11

2

1

2

1

3

1

3

11

2

1

2

22

1

11

2

2

1

11

332211

000

33

0

21

122

021

332

21

222

21

112

22

332

22

222

22

112

00021

222

22

112

0

(4.8)

Учитывая тот факт, что нагружение полуплоскости пред-

ставляется, равномерным на участке её поверхности (за преде-

лами этого отрезка все силы приняты равными 0iF ) гранич-

ные условия в математической модели представлены как

bxaHyPq yyxy , ; ; (4.9)

А на контуре отверстия, нагруженного внутренним давлением

граничные условия представляются зависимостями вида

,0 ;0 ; Rrq rrr (4.10)

где R -радиус возмущенной области.

За пределами радиуса возмущения напряженное состояние

массива соответствует естественному состоянию, т.е. приближа-

ется состоянию сплошной полуплоскости без отверстия;

, ; 220 yxijij (4.11)

где 0

ij -напряжения, соответствующие начальному естественно-

му состоянию.

Напряжения, соответствующие этому состоянию опреде-

ляются нижеприводимыми выражениями:

,

;

0

0

yH

yHy

xx

yy

(4.12)

где 10 -есть коэффициент бокового распора; -

коэффициент Пуассона. Путем введения системы безразмерных

коэффициентов вида

166

H

xx

H

xx

p

KK

p

GG

p

ij

ij2

21

10

00

0~ ;~ ;

~ ;

~ ;~

(4.13)

основная система уравнений представляется в нижеприводимом

виде в безразмерных коэффициентах:

;x~x~

~M

G~

x~

~

x~

~

x~

~

x~

~

x~

~

x~

~

MG~

G~

K~

x~

~

x~

~M

G~

21

122

0

21

332

21

222

21

112

22

332

22

222

22

112

0002

1

222

22

112

0

11

2

1

2

1

3

1

3

11

2

1

;~~~

MG~

G~

K~

~MG~

0

2

1

2

1

3

1

3

11

2

1

332211

000

33

0

(4.14)

,0~~

~

~

~ ;0~

~

~

~

2

2

22

1

12

2

12

1

11

xxxx

а граничные условия в виде

.~~ ;~~

;0~ ;~~ ;

;~~ ,~~ ,

022

ijij

rrr

yyxy

yx

qRr

pqbxaHy

(4.15)

Математическая модель задачи в безразмерных величинах,

представленная системами уравнений (4.14) и (4.15) для анали-

тического решения представляется весьма сложной. Поэтому

для её решения применен численный метод, а именно-метод ко-

нечных разностей, для чего бесконечная полуплоскость замене-

на конечным прямоугольником. Для применения метода вначале

построена сеть на моделирующем прямоугольнике, для чего по

оси х выбран шаг равный «щ1», а по оси у -шаг, равный «щ2».

Затем строиться множество точек с координатами

, ; 2010 jhyyihxx ji где ( ,..2,1,0, ji ),

167

для которых уравнения равновесия представляются системой

вида

22

1

2

211

2

2

1

11

hx

;hx

j,ij,ij,ij,i

j,ij,ij,ij,i

fzfzfzfz

fzfzfzfz

(4.16)

Если в уравнениях этой системы производные заменить на

конечные разности, то точки попадающие во внутреннюю об-

ласть отверстия создают определенные трудности для её реше-

ния. Во избежание этой трудности при криволинейной границе

рассматриваемой области для узловых граничных точек значе-

ния « ij » на границах области определяются путем переноса

точек. В этом случае возможные ошибки сводятся к минимуму

для каждой граничной узловой точки путем построения зависи-

мости

h

h jcijpi

ji ch

2

,,2

,

, откуда

jchijDijcih

h

h,

2,

2,

. (4.17)

Используя последние зависимости для узловых точек, по-

падающих в область отверстия путем переноса точек записыва-

ются выражения для напряжений:

при 4,4 ji ;4413434 11

1

1111

1

111

hh

при 4,2 ji ;2443434 11

1

1111

1

111

hh

при 5,3 ji ;3533434 11

1

1111

1

111

hh (4.18)

при 3,4 ji ;4313433 11

1

1111

1

111

hh

168

при 3,2 ji ;2353433 11

1

1111

1

111

hh

при 2,3 ji ;4283232 11

1

1111

1

111

hh

при 2,2 ji ;4263232 11

1

1111

1

111

hh

при 3,1 ji .1373232 11

1

1111

1

111

hh

Таким образом, для определения напряжений во всех узло-

вых точках получается нижеприводимая система алгебраиче-

ских уравнений:

;h~

~~~

xMG~

h~

~~~

h~

~~~

h~

~~~h~

~~~

h~

~~~

h~

~~~

MG~

G~

K~

h~

~~~

h~

~~~

MG~

j,ij,ij,ij,i

j,ij,ij,ij,i

j,i

j,ij,ij,ij,ij,ij,i

j,ij,ij,i

j,ij,ij,ij,i

j,ij,i

j,ij,i

j,ij,i

21

12121112

0

21

3333133

21

222222

21

1111111

22

333333

22

222222

22

111111

000

21

2222122

22

111111

0

1111

111

1

1111

11

111

21

1

22

2

22

2

2

1

2

1

2

1

3

1

221

2

1

;~~~

MG~

G~

K~

~MG~

j,ij,ij,i

j,i

0

2

1

2

1

2

1

3

11

2

1

332211

000

33

0

(4.19)

169

;0~2

~~

~2

~~

2

1,121,12

1

1111 ,1,1

hh

jijijiji

.0~~

2

~~

~2

~~

2

2

1,221,22

1

1212 ,1,1

hh

jijijiji

Решение системы алгебраических уравнений, как отмечено

выше, отыскиваются для конечной прямоугольной области со

сторонами, соответственно, «л» и «щ», соотношение которых

определяется опытным путем. Граничные условия на контурах

прямоугольной области и по контуру окружности приведены в

табл.4.1:

Приведенные в таблице 4.1. граничные условия определя-

ют единственность решения системы алгебраических уравнений

(4.19). Оператор повреждений, входящий в (4.1) может быть

представлен в виде

,

11

dtMdtMM ij

t

t

ij

n

k

t

t

ij

n

k

k

(4.20)

интегралы в котором представлены соответствующей суммой

вида

,1

ttttMdtM SijSkS

kS

S

Sij

t

tk

(4.21)

а временные интервалы (

kk tt , ) определяются согласно условия

01 ukuk . В выражениях (4.20) и (4.21) ,mttM kn где

1 ,....,2 nk , а вычисления, на базе которых, проводятся для

ядер 212

0

1

0 10/~~

;10/~~

KKGG . (4.22)

Таким образом, соответствующие вычисления реализуе-

мые при принятых расчетных параметрах осуществляются по

нижеприводимой процедуре и последовательности. В начале для

первого шага времени определяются значения всех напряжений

и в каждом расчетном узле на их базе проверяется удовлетво-

рямость для критерия повреждаемости (4.2).

170

Граничные условия задачи

Таблица 4.1. № Область Сторона «щ» Сторона «л»

Hy Hy 2lx 2lx

1. Конечная

прямо-угольная

а)При bia

;P~~

m,i 22

При

aib

.0~,22 mi

б)

При n,...,i 0

033 ~ ;

.~m,i 011

в) При

n,...,i 0

.~m,i

012

При ni ,...,0

;yH~~,i 2022

;~

~~

,i

,i ,i

022

11033 0

.~~,i,i 0012011

При mj ,...,0

;jH~

~,j,n

22

11

;~

~~

j,n

j,nj,n

22

1133

.0~,12 jn

;2~

~

2

,,110

jH

j

;~

~~

,22

,33 ,0

jn

jj

.~j,n 012

2. Круговая

,sin

~~~

;sin~cos~~

j.i,j,i

j,ir

j,ij,ij,rri

22

2211

222

211

где 0 j,irj,rri~ ;q~

.

171

Для случая удовлетворения условия по критерию повре-

ждаемости в следующем расчетном шаге значения механиче-

ских параметров соответствующего узла принимаются неизмен-

ными.

Вариант 1: Нагружение по отношению к окружности яв-

ляется симметричной и внутреннее нагружение отсутствует.

-область возмущения вокруг окружности является не за-

крепленной (табл.4.2):

Незакрепленная область

Таблица 4.2.

т-время разрушения 0 50, 1

0,3 - - (2,3)-(4,3)

(2,4)-(4,4)

0,36 - - (3,1)-(3,2)

0,38 - - (4,2)-(2,2)

0,5 - (2,3)-(2,4)

(4,3)-(4,4) -

0,56 - (3,1)-(3,2) -

0,8 - (4,2)-(2,2) -

1,7 (2,4)-(2,3)-(4,4) - -

1,8 (3,1-(3,2)) - -

2 (4,2)-(2,2) - -

-область возмущения вокруг окружности является закреп-

ленной (табл.4.3):

Закрепленная область

Таблица 4.3.

т-время разрушения 0 50, 1

1,2 - - (2,3)-(4,3)

(2,4)-(4,4)

1,27 - - (3,1)-(3,2)

1,36 - - (4,2)-(2,2)

1,48 - (2,3)-(2,4)

(4,3)-(4,4) -

1,57 - (3,1)-(3,2) -

2 - (4,2)-(2,2) -

2,6 (2,4)-(2,3)-(4,4) - -

2,9 (3,1-(3,2)) - -

3,99 (4,2)-(2,2) - -

В противном случае значения этих параметров изменяются

согласно (4.22). Таким образом появляется возможность слеже-

172

ния от узла к узлу развитие процесса повреждения исследуемой

области. Результаты варианта расчета по вышеописанной про-

цедуре для различных вариантов осисимметричного по отноше-

ния к окружности нагружения приведены в табл.4.2÷4.5 и

рис.4.2÷4.3:

Результаты расчета для обоих случаев приведены на рис

4.2 «а» и «б»

Рис.4.2.Повреждаемость областей при нагружениях по ва-

рианту 1 (сечение А-А): «а»-для незакрепленной области; «б»-

для закрепленной области.

Вариант 2. Нагружение по отношению к окружности яв-

ляется симметричной и существует внутреннее нагружение:

-область возмущения вокруг окружности является неза-

крепленной (табл.4.4):

Незакрепленная область

Таблица 4.4. т-время разруше-

ния 0 50, 1

0,57 - - (2,3)-(4,3)

(2,4)-(4,4)

058 - - (3,1)-(3,2)

0,59 - - (4,2)-(2,2)

0,63 - (2,3)-(2,4)

(4,3)-(4,4) -

0,74 - (3,1)-(3,2) -

0,75 - (4,2)-(2,2) -

1,2 (2,4)-(2,3)-(4,4) - -

1,25 (3,1-(3,2)) - -

1,30 (4,2)-(2,2) - -

а б

173

-область возмущения вокруг окружности является закреп-

ленной (табл.4.5):

Закрепленная область

Таблица 4.5.

т-время разрушения 0 50, 1

1,4 - - (2,3)-(4,3)

(2,4)-(4,4)

1,46 - - (3,1)-(3,2)

1,5 - - (4,2)-(2,2)

1,59 - (2,3)-(2,4)

(4,3)-(4,4) -

2 - (3,1)-(3,2) -

2,7 - (4,2)-(2,2) -

2,79 (2,4)-(2,3)-(4,4) - -

3 (3,1-(3,2)) - -

3,99 (4,2)-(2,2) - -

Результаты расчета для обоих случаев приведены на

рис.4.3:

Рис.4.3.Повреждаемость областей при нагружениях по ва-

рианту 2.: «а», «б»-соответственно, для незакрепленной и за-

крапленной областей сечение по А-А.

Проведенные теоретические исследования по изучению

напряженно-деформированного состояния окружающих гори-

зонтальную выработку пород и их численная реализация позво-

лили разработать технологию для оценки устойчивости стволов

наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием

(см.рис.4.1.). Следует отметить, что разработанная теоретика

а б

174

расчетная технология позволяет моделировать и изучать

(см.рис.4.2 и 4.3) устойчивость стволов скважин в горизонталь-

ный части с учетом их геометрических характеристик, формой

конструктивного исполнения и характером нагружения и т.д.

Это еще раз подчеркивает эксклюзивность разработанной рас-

четной технологии. Анализ результатов численной реализации в

различных вариациях модели горизонтальной выработки пока-

зывает, что в зависимости от значения коэффициента бокового

распора ( 10 ) время разрушения ствола изменяется в 6,7

раза (т.е. от 0,3 до 2,0, где показания в безразмерных единицах)

для незакрепленной области. При наличии внутреннего давле-

ния для этой области время разрушения изменяется с учетом

« » в 2,30 раза. Для закрепленной области время разрушения

изменяется для данной реализации, соответственно, при отсут-

ствии внутреннего давления – в 3,30 раза, а при его наличии –

2,85 раза в зависимости от значения коэффициента бокового

распора - « ». Наличие внутреннего давления может изменять

период устойчивости пород в пределах от 1,16 до 3-х раз для,

соответственно, закрепленной и незакрепленной областей.

Таким образом, предлогаемая разработка, доведенная до

расчетной технологии позволяет проводить анализы конструк-

ций горизонтальных стволов и строить проектные решения для

их реализации.

4.3.Разработка регламентов проектирования много-

пролетных компоновок низа бурильной колонны для произ-

водства буровых работ в горизонтальной части наклонно-

направленных скважин

Для удовлетворения все возрастающих потребностей в

энергоносителях имеется необходимость в увеличении добычи и

поставке на мировые рынки дополнительных их объемов. По-

следнее невозможно без поиска, разведки, и ввода в эксплуата-

цию новых глубокозалегающих нефтегазовых месторождений,

как отмечено в предыдущих разделах.

175

Перспектива этого направления на примере Азербайджан-

ского сектора Каспийского моря и существующие объемы буро-

вых работ на разрабатываемых здесь структурах отражены диа-

граммами на рис.4.4.

Надо отметить, что нефтегазовая скважина в целом пред-

ставляет собой достаточно сложное и дорогостоящее сооруже-

ние в среднем, по последним уточнениям, стоимостью 50÷100

млн. $.

Рис.4.4.Обьем и перспективы предполагаемых буровых

работ в Азербайджанском секторе Каспийского моря.

Согласно существующей статистике (опыт буровых работ

в Тресте КБР, ГНКАР) в календарном времени сооружения

одной скважины средней глубины доля, приходящаяся непо-

средственно на разрушение горных пород, составляет приблизи-

тельно 20,6% (см. рис. 4.5). Остальное время затрачивается на

спуско-подъемные операции, вспомогательные работы, ремонт-

ные работы и организационные простои. Это соотношение

определяется факторами организационного, технического, тех-

нологического, инвестиционного и др. характера, влияющие на

себестоимость производства буровых работ. Следовательно, ос-

новной задачей бурения является увеличение доли, приходя-

щейся непосредственно на разрушение горных пород в общем

календарном балансе.

В решение этой задачи главной проблемой является усо-

вершенствование методов проектирования соответствующих

176

забойных компоновок. Эта проблема особенно актуальна для

технического обеспечения производства буровых работ в

наклонных и горизонтальных скважин и по этой причине тре-

бует разработки соответствующих методов и процедур принятия

решения.

Рис.4.5.Распределение баланса производственного

времени: 47209–время, затраченное на процесс

непосредственного бурения, составляет 20,6%; остальное-время,

затраченное на сопровождающие процесс производства буровых

работ, операции.

С этой целью рассмотрен (см. рис 4.6.) процесс

производства буровых работ для строительства ствола

скважины с горизонтальным окончанием продолжительной дли-

ны.

Предполагается, что механической моделью

соответствующей забойной компоновки является машинный

агрегат, который включает (рис.4.6.«а») исполнительные звенья

(породоразрушающие инструменты-долото, расширитель,

калибратор), приводной механизм (забойный двигатель),

изгибающий механизм (кривой переводник) и канал связи

(бурильные трубы). Схема нагружения забойной компоновки

приводится также на рис. 4.6 «б», из которой следует, что она

подвержена действию осевой нагрузки от веса колонны

бурильных труб, и может воспринимать действие крутящего

момента при роторном бурении. Нагрузки в пролетах между

опорными устройствами (из-за большой протяженности ствола

177

компоновка представлена в виде балки с «н» количеством

пролетов) рассматривается распределенными по всей длине

соответствующего пролета. Предполагается, что в местах

расположения исполнительных механизмов компоновка

испытывает действие реактивных моментов, равных разности

движущего и сопротивления моментов, т.е. cgp MMM .

Длина и количество пролетов соответствует конструкции

забойной компоновки и продолжительности длины

горизонтального участка ствола бурящейся скважины. На рис

4.6 «в» приведены также нагруженность отдельных пролетов

системой сил, включающих внутренние изгибающие моменты в

местах рассечения компоновки.

Рис.4.6.Конструкция забойной компоновки для бурения

горизонтального ствола продолжительной длины: а-

расположение компоновки в скважине; б и с- схемы нагружения

участков забойной компоновки; в- нагруженность отдельных

пролетов и эпюры изгибающих моментов.

178

Целью решения настоящей задачи является разработка

расчетной методики для проектирования рациональных

конструкций забойных компоновок для строительства

горизонтальных стволов большой протяженности с малым

углом перехода. Проектная задача включает в себя

классификацию режимов функционирования забойных

компоновок и определение устойчивых их областей за счет

обоснования и выбора места установок их элементов;

разработку комбинации расположения конструктивных

элементов забойных компоновок, обеспечивающих заданную

траекторию и направление горизонтального участка ствола

бурящейся скважины.

Учитывая, что конструкция забойной компоновки в

горизонтальном стволе продолжительной длины представляется

неразрывной многопролетной балкой, для её расчета можно

применить метод с использованием уравнений трех моментов.

Если предположить, что балка может содержать «n»-ое коли-

чество пролетов в зависимости от длины горизонтального

участка бурящейся скважины, то уравнения трех моментов для

подобной балки могут быть записаны в виде

1

11

1111 62n

nn

n

nn

nnnnnnnl

b

l

alMllMlM

, (4.23)

где 1M ,

2M , nM...... неизвестные моменты соответствующих

опор; nl -длина соответствующих пролетов; n , 1n -площади

эпюр изгибающих моментов, соответственно, в пролетах с ин-

дексами n и 1n ; 1 , nn aa и 1, nn bb расстояния от центров эпюр

в пролетах с индексами n и ,1n соответственно, до левого и

правого опор.

Для случая kn количество пролетов уравнение (4.23)

вырождается в систему уравнений

179

.kn,

l

b

l

alMllMlM

;n,l

b

l

alMllMlM

;n,l

b

l

alMllMlM

;n,l

b

l

alMllMlM

;n,l

b

l

alMllMlM

k

kk

k

kkkkkkkkk

1

111111

5

55

4

445554443

4

44

3

334443332

3

33

2

223332221

2

22

1

112221110

62

462

362

262

162

(4.24)

С учетом рис.4.6 «б» и «с» записываются нижеприводимые

зависимости:

,l

b ,l

a ,...,bl

a ,bl

a ,l

a

lq ,

lq ,....,

lq ,

lq

,sinbFb

qMM

M ,qrFcosrMM

k1k

kk

kk1k

kkk2

дрд

kox

22222

12121212

2

1

13

332

22

11

311

3322

311

1

2

100

(4.25)

где 0M и 1kM , соответственно, изгибающие моменты действу-

ющие на начальной и последней опорах.

Для решения системы (4.24), она представляется в ниже-

приводимой преобразованной форме:

180

,lM

l

b

l

allMlM

;l

b

l

alMllMlM

;l

b

l

alMllMlM

;lMl

b

l

alMllM

kk

k

kk

k

kkkkkkk 11

1

1111

4

44

3

334443332

3

33

2

223332221

10

2

22

1

1122211

62

62

62

62

(4.26)

которая путем обозначения свободных членов в правой стороне

уравнений на ккввв ,...,, 332211 может быть записана в виде систе-

мы линейных уравнений:

.bMaMa....MaMaMa

bMa

Ma....MaMaMa

;bMa...

....MaMaMaMaMaMa

;bMa....MaMaMaMaMa

;bMa....MaMaMaMa

;bMa....MaMaMaMa

kkkkkkk,kkkk

k,kkk,k

kk,k,k,k,k

kk

kk

kk

kk

11332211

111

111331221111

444

646545444343242141

333535434333232131

222424323222121

111414313212111

(4.27)

Из сравнения системы уравнений (4.26) и (4.27) следует,

что

181

.lla,laa ;a...aaa

;lla,la ;a...aaa

;laa ----------------------------- ;a...

...aaaaa;laa,lla ;a...aaaa;laa,lla ;a...aaa

;laa,lla ;a...aaa

kkk,kkk,kk,kk,kkkk

kkk,kkk,kk,k

,k,k,k

k

k

k

k

1112321

111112131

312111

55445

4

4847464241

443344333337363531

3322332222262524

2211221111151413

2020

0

2020

20

(4.28)

С учетом значения коэффициентов (4.28) определитель си-

стемы уравнений (4.27) может быть представлен в нижеприво-

димом виде

aa 00......... 0 0 0 0 a a a0......... 0 0 0 0

................................................................... ...................................................................

0 0 00......... a a a 0 0 0 00......... 0 a a a 0 0 00......... 0 0 a a

kk 1-kk,

k1,-k 1-k1,-k2-k1,-k

343332

232221

1211

(4.29)

Для существования решения системы уравнений (4.27)

необходимо, чтобы 027.4 . Тогда решение системы соглас-

но правилу Крамера представляется равенствами

k

kMMM ,..., ,M , 3

32

21

1 . (4.30)

Определители k ,..., 21 , необходимые для вычисления

соответствующих моментов k1,...,i iM определяются по

(4.29) путем замены соответствующих его столбцов правосто-

ронней матрицей системы (4.27). Следует отметить, что оценка

прочностных характеристик и устойчивости колонны буриль-

ных труб (канала связи) в горизонтальном стволе скважины без

определения опорных реакций пролетов не представляется воз-

можным. Указанные реакции могут быть определены на основа-

нии уравнений моментов относительно опор, рассекающие всю

компоновку горизонтального ствола на отдельные пролеты с

учетом её конструкции (см. рис. 4.7, а, б, ъ, д, е, ф).

182

Рис.4.7.Схема нагружения пролетов забойной компоновки

для бурения горизонтального ствола продолжительной длины:

«а»-участок долота и расширителя; «б»- участок со ста-

билизатором; «ъ»- участок с забойным двигателем; «д»-участок

с лопастным калибратором; «е» и «ф»- нижний и верхний

участки кривого переводника.

,lq

l

MMR;

aqMM;

lq

l

MMR

222

11

1

101

2

0011

1

100

.lq

l

MMR;RRR

,lq

l

MMR;

lq

l

MMR

,RRR;lq

l

MMR

,lq

l

MMR;

lq

l

MMR

,lq

l

MMR;RRR ;

lq

l

MMR

lq

l

MMR;RRR ;

lq

l

MMR

kk

k

kkkkkk

kk

k

kkk

kk

k

kkk

kkkkk

k

kkk

kk

k

kkk

kk

k

kkk

2

22

2

22

22

22

11

1

11

11

1

11

1111

1

11

1

121

11

1

212

33

2

323222

33

3

232

22

2

122111

22

2

121

(4.31)

Полученные зависимости (4.30) и (4.31) позволяют опре-

делится распределением внутренних силовых факторов (перере-

зывающим усилием и изгибающим моментом) в пролетах. По

характеру их распределения может быть оценено напряженное

183

состояние забойной компоновки с учетом её конструктивного

исполнения. Все это позволяет решать задачу класссификации

работоспособных забойных компоновок для заданных продол-

жительностей бурящихся горизонтальных стволов.

Анализ деформационного состояния забойной компоновки

рассматривается на примере схемы нагружения последнего

(участок с долотом и расширителем) её пролета, для чего ис-

пользуется дифференциальное уравнение изогнутой оси в виде

,zMyEJ x (4.32)

где zM - величина изгибающего момента в сечении ""z (рис.

4.8) пролета с долотом и расширителем, определяемая как

22

22

1

2

11

11

2

10

kkk

kkkkk

lzq

lzq

lzRz

qzRzMzM

(4.33)

Подставляя (4.33) в (4.32) после двукратного интегрирова-

ния и ряда преобразований с учетом граничных условий

0)( ;00 1 klzyzy

для определения углов поворота сечений и прогибов получают-

ся, соответственно, нижеприводимые выражения:

;

lzq

lzq

lzR

lzq

lzR

lzMEJ

kkk

kk

kk

kk

kkx

662

46

1

32

1

23

1

3

11

2

11

313

1

2121

(4.34)

.lzqlzq

lzRzlzq

zlzRzlzMyEJ

kkk

kkkk

kkkkx

4

1

4

11

3

113

14

1

21

31

2

24

1

24

16

1

24

16

1

2

1

(4.35)

Для направленного движения бурильного инструмента

вдоль пласта без отклонения от заданной траектории в горизон-

тальном направлении необходимым и достаточным условиями

являются равенство нулю угла поворота сечения и прогиба в

зоне долота. Поэтому приравниванием нулю значения 0c и

184

0cy в точке «С» расположения долота может быть определе-

на допустимая нагруженность забойной компоновки для этого

состояния по нижеприводимым выражениям:

;qb

bqb

Rl

blq

lblRb

lM

kkk

kk

kkk

kk

06

1

6

1

246

1

32

1

2

3

31

2

1

313

11

212

11

(4.36)

.qbbqbR

bllblq

bllblRblbM

kk

kkkk

kkkkkk

024

1

24

1

6

124

16

1

2

1

441

31

13

1

4

11

12

1

3

11

(4.37)

Схемы нагружения для исследуемых забойных компоно-

вок приводится на рис 4.8.

Рис.4.8.Изображение нагруженности многопролетной за-

бойной компоновки

Любая другая нагруженность забойной компоновки, от-

личная от определяемой по формулам (4.36) и (4.37) будет спо-

собствовать отклонению от горизонтальной траектории буриль-

ного инструмента в зависимости от конструктивного исполне-

185

ния компоновки и протяженности горизонтального участка бу-

рящейся скважины.

Следовательно, выражения (4.36) и (4.37) могут быть ис-

пользованы в качестве определяющих зависимостей для синтеза

проектов конструктивного исполнения забойной компоновки

бурильного инструмента для бурения горизонтальных стволов.

Результаты, полученные по теоретическим исследованиям

задачи выше приведенной постановки позволяют решать и ана-

лизировать различные проектные варианты по конструированию

забойных компоновок для бурения горизонтальных стволов зна-

чительной протяженности. Основной задачей при этом является

обоснование схемы, совместимой с комбинацией режимно-

технологических факторов, расположения опорно-

центрирующих устройств вдоль забойной компоновки, исполь-

зуемой для бурения горизонтального ствола. Обеспечение такой

возможностью процесса проводки горизонтальной части буря-

щейся скважины позволяет решать задачи его управления и

предотвращения осложнений в реализуемых вариантах. Кроме

того решение общей задачи и возможность численного анализа

всего диапазона исходных данных позволяет создавать эффек-

тивные технико-технологические проекты буровых программ по

проводке горизонтальных стволов скважин. Надо отметить, что

алгоритмизация и компьютерная реализация анализа может су-

щественно повлиять на принимаемые решения при разработке и

внедрения указанных проектов.

Ниже приводятся результаты расчета ряда вариантов за-

бойных компоновок по разработанной выше методике. Предпо-

лагается, что длина горизонтального участка ствола равна (т.е.

инструмент находится на расстоянии от оси скважины) мl 60 .

Рассматривается и анализируется нагруженность 2-х, 3-х, 4-х, 5-

и опорных вариантов забойных компоновок для исходных и

расчетных данных, приводимых в таблице 4.6, а результаты

приведены на рис. 4.8. Как следует из табл.4.6. в отличии от

других в части второй опорной области в зависимости от коли-

чества пролетов имеет знакопеременную нагруженность.

186

Результаты расчета вариантов многопролетных забойных компоновок Таблица 4.6

№

Варианты забойных

компоновок

Конструктивное

исполнение

* Началь-

ные исход-

ные данные

Протяженность

пролетов-li,м

Значения опорных моментов Mi, kNм

При-

ме-

чание

0M 1M 2M 3M

4M 5M

1 н=1 (двухпролетное)

0__л1__1__л2__2

х х х

Л=60 м;

л0=0,8 м Мр=3 кнм

Fось=60 кн

л1=21,81; л2=38,19;

216

-84,944

-7,712

- -

Mi(

i=n+

1)=

Mb

m

2 н=2 (трехпролетное)

0__л1__1__л2__2__л3__3

х х х х Мдол=3 кнм Fдол=30кн

r=50 м

л1=21,81; л2=20;

л3=18,19;

216 -82,42 -2,47 -

7,712 -

3 н=3 (четырех пролетное)

0__л1__1__л2__2__л3__3__л4__4 х х х х

250

3

л1=21,81;

л2=13; л3=13;

л4=12,19;

216 -91,41 14,75 -

15,74 -7,712

4 н=4 (пяти пролетное) 0__л1__1__л2__2__л3__3__л4__4__л5__5

х х х х х х

B=1,3 м

С=0,8 м Д=89 мм

л1=21,81; л2=10; л3=10, л4=10;

л5=8,2.

216 -97,74 20,46 -12,6 -2.54 -7,712

187

4.4.Исследование конструктивного исполнения, пока-

зателей работоспособности и монтажных характеристик

центрирующих приспособлений бурового машинного агре-

гата

Известно, что траектория галерейного расположения

(см.рис.4.9) наклонно-направленных и горизонтальных скважин

контролируется отдельными схемами компоновок для роторно-

го бурения и бурения (см.рис.4.10) забойным двигателем. Ста-

бильность направления бурения обеспечивается как конструк-

цией компоновок, а также дополняющие их центрирующими

приспособлениями различного конструктивного исполнения и

монтажной характеристикой. Одним из конструктивных разно-

видностей этих приспособлений являются конструкции, разра-

ботанные и исследованные автором.

Целью предлогаемого конструктивного исполнения при-

способлений является обеспечение надежности центрирования и

оперативности управления параметрами траектории бурящийся

наклонно-направленной скважины с горизонтальным окончани-

ем. Отличие разработки заключается в том, что в нем использо-

ваны взаимодействующие друг с другом монтажепригодные за-

хватный и запирающий механизмы, снабжено центрирующим

элементом, устанавливаемым на его корпусе.

Следует отметить, что захватный механизм выполнен в

виде спирального захвата, а запирающий механизм, предупре-

ждающий реактивное раскрепреление и обеспечивающий воз-

можность технологического докрепления захватного механизма,

в виде призматических клиньев.

Конструкцией устройства также обеспечивается возмож-

ность быс-трого без дополнительных операций изменения его

расположения на цилиндрической поверхности трубной заго-

товки. С этой целью в начале освобождается запирающий меха-

низм путем отворота дожимных винтов.

Затем легким ударом по трубной заготовки освобождается

спиральный захватный элемент и путем его смещения по ци-

линдрической поверхности в нужном направлении устанавли-

188

вается и закрепляется в нужном расстоянии от породоразруша-

ющего инструмента в указанной выше последовательности.

Таким образом использование устройства не раскрепляю-

щегося от реактивных воздействий и имеющего возможность

технологически докрепляться при реализации технологического

процесса (бурение) за счет взаимодействия захватного и запи-

рающего его механизмов позволяет обеспечить надежность ста-

билизации параметров траектории бурящейся наклонно-нап-

равленный скважины. Устройство позволяет также обеспечить

оперативность управления параметрами траектории за счет

быстрого демонтажа и переориентации его в компоновке низа

бурильной колонны. Следует отметить, что для предотвращения

переориентации устройства в процессе производства бурильных

работ под воздействием технологических нагрузок элементы

спирального захватного узла имеют соответствующее конструк-

тивное исполнение.

Таким образом, конструкцией устройства удовлетворены

все требования и достигнута цель, заключающаяся в возможно-

сти оперативности управления параметрами траектории буря-

щейся наклонно-направленной скважины. Исследование по раз-

работанному автором центрирующему приспособлению приве-

дены в табл.4.7. Другим вариантом конструктивного исполнения

является центрирующее приспособление с одним свободным

концом, схема нагружения которого приведена на рис.4.11.

Для определения показателей работоспособности центри-

рующего приспособления рассматривается его механическая

модель, соответствующая, как следует из рис.4.11, максимально

выпрямленному состоянию. Это максимально возможное де-

формированное состояние устройства, для изогнутых центри-

рующих элементов которого дифференциальное уравнение мо-

жет быть записано в виде:

,11

0

изMEJ

(4.38)

189

где, соответственно,

3121

1

у

у

- конечная,

312

0

0

0 1

1

у

у

- начальная кривизны стержней; Е-модул Юнга материала, J -

момент инерции поперечного сечения стержней; изM - изгиба-

ющий момент в месте установки устройства

Исследования по разработкам автора

Таблица 4.7

190

Рис.4.9.Кольцевая галерея из наклонно-горизонтальных

скважин.

Рис.4.10. Компоновка для изменения траектории ствола

скважины при бурении роторным способом («а») и при исполь-

зовании забойного двигателя («б»): 1-долота; 2-центраторы-

калибраторы; 3-устройство в виде эксцентричной двигательной

пары; 4-забойный двигатель; 5-бурильные трубы.

Для рассматриваемой задачи const0

1, где 0 - началь-

ный радиус кривизны стержней; 01

, так как радиус кривизны

прямой линии равен бесконечности, следовательно кривизна

прямой равна нулю. Таким образом для данной задачи уравне-

ние (4.39) может быть преобразовано и представлено как

191

изMEJ

0

. (4.39)

Рис.4.11.Схема расположения центрирующего приспособ-

ления на бурильной колонне в скважине.

Рис.4.12.Схема расположения центратора на бурильной

колонне в скважине

,,а’’

192

Рис.4.13. Деформационная модель элемента центратора:

“а”- схема нагружения; “б”- параметры деформации.

Силы, действующие на один стержень схематично изоб-

ражены на рис.4.12. Предполагается, что в точке A стержен за-

креплен, а в точки B свободно опирается на трубу. AR ,

BR ре-

акции опор, P - сила сжимающая стержень к трубе. Силы P

находятся из того условия, что в середине стержня перемещение

оси стержня равно Д-д. Из за симметрии относительно точки C

PRR BA2

1 . (4.40)

Согласно универсальной формуле для определения пере-

мещений в точке «С» можно записать уравнение вида

3

6c

AcAAc X

RXEJEJYEJY . (4.41)

Для рассматриваемой задачи перемещение в точке «А»

есть 0AY , а lX c2

1 , где l -длина стержня. С учетом (4.40)

уравнение (4.41) будет иметь вид:

3

1222l

plEJ

dDEJ A

. (4.42)

Угол поворота A в точке A определяется следующим об-

разом (см.рис.4.13.).

Известно что l 0 , откуда 0

l

. Тогда из равнобед-

ренного треугольника AOB следует, что 2

. Известно, что

,,б’’

193

A -есть угол между касательной к окружности в точке A и

осью X , то есть

o

AR

l

22222

. (4.43)

Подставляя (4.43) в (4.44) получаем следующее:

3

0

2

1242l

plEJ

dDEJ

, (4.44)

откуда EJldD

lP

0

2

3 42

12

(4.45)

На участке AC изгибающий момент определяется выражением

xP

M из2

, максимальное значение которого равно

422

max

lPlPM

. (4.46)

Из условия прочности при изгибе

2

0

2

22

42

36bhJE

ldD

l

, (4.47)

где «в» и «щ»- соответственно, ширина и толщина стержней.

Таким образом, для обеспечения прочности и необходимой

жесткости центратора должно выполняться условие (4.47). В

условие (4.47) входят геометрические размеры стержней

xJlhb ,,, ; геометрические размеры колонны dD, ; параметр

определяющий форму стержней 0 , а также механические ха-

рактеристики материала стержней E , , которые позволяют

определять такое их сочетание, чтобы обеспечивалась работо-

способность устройства в возможных пределах деформирования

его центрирующих элементов.

Т.е. это означает, что за расчетным пределом возможны

пластические явления в материалах стержней центраторов. Это

будет способствовать потери диаметральных размеров по срав-

нению с первоначальными. А потеря в диаметральных размерах

будет влиять на отклоняющее усилие на долоте, что несомненно

194

скажется на параметрах искривления ствола и его качестве. В

связи с этим жесткость центрирующих приспособлений необхо-

димо приводить в соответствии с такими параметрами проводки

наклонно-направленных и горизонтальных скважин как зенит-

ный угол (см.рис.4.14) и радиальный зазор (см.рис.4.15).

Рис.4.14. Влияние зенитного угла скважины на расстояние

между центраторами на наклонном участке её ствола.

Основной задачей при проектировании конструкции низа

бурильной колонны является определение набора её параметров

для обеспечения требуемых параметров искривления ствола. Ре-

гулирование искривлением ствола скважины достигается за счет

отклоняющего усилия на долоте, на значение которого влияет

именно конструкция низа бурильной колонны. В этой конструк-

ции центрирующее приспособление выполняет функцию упру-

гой постели, расположение и форма конструктивного исполне-

ния которой как отмечено выше определяет параметры искрив-

ления ствола скважины. Механически, эта конструкция может

быть представлена моделью (см.рис.4.16), с двумя шарнирными

опорами (опоры «В» и «С»), одна из которых покоится на упру-

гой постели (опора «В»). Надо отметить, что необходимым

195

условием является то, что параметры упругой постели должны

обеспечивать заданные параметры искривления на конечных

сечениях балки (точка «А» модели).

Рис.4.15. Влияние радиального зазора на расстояние меж-

ду центраторами на наклонном участке ствола скважины.

Как видно из рисунка 4.16. предпологается, что на балку

действует равномерно распределенная нагрузка с интенсивно-

стью 1q на участке АВС и с интенсивностью

2q на участке АВ.

В начале, с учетом схемы нагружения определяются силы реак-

ции в точках «С» и «В»:

l

lqlqRc

2

2

22

2

11 ;

221 1

1

1

222

lq

l

llqRB

, (4.48)

где 1l и

2l -соответственно, длина участков ВС и АВ; 1Q и

2Q -

соответственно, равнодействующие распределенных сил интен-

сивностью 1q и

2q веса участков.

Пусть заданы перемещение и угол наклона в точке «А1»

которые соответственно, обозначены через 0J и 0 . Вычисля-

ются перемещения в точках «В» и «С» по универсальной фор-

муле:

196

,XXR

XXqXXq

XXqXEJEJУEJУ

;XXq

XEJEJУEJУ

BCB

BCBC

ACCQС

ABBQB

6

2424

24

24

3

4

2

4

1

4

20

4

20

(4.49)

где Е-модуль Юнга материала балки; Ж -момент инерции попе-

речного сечения балки.

Рис.4.16.Схема нагружения низа бурильной колонны с

центратором

С учетом формы исполнения механической модели, в ко-

торой «С» неподвижная опора ( 0сУ ), а «В»-находится на

упругой постели ( KJR BB ) и соотношения

0212 ACB X ;llX ;lX для перемещений после несложных

преобразований получается следующее:

.lRlqlqllq

llEJEJУ

;K

EJRlqlEJEJУ

B

B

06242424

2431

412

411

4

2122100

422

200

(4.50)

Отняв со второго уравнения системы (4.50) первое определяется

выражение

10

3

1

4

114

2

4

1

4

212

0 62424lEJ

lRlqllll

q

K

EJR BB ,

197

позволяющее получить формулу для конструирования упругой

постели в компоновке низа бурильной колонны

10

3

1

4

114

2

4

1

4

212

624_

24lEJ

lRlqllll

q

EJRK

B

B

. (4.51)

Как следует из (4.51), с увеличением угла наклона 0 на

левом конце балки знаменатель дроби (4.51) уменьшается, а это

означает, что значение дроби увеличивается, т.е. чем больше

угол наклона на левом конце, тем больше должен быть коэффи-

циент постели. Задаваясь значениями упругой постели можно

определить её параметры, обеспечивающие необходимые значе-

ния параметров искривления ствола скважины и отклоняющего

усилия на долоте. Немаловажным в обеспечении необходимого

направления бурения является достоверность определения рас-

стояние до первого, между первым и последующими центриру-

ющими приспособлений. Для их определения составляется

дифференциальное уравнение изогнутой оси для модели на рис.

4.16 (Здесь 1l заменен на

2l ; точки А, В и С-соответственно, -на

точки 0,1 и 2; ОТF приложена в точке «А»):

11

2

2lxR

xqXFxMyEJ TОТz , (4.52)

где 1R -реакция в точке «В»; х-произвольное сечение, отстоящее

от точки «А».

С учетом граничных условий

00 xy ; 1lxy ; ;021

llxy

;021

llxy .21

hy llx (4.53)

решение уравнения (4.52) приводится к решению системы урав-

нений вида 00 y ;

198

,2466

;622

;2

;246

43

21

3

0

32

21

2

0

2

21

4

1

3

110

hEJa

ql

Ra

FaEJ

aq

lR

aFEJ

aqlRaF

EJl

ql

FlEJ

zTOTz

TОТz

TОТ

zTОТz

(4.54)

где 21 lla ; -коэффициент постели центрирующего при-

способления; Тдол ДДh 2

1; цдол ДД -диаметр долота, рав-

ный диаметру центратора.

Решение системы уравнений (4.55) позволяет получить

выражение для определения отклоняющего усилия на долоте и

силу реакции на центраторе:

2

2

2

2

1

2

1

2

2

122

2

1

2

2

11

61312

4

132

1

l

hEJ

l

l

l

l

l

ll

q

l

l

l

ll

F

ZT

ОТ

(4.55)

OTTy F

aq

l

lRR

21

2

11

(4.56)

Проведенные расчеты позволяют определить графическую

зависимость между отклоняющим усилием OTF и соотношением

21 / ll , т.е. 21 / llFF OTOT , которая представляется кривой, при-

веденной вида на рис. 4.17.

Постоянство направления бурения обеспечивается нуле-

вым значением отклоняющего усилия на долоте 0OTF . В этом

случае для определения «л1» расстояния от долота до первого

центрирующего приспособления после несложных преобразова-

ний получается квадратное уравнение вида

199

Рис.4.17. Зависимость 21 / llFF OTOT где мll 2421 ;

мl 24,11 ; ммh 1183,602

01

2

1 qall , (4.57)

где ;2

2aPq

2

2

1

2

1

aPall

.

При мa 24 , соответственно,

;044,1р 478,287q

С учетом значений для «р» и «г» уравнение (4.57) имеет

решения

772,20121 l

Следовательно, равенство нулю отклоняющего усилия на

долоте обеспечивается при мl 772,81 . Соответственно,

мlal 228,15772,82412 .

Таким же образом могут быть определены расстояния

между последующими центраторами.

200

4.5.Моделирование и оценка эксплуатационных харак-

теристик калибрующих приспособлений компоновок низа

бурильной колонны

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ло-

пастные или шарошечные калибраторы различных типоразме-

ров. Калибраторы расширяют (калибруют) ствол скважины до

номинальных размеров, центрируют положение бурового долота

в стволе скважины, улучшают работу долота, стабилизируют

направление бурения. Однако применяемые конструкции калиб-

раторов не в полной мере обеспечивают выполнение всех этих

функций.

При наклонном бурении и проработке ствола наклонных

скважин в компоновке бурильной колонны калибраторы как ос-

новной элемент устанавливаются непосредственно над долотом

(для сохранения диаметра скважины, стабилизации долота и для

центрирования низа колонны). Следовательно, при рассмотре-

нии напряженного состояния основных элементов калибратора

необходимо разделить условия работы их как при установке

непосредственно над долотом и как центрирующий элемент в

составе колонны.

Во всех случаях основными требованиями к форме кон-

структивного исполнения калибрующих приспособлений явля-

ются изучение механизмов взаимодействия их исполнительных

органов со стенками ствола скважины, определение нагрузок,

действующих в зоне расположения исполнительных звеньев,

оценка с учетом действующих нагрузок показателей работоспо-

собности и качества калибрующих инструментов.

4.5.1.Оценка действующих нагрузок на исполнитель-

ные органы шарошечных калибраторов

В настоящее время в нефтепромысловой практике широко

применяются шарошечные калибраторы типа КШЗ, которые

предназначены для работы вместе с долотом при вращательном

бурении, проработки и калибровки ствола скважины до началь-

201

ного диаметра, а также для центрирования забойного двигателя

и колонны бурильных труб в стволе в процессе бурения наклон-

ной скважины.

При рассмотрении напряженного состояния калибратора в

соответствии с выбранной схемой расчета (см.рис.4.18) жестко-

сти компоновки уравнение изогнутой колонны бурильных труб

имеет вид

,Fxdxxyxxg

q

MdxxyxyqyPdx

ydEJ

x

Д

111

2

110 12

2

(4.58)

где EJ -жесткость компоновки, мН.м2; ДP - осевая нагрузка, мН;

F -реакция опоры, мН; -угловая скорость, I/с; q -вес единицы

длины компоновки, мН/м. в виде выражения l

xsiny

0 .

После двукратного дифференцирования уравнение (4.58), с

учетом начального прогиба и деления обеих частей на EJ при-

водится к следующему дифференциальному уравнению:

,4

0

4

2

22

4

4

dx

ydy

dx

dy

dx

ydx

dx

yd

(4.59)

где ;2

EJ

P ;

2

EJg

q

;EJ

F ;

EJ

q

;sin

4

4

0

4

l

x

ldx

yd

e

xy

sin0

начальная форма оси компоновки; α-максимальный

начальный прогиб компоновки; л-длина компоновки.

Решение однородного уравнения

00

2

22

4

4

ydx

dy

dx

yd

dx

yd

представляется уравнением вида

202

Xv

e

XvAeAXvAXvAxy 22

431211 cossin

,

а частное решение неоднородного уравнения

1sin

10

2

22

4

xy

dx

yd

dx

yd x , равно

l

xAy

sin0 5 .

Общее решение уравнения (4.59) представляется суммой

двух решений, соответственно, однородного и неоднородного

уравнений:

l

xAAeAxvAxvAxy

xv

e

xv sincossin 5431211

22 , (4.60)

где ;2

2

4

4

5

ll

CA

.42

;42

42

2

42

1

v

v

Для определения коэффициентов 1A ,

2A , 3A ,

4A исполь-

зуются граничные условия:

а) при 00 y , из уравнения (4.108) 0432 AAA ;

б) при 0ly , из уравнения

0cossin 22

431211 lvlv

eAeAlvAlvA ;

в) при

00

2

2

dx

yd, из уравнения

02

24

2

23

2

12 vAvAvA ;

г) при

02

2

dx

eyd, из уравнения

.0

cossin

222

24

2

23

1

2

12

2

1

2

11

lvlvevAevA

lvvAlvvA

Из условия (а) и (в) получается, что

,0sin2

22

2

11 vAvA т.е. 02 A ;

А из условий (б) и (г) ,0sinsin 1

2

1111 lvvAlvA

т.е. 01 A ;

203

Из условий (а) и (б) 043 AA .

Таким образом, решение уравнения (4.60) представляется

выражением вида

.sin2

2

2

4

l

x

ll

lxY

(4.61)

Если учесть еще наличие диаметрального зазора между ка-

либратором и стенкой скважины, то максимальный прогиб бу-

дет ровен

.sin2

2

4

4

l

x

ll

lYобщ

(4.62)

Диаметральный зазор определяется из соотношения

,2

121

где 1 -паспортная погрешность изготовления калибратора, ко-

торая согласно чертежам и условиям завода-изготовителя обыч-

но принимается равным мм8,0...7,01 ; -расширение сква-

жины относительно диаметра долота, равное

;мм,...,ДД сквК 5190

2

2 -допустимая сработка калибратора. Многолетний опыт пока-

зывает, что после сработки диаметра калибратора более 4 мм он

теряет свою калибрующую способность; 1 -уменьшение диа-

метра долота за полный рейс, для лопастных долот,

мм4...31 .

Исходя из вышеуказанных величин, диаметральный зазор

между калибратором и стенкой скважины равен-0,006м.

Следует отметить, что при роторном бурении на буриль-

ную колонну, кроме осевой нагрузки и крутящего момента, воз-

204

действуют также центробежные силы, которые определяются по

формуле

dxXYg

qxdFц

2 (4.63)

Подставляя полученные величины общего прогиба колон-

ны (4.61) в уравнение (4.63) и интегрируя полученное, для вы-

числения центробежных сил получается выражение вида

2

2

4

5

2

ll

ll

g

qxFц . (4.64)

Зная осевую нагрузку на долото ДP , крутящий момент

М и центробежные силы, можно определить давление на стенки

ствола скважины по формуле

F

l

МхFR

ц 1

2

.

Если учесть, что калибратор, установленный в составе бу-

рильной колонны, кроме центрирования колонны, производит

частично проработку (расширение) ствола скважины, т.е.

F=(0,06…0,08)РД, то результирующая опорная реакция будет

равна

.08,0...06,02

1Д

цP

l

MxFR (4.65)

Ниже рассмотрен конкретный пример расчета опорной

реакции серийно выпускаемого шарошечного калибратора типа

КЩЗ.

Калибраторы устанавливаются в компоновке, состоящей

из УБТ диаметром 229мм. При этом EJ=3,86·103; q=3,40Н/М;

М1=1,9Н/М. Над компоновкой расположены УБТ диаметром

203мм (EJ=1,79·108; q=2,13Н/М). Оптимальная длина выбранной

компоновки составляет л=4,55м.

Кроме того, расчетная схема (см.рис.4.18) компоновки

имеет начальный прогиб равный 002,01 на единицу длины,

205

тогда общий прогиб -1 009,0l . Компоновка вращается с

угловой скоростью l/c 50 .

Рис.4.18. Схема расчета жесткой компоновки, имеющей

первоначальный прогиб, с учетом центробежных сил: 1-долото;

2-шарошечный калибратор; 3-укороченные УБТ; 4-лопастной

калибратор; 5-бурильные трубы

Для вышеприведенных условий рассчитываются коэффи-

циенты

097,02 EJ

P ; .025,0

2

EJg

q

Таким образом, опорная реакция для выбранной компо-

новки от центробежных сил составит

MHxFц 56,0 .

Если бурение осуществляется долотом диаметром 269,9

мм с осевой нагрузкой 25 МН, то опорная реакция будет равна

MHRa 46,0 .

.

206

Приведенный расчет показывает, что контактное давление

со стенкой скважины значительно (в 3 раза) выше при работе

калибратора в составе колонны, чем при работе калибратора,

установленного непосредственно над долотом наклонно-

направленных скважин.

Вышеприведенная методика может быть использована для

расчета на прочность основных элементов калибратора (ось,

опора, шарошка и др.).

Кроме того, надо отметить, что на величину контактных

нагрузок могут влиять, причем существенно, погрешности мон-

тажа и монтажных технологий. Поэтому упрощение монтажных

технологий и обеспечение регламентированной точности мон-

тажа калибрующего приспособления имеет существенное зна-

чение для повышения его показателей работоспособности и ка-

чества. С учетом этой особенности калибраторов автором разра-

ботана на уровне изобретения технология монтажа исполни-

тельного механизма шарошечных калибраторов, заключающая-

ся в повышении их монтажопригодности. Это позволяет обеспе-

чить быстрый монтаж и демонтаж исполнительного механизма

(ИМ) калибратора, исключить износ головок осей ИМ, а значить

улучшить его эксплуатационные характеристики и показатели

работоспособности и качества. Монтажопригодность исполни-

тельного механизма обеспечивается за счет того, что наиболее

износоуязвимие части головки осей установлены во вкладышах

специальным соединением паз (на оси)-гнездо (на вкладыше).

Узел соединения вкладыша с корпусом выполнен в виде спа-

ренных в форме сегментов штифтов с гнездом в центральной

части, в которое вставлена планка, жестко соединенная с корпу-

сом, для предотвращения самопроизвольного выхода из гнезд и

приведения их в рабочее состояние. На рис.4.19. приведено кон-

структивное исполнение предлогаемого калибратора («а»-

общий вид калибратора, «б»-сечение А-А по «а», «в»-сечение В-

В по «а», «г»-сечение С-С по «а», «д»-узел I на «а», «е»-узел II

по «в»).

Калибратор состоит из корпуса 1 с центральным проход-

ным отверстием для прохождения промывочно-охлаждающей

207

жидкости, из продольных пазов 2 на корпусе 1, шарошек 3, осей

шарошек 4, из верхних и нижних опорных узлов, включающие

вкладыши 5 и 6, закрепляющие их к корпусу, сегментообразные

штифты 7 и 8. Боковые поверхности вкладышей 5 и 6 имеют

форму прямоугольника, которые вставляются в гнезда корпуса с

аналогичной формой поверхностей. В центральное гнездо сег-

ментообразных штифтов 7 и 8 вставлена планка 9, соединенная

с корпусом 1 со специальным прижимным болтом 10. Для по-

садки штифтов как в корпусе 1, так и во вкладышах 5 и 6 опор

предусмотрены специальные гнезда, в которых они могут сво-

бодно проворачиваться.

Монтаж шарошек осуществляется следующим образом.

Исполнительный элемент калибратора шарошка 4 устанавлива-

ется на соответствующей оси 3, на концах которой устанавли-

ваются вкладыши 5 и 6, и она вставляется в специальный паз

корпуса 1. На верхние и нижние опоры оси в специальных пазах

устанавливаются сегментообразные штифты 7 и 8. Затем в

гнездо между штифтами вставляется планка 9, штифты прово-

рачиваются на 900 и планка закрепляется на корпусе 1 специ-

альным зажимным болтом 10. Специальная шайба предотвраща-

ет самопроизвольное открытие болта 10 в процессе работы ша-

рошки. Все остальные шарошки устанавливаются в гнездах кор-

пуса 1 в аналогичной последовательности. Работа по демонтажу

шарошек осуществляется в обратной по- следовательности.

Аналогичная сборка исполнительных элементов-шарошек

калибратора отличается высокой монтажопригодностью. Отсут-

ствие проворотов в нижних и верхних опорах осей шарошек ис-

ключает возможный износ корпуса в местах их установки. Та-

ким образом появляется возможность многократного использо-

вания корпуса калибратора путем замены его, исключительно,

вставных узлов исполнительных элементов. За счет этого повы-

шаются эксплуатационные характеристики, а также показатели

работоспособности и качества калибратора.

208

Рис.4.19. Калибратор с высокой монтажопригодностью ис-

полнительного механизма

4.5.2.Разработка и внедрение лопастных калибраторов

с дискретными лопастями

Доминирующими до последнего времени в мировой прак-

тике бурения являлись калибраторы лопастные спиральные

(КЛС) сварной или цельной конструкции, содержащие корпус и

три спиральные лопасти (см.рис. 4.20).

За рубежом известно применение калибраторов с прямы-

ми, наклонными и спиральными лопастями, как неразъемной

конструкции, так и со съемными муфтами. В зависимости от

условий применения рабочие поверхности лопастей наплавляют

релитом, стеллитом или оснащают твердосплавными и алмазно-

твердосплавными вставками.

Рис.4.20. Калибратор лопастной спиральный.

209

Ограниченное применение находили калибраторы гир-

ляндного типа с прямыми лопастями (рис.4.21.).

Рис.4.21. Калибратор гирляндного типа

По техническим условиям гарантийный срок работы таких

калибраторов при износе по диаметру до 4 мм составляет 80-200

ч, а по данным работы при износе трехлопастных спиральных

калибраторов по диаметру на 3 мм средняя стойкость одного

калибратора составляла всего 17-25 ч, что недостаточно для со-

временных условий бурения.

Новые алмазные и шарошечные долота достигают стойко-

сти 300-500 ч и требуют соответствующего ресурса работы ка-

либраторов.

Недостатком конструкции серийных трехлопастных ка-

либраторов являются высокие напряжения на породоразруша-

ющих вставках, вследствие чего последние интенсивно изнаши-

ваются и разрушаются. Слабым звеном конструкции являются

также резьбовые замковые соединения, особенно муфтовые, ко-

торые подвергаются дополнительным нагрузкам при закрепле-

нии калибраторов в компоновке бурильной колонны.

Известны различные конструктивные решения (рис.4.22),

направленные на уменьшение износа и повышение ресурса ра-

боты лопастных калибраторов. К ним относятся: улучшение

промывки лопастей за счет различных дополнительных пазов и

отверстии; повышение износостойкости за счет переменной ши-

рины лопастей; обеспечение равномерной жесткости корпуса;

восстановление диаметрального размера калибратора путем

применения подвижных элементов и др.

Однако все эти предложения не нашли широкого примене-

ния на практике. Ресурс калибратора определяется, в основном,

210

абразивным износом рабочей поверхности, который пропорцио-

нален нагрузке и обратно пропорционален твердости изнашива-

емого материала. Кроме того, на износостойкость рабочей по-

верхности оказывает влияние качество и скорость потока буро-

вого раствора в зоне работы калибратора. Все эти факторы – и

нагрузки на вставки, и скорость вращения, и скорость потока

бурового раствора и материал вставок необходимо учитывать

при совершенствовании конструкций и разработке новых изно-

состойких калибраторов.

Рис.4.22. Конструкции существующих калибраторов:

Нагрузка (Н) на одной вставке, закрепленной в лопасти ка-

либратора, может быть определена с учетом глубины внедрения

(щ) в виде степенной зависимости nzhN , (4.66)

где з и н – опытные коэффициенты.

Значение опытных коэффициентов (табл.4.8.) получено

при математической обработке экспериментальных кривых,

описывающих внедрение вставок в породу.

Значения коэффициентов з и н в формуле Н=зщн (числи-

тель – з, кГс/ммн, знаменатель –н)

«а» «б» «в» «г» «д»

211

Таблица 4.8. Вставки

Группа

пород по

твердости

Мягкие

Средние

Твердые

Крепкие

Твердосплавная

сферическая вставка

051

634

,

221

1687

,

191

2424

,

121

3367

,

Алмазно-

твердосплавная

вставка 631

955

,

701

5857

,

711

7174

,

491

6428

,

Твердосплавные и алмазно-твердосплавные вставки, кото-

рыми оснащают калибраторы, имеют близкие значения по

нагрузкам, особенно для твердых и крепких пород в области ма-

лых глубин внедрения (рис.4.23).

Глубина внедрения вставки выражается через параметры

конструкции калибратора и режима бурения формулой вида

2

cosh , (4.67)

α – радиальный угол между исследуемой вставкой и предыду-

щей по ходу вращения; φ – угол наклона торца вставки к оси

абсцисс; ω – скорость вращения.

Значение нагрузки на вставку в буровом инструменте за-

висящее от свойств горных пород, режима бурения, конструк-

ции вставки и калибратора получается путем подстановки (4.67)

в (4.66):

ncos

zN

2. (4.68)

Из формулы (4.68) следует, что при прочих равных усло-

виях и режимах бурения наиболее сильным конструктивным па-

раметром, определяющим уровень нагрузок на вставки калибра-

тора, остается радиальный угол α. Для снижения нагрузок на

вставках путем уменьшения угла α необходимо увеличивать ко-

212

личество лопастей и равномерно распределять их по рабочей

поверхности инструмента. Таким образом, одним из основных

направлений повышения стойкости и долговечности калибрато-

ров является разработка многолопастных конструкций.

Рис.4.23.Зависимость нагрузки от глубины внедрения

твердосплавной сферической вставки (1) и твердосплавной

вставки (2) в мягкие (М), средние (С), твердые (Т) и крепкие (К)

породы.

В серийных калибраторах (рис.4.20.) длинные спиральные

лопасти не способствуют эффективной очистке и охлаждению

породоразрушающих элементов, увеличение их количества при-

ведет к ухудшению промывки и налипанию бурового шлама в

межлопастных проемах. Для улучшения очистки и охлаждения

лопастей калибратора длинные спиральные лопасти разделены

гидравлическими кольцевыми проемами на отдельные участки,

т.е. лопасти выполнены прерывистыми. Кольцевой проем, имея

базовую поверхность, используется одновременно как участок

для обслуживания и ремонта калибратора.

Первые конструкции новых калибраторов диаметром 215,9

и 295,3 мм были испытаны на производственных площадях тре-

ста Комплексные буровые работы ГНКАР и показали высокую

износостойкость и надежность в работе.

При износе по диаметру на 2-4 мм стойкость калибратора

составляла 1600-1722 ч. В дальнейшем совершенствовались

213

конструкции и технология изготовления, в результате стойкость

калибраторов достигла более 2000 ч, что значительно превыша-

ет стойкость алмазных или шарошечных долот.

Рис.4.24.Общий вид калибраторов с прерывистыми лопа-

стями: а –К 165,1СТ; б –К 215,9 СТ; в –295,3 СТ.

За период внедрения разработки на буровые предприятия

треста КБР ГНКАР поставлено свыше 500 шт.калибраторов 4-6

лопастного типа диаметром от 120,6 до 393,7 мм. Конструкции

основных типоразмеров калибраторов показаны на рис.4.24.

4.6.Разработка зарезных долот с оптимальной кон-

струкцией и схемой размещения элементов вооружения

При поломке элементов бурильной колонны, инструмен-

тов и другого оборудования и невозможности извлечь из сква-

жины оставшиеся элементы принимается решение специальны-

ми компоновками выполнить забуривание нового ствола над

аварийным интервалом и продолжить бурение.

При забуривании (зарезке) нового ствола успешно приме-

няются зарезные долота истирающе-режущего типа диаметром

163,5-292,9 мм, оснащенные вставками из композиционного

алмазосодержащего материала славутич.

На рис.4.25 приведен общий вид долота истирающе-

режущего типа «А» 214,3 МС (А – для ликвидации аварий; 214,3

-диаметр долота в мм; МС-предназначено для забуривания ство-

лов в чередующихся по твердости мягких (М) и средних (С) по-

родах).

214

Рис 4.25. Зарезное долото А 214,3 МС.

Торцевая поверхность долота выполняется в виде конуса с

углом при вершине 150°, направленного в противоположную от

забоя сторону, оснащена вставками славутича цилиндрической

формы со сферической формой головки Короткая (в сравнении с

другими типами долот) у этих долот цилиндрическая калибрую-

щая поверхность, пересекаясь с конусной торцевой, образуют ре-

жущую кромку, оснащенную цилиндрическими вставками с кли-

новой формой головки, позволяющую эффективно осуществлять

зарезку в боковую стенку скважины. Образующая затыловочного

участка, примыкающего к цилиндрической калибрующей поверх-

ности, наклонена под углом 15° к оси долота.

Калибрующая и затыловочная поверхности долота оснаща-

ются вставками славутича цилиндрической формы с плоской

или сферической головками.

Форма рабочих поверхностей весьма неустойчива относи-

тельно оси долота (скважины) и сравнительно легко, в соответ-

ствии с функциональным назначением долота, обеспечивает от-

ход от старого ствола скважины.

Торцевая поверхность долота радиальными промывочны-

ми пазами разделена на 2-6 секторов. Промывочная жидкость

поступает из внутренней полости долота по осевым каналам в

радиальные пазы и далее по промывочным пазам на калибрую-

щей поверхности направляется в затрубное пространство, обес-

печивая охлаждение и очистку долота.

Для определения и сопоставления уровня оснащенности до-

лот изтирающе-режущего типа применяются обычно коэффици-

215

енты оснащенности торцевой и калибрующей рабочих поверхно-

стей.

Коэффициент оснащенности торцевой поверхности определя-

ется как отношение суммарной площади вставок jiS , на произ-

вольном кольцевом участке торцевой рабочей поверхности ши-

риной R , ограниченном радиусами R1 и R2 (рис.4.26) к площади

кольцевой поверхности jS , т.е. проекции участка торцевой по-

верхности на плоскость, перпендикулярную оси скважины.

Рис.4.26.Радиальное сечение зарезнего долота–А214,3МС.

При этом зависимость коэффициента оснащенности торце-

вой поверхности TjK вдоль радиуса долота

jR определяется из вы-

ражения

j

n

ij,i

jTJ

S

S

RfK

1 , (4.69)

где jiS , -площадь i-й вставки п-количество вставок на ж-ом коль-

цевом участке торцевой поверхности долота; RRS cpjj 2

площадь проекции торцевой поверхности долота в виде кольцево-

216

го участка шириной ммR 1 ; срjR -средний радиус ж-го коль-

цевого участка.

Среднее значение коэффициента оснащенности торцевой

поверхности долота КТ определяется как отношение площади

вставок на торцевой поверхности к площади проекции торцевой

поверхности долота радиусом Р на плоскость, перпендикулярную

оси скважины

,2 2R

SnK

TTT

(4.70)

где Tn-количество вставок; TS

-площадь вставки.

Коэффициент оснащенности боковой (калибрующей) по-

верхности определяется из подобного выражения

б

j

k

i

б

ji

j

б

jS

S

hfK

1

,

, (4.71)

где б

iS - площадь и-й вставки на боковой поверхности; к -

число вставок, находящихся в кольце высотой h ;

hRSб

j 2 -площадь кольца высотой h на калибрую-

щей поверхности долота радиусом R.

Среднее значение коэффициента оснащенности боковой

поверхности долота Кб определяется как отношение площади

вставок на боковой поверхности к площади боковой поверхно-

сти долота радиусом R и высотой h

,2 Rh

SnK

ббб

(4.72)

где бn-количество вставок; бS

-площадь вставки.

Для расчета схемы размещения вставок на торцевой поверх-

ности долота разработаны алгоритм и программа для ЭВМ, в со-

ответствии с которыми по заданной зависимости i

T

j RfK ,

форме профиля долота и диаметру вставок рассчитывалось количе-

ство вставок и расстояние каждой из них от центра долота.

217

Результаты расчета схемы оснащения торцевой поверхно-

сти зарезного долота истирающее-режушего типа диаметром

214,3 МС приведены в табл.4.9. (первые две графы - №№ вста-

вок и расстояние jR , вставок от центра долота). Для краткости

изложения в табл.4.9 приведены результаты расчета схемы

оснащения центральной и периферийной частей долота.

Результаты расчета схемы оснащения торцевой рабочей по-

верхности долота диаметром 214,3 МС

Таблица 4.9. №

вставок

Rj,

мм

tj,

мм ммRcp

j , ммlcp

k , №

вставок

Rj,

мм

tj,

мм ,cp

jR

мм

,cp

kl

мм

1 5,8 1,8

5,6 8,6 14,0 12 32,1

2 11,4 1,3

3,2 13,1 24,5 13 33,4

3 14,7

1,0 15,2 78,5 100 96,4

Вставки

№ 100-107

70,0cp

jt

99,2 -112,2

4 15,7 1,8

4,9 18,2 16,0 101 98,2

5 20,6 0,3

0,9 21,1 87,3 102 98,5

6 21.5 0,7

1,5 22,3 52,4 103 99,2

7 23,0 0,1

1,5 23,8 52,4 104 99,3

8 24,5 0,6

3,5 26,2 22,4 105 99,9

9 28,0 Вставки

№ 9-13 35,1cp

jt

30,6 58,2

0,5

1,0 106 100,4

10 29,0 0,9

1,3 107 101,3

11 30,3

При проведении расчета схемы оснащения были приняты

следующие значения коэффициентов:

КТ=0,261=const; Кб=0,173=const В табл. 4.10 приведена ха-

рактеристика вставок, принятых для оснащения зарезного доло-

та.

218

Характеристика вставок, оснащающих зарезное долото.

Таблица. 4.10. Н

ом

ер о

твер

сти

я

Раб

оч

ая п

овер

хн

ост

ь

Фор

ма

и т

ип

ор

азм

ер

вст

авок

Ко

ли

чес

тво

вст

авок,

шт.

Геометрические размеры вставок, мм

Об

ъем

Слав

ути

ча

в о

дн

ой

вст

авке,

м

м3

Об

щи

й о

бъем

сл

аву

ти

ча,

мм

3

Ди

амет

р

Вы

сота

Вы

сота

сло

я

слав

ути

ча

Рад

иус

сфер

и-

чес

ко

й г

оловк

и

1-72 73-90

91-107

Торцевая Тоже

Тоже

0221 0207

0224

72 18

17

10 10

10

9 13

9

5 7

7

7,0 5,5

7,0

315 440

472

22680 7920

8024

1 Всего Торцевая - 107 - - - - - 386 24

1-12 Угловая

кромка 0320 12 12 12 10 - 973 11676

1-12

13-75

Калибру-

ющая

Тоже

0237

0236

12

63

10

10

8

8

5

3

100,0

100,0

392

231

4704

14553

Всего Калибру-

ющая - 75 - - - - 19257

Итого - - 194 - - - - - 69557

Вычисления длины линии контакта cp

kl , приходящейся на по-

родоразрушающие элементы определяются с исползованием

следующей формулы:

t

Sl cp

k , (4.73)

где SВ - площадь поперечного сечения цилиндрической вставки; t

- шаг размещения вставок.

Для проведения анализа результатов расчета схемы осна-

щения зарезного долота, выполненного с применением коэффи-

циентов оснащенности параметры cp

kl и jt на рабочих поверхно-

стях долота определялись по предлогаемому методу.

В табл.4.9 (графы 3-5) приведены результаты определения

шага tj, размещения вставок по радиусу Rj торцевой поверхности

долота и соответствующие значения cp

kl . При этом шаг размеще-

ния вставок tj определялся как разность радиальных размеров Rj,

координирующих расположение вставок на торцевой поверхно-

219

сти долота. Для вставок 1-8 значение cp

jR определялось как сред-

нее значение двух соседних вставок, для остальных cpjR ,

cp

jt , cp

kl

принималось как среднее значение 4-9 вставок (см. табл. 4.9).

На рис.4.27 приведено распределение cp

kl и jt по радиусу Rj

(торцевая поверхность), калибрующей (hк) и затыловочной (hз) ра-

бочим поверхностям зарезного долота истирающе-режущего типа

МС диаметром Ф 214,3мм при расчете с применением коэффи-

циентов оснащенности TjK и б

jK .Анализ результатов показывает,

что при расчете схемы оснащения с применением выше-

указанных коэффициентов не наблюдается какая-либо система

значений шагов tj размещения вставок. Область распределения

106 шагов по радиусу долота ограничена кривыми 2 и 3

(см.рис.4.27) с минимальными и максимальными значениями ша-

гов.

Рис. 4.27. Распределения cp

kl (1) и шага jt (2-3) по радиусу (Rj) ка-

либрующей (hк) и затыловочной (hз) рабочих поверхностей долота диа-

метром Ф214,3 мм истирающе-режущего типа МС полученные при

расчете схемы с применением коэффициентов оснащенности TjK и б

jK .

Например, значение шага tj=0,1мм (22 шага) наблюдается в

широком диапазоне радиальных размеров (Rj=47,1-99,2мм), зна-

чение шага ммt j 2,05,0 (26 шагов)-в диапазоне радиальных

размеров Rj=39,1-100,4 мм tj=1,0-0,6 мм (25 шагов) Rj =15,7-

220

101,3 мм; tj = 2,9-1,1мм (28 шагов) Rj=21,5-98,2 мм; tj=5,6-3,0 мм

(5 шагов) Rj=5,8-24,5 мм. Так как шаг размещения вставок взаи-

мосвязан с площадью контакта вставок с породой, то неравно-

мерность распределения шагов приводит к неравномерности

распределения площади контакта вставок.На кривой icp

k Rfl

можно выделить отрезки образующей длиной около 10 мм, че-

редующиеся с минимальным и максимальным оснащением, от-

личающиеся по значениям в 1,4-1,9 раза, что не обеспечивает

равномерность износа рабочих поверхностей зарезного долота.

Оснащение режущей кромки долота в 1,5-1,6 раза ниже

оснащения периферийной торцевой поверхности, что также не

обеспечивает равномерность износа.

Для расчета схемы размещения предложена зависимость,

позволяющая определить шаг ti размещения породоразрушаю-

щих элементов по образующей рабочей поверхности

,2 iИi

iRK

St

(4.74)

где Sв-площадь сечения вставки; Ri- текущий радиальный раз-

мер торцевой поверхности инструмента; KИ-интегральный ко-

эффициент (функция оснащенности).

Знаменатель вышеуказанного выражения определяет сред-

нее значение длины линии контакта вставок лк с горной породой

на участке образующей рабочей поверхности длиной ti. При

этом площадь контакта вставок с забоем S на отрезке образу-

ющей ti равна ik tlS , площадь забоя ,3 icpi tRS

зИi SSK / (см.рис.4.26).

В соответствии с техническим решением значение инте-

грального коэффициента ieK (функции оснащенности) определя-

ется произведением двух основных составляющих: коэффициен-

та твердости КТ=0,030-0,690 и функции нагрузки КН(л) по обра-

зующей л профиля инструмента, граничные значения которой

находятся в пределах 0,123-1,000, т. е.

.lKKK HTИi (4.75)

221

Образующая л профиля зарезного долота представлена от-

резками прямых (см. рис. 4.26):

л1=108,21+2,43=110,64 мм - торцевой участок;

л2=30 мм - калибрующий участок;

л3=35 мм - затыловочный участок.

В связи с отсутствием криволинейных участков профиля

рабочей поверхности зарезного долота значение функции

нагрузки можно принять равным единице.

Для сравнения расчетов схем размещения вставок на тор-

цевой рабочей поверхности зарезного долота с применением ко-

эффициентов оснащенности и интегрального коэффициента пе-

рекрытия предлогается следующиее.

Определяется значение интегрального коэффициента пе-

рекрытия по формуле

,бп

ИS

SnK

i

(4.76)

где нв=107 - количество вставок на торцевой поверхности; СБ -

площадь поперечного сечения вставки, Сбп-боковая поверхность

круглого конуса с диаметром основания 202,6 мм и углом между

образующей и осью вращения, равным 75° (см. рис.4.26).

Определяется угловой коэффициент «к» функции лк торце-

вой поверхности зарезного долота

,51,1

l

llk

нач

к

кон

к

где нач

кl и кон

кl -начальное и конечное значения функции лк на

участке л образующей рабочей поверхности. При этом нач

кl =10,30 мм (можно принять равным диаметру вставки),

Ик

кон

к КRl 2 .

Для сопоставления расчетов, выполненных с применением

коэффициента оснащенности и

коэффициента перекрытия, количество вставок (107 шт.),

диаметр (10 мм), радиальные координирующие размеры вставок

№ 1 (Рн=5,8 мм) и № 107 (Рк=101,3 мм) принимаются равными.

222

При расчете шага размещения вставок используется фор-

мула .k

Bi

l

St

Значение лк для вставки № 2 определяется из выражения

.1

2 tkll нач

kk

В общем случае .11tkll

ii kk

(4.77)

Путем последовательного выполнения расчета по всей

длине л торцевого участка (см. рис 4.26), определяется количество

вставок, значение лк для каждой вставки, координаты отверстий

для размещения вставок (Ri).

Результаты расчета схемы оснащения торцевой рабочей по-

верхности долото диаметром Ф214,3мм истирающе-режущего ти-

па МС с использованием интегрального коэффициента перекры-

тия приведены в табл. 4.11 (центральная и периферийная части

долота).

Режущая кромка зарезного долота с учетом более сложных

условий работы в сравнении с торцевой поверхностью оснащается

вставками Ǿ 12 мм с клиновой формой головки, при этом количе-

ство их равно 168,44:12=14,04. Принимается нБ=15 шт., уточняет-

ся лк для режущей кромки ммlk 1801512 .

Затем рассчитывается схема размещения вставок на калиб-

рующей и затыловочной рабочих поверхностях долота. На осно-

вании опыта проектирования зарезных долот общая длина выше-

указанных участков 2l и

3l составляет 0,25-0,35 диаметра долота

Dд: ммDll Д 3,643,2143,03,032 принимается л2=30 мм,

л3=35 мм.

Значение нач

кl для калибрующей и затыловочной частей при-

нимается равным значению лк для режущей кромки

ммll pk

k

нач

к 180 .

На основе ммll нач

к

кон

k 403,02,0 , с учетом длин 2l и

3l определяется значение углового коэффициента кк функции лк

на калибрующей и затыловочной поверхностях, при этом значе-

ние его составляет кк =2,18.

223

Oпpeдeляeтся знaчeниe лк для вставки № 1 на калибрующей

поверхности

ммlкll i

кнач

кk 52,1641,718,21801

На основе вышеуказанных зависимостей для торцевой поверхно-

сти, определяется количество вставок, значение ti, lk и расстояние

каждой вставки от торца долота для вставок калибрующей и за-

тыловочной поверхностей.

На рис.4.28 приведено распределение lк (кривая 1), шага ti

и объема вставок Vсл (кривая 3) по образующей l рабочего про-

филя долота Ф214,3МС

Результаты расчета схемы оснащения торцевой рабочей по-

верхности

Таблица. 4.11 №

вста

вок

ммl ,ki

tи, мм мм,li

Rj,

мм

№

вста-

вок

ммl ,ki

tj,

мм ммli , Rj,

мм

1 10,30 6,00 5,8 99 154,52 100,77 97,3

4,62 0,52

2 17,33 10,62 10,3 100 155,31 101,29 97,8

3,54 0,52

3 22,72 14,16 13,7 101 156,10 101,81 98,3

2,96 0,52

4 27,22 17,12 16,6 102 156,89 102,33 98,8

2,58 0,52

5 31,15 19,70 19,0 103 157,68 102,85 99,3

2,35 0,51

6 34,73 22,05 21,3 104 158,46 103,36 99,8

2,12 0,51

7 37,96 24,17 23,3 105 159,24 103,87 100,3

1,97 0,51

8 40,96 26,14 25,2 106 160,02 104,38 100,8

1,84 0,50

9 43,76 27,98 27,0 107 160,78 104,88 101,3

Значение лк на режущей кромке долота определяется из со-

отношения

ммkRl pk

k 44,168615cos/30,10 0 .

224

Рис.4.28. Распределение лк (1), шага тж (2) и объема вста-

вок Всл (3) по образующей л рабочего профиля долота диамет-

ром 214,3 МС, полученные при расчете схемы с применением

интегрального коэффициента перекрытия Ки.

На торцевой поверхности значение lк составило 10,30 мм

(вставка № 1)- 160,78 мм (вставка № 107), значение шага t =

4,62-0,50 мм соответственно; на калибрующей и затыловочной

поверхностях лк=164,52 мм (вставка № 1) - 38,29 мм (вставка №

75), шаг т=0,48-2,05 мм соответственно.

Анализ полученных результатов позволяют отметить, что

при применении предлагаемого метода расчета схемы оснаще-

ния обеспечивается равномерное распределение ставок на рабо-

чих поверхностях, следовательно равномерный износ.

Следует отметить, что функция лк=ф(л) определяет рас-

пределение площади контакта рабочего слоя вставок с забоем

скважины и его объем Всл по образующей л забоя скважины.

На отрезке Δл=1мм образующей л объем рабочего слоя ра-

вен ΔВсл=лк·1·щсл (щсл - высота , рабочего слоя славутича, мм).

Объем слоя на отрезке ти образующей л равен

слik

t

сл htlV , что позволяет при расчете обоснованно назначать

высоту слоя вставок в зависимости от их расположения на рабо-

чей поверхности.

В табл. 4.12. приведена характеристика вставок славутича,

принятых для оснащения зарезного долота 214,3 МС, при этом в

225

соответствии с расчетом высота слоя славутича вставок на тор-

цевой поверхности увеличивается с 3 мм до 7 мм в направлении

от центра долота к периферии, на калибрующей и затыловочной

поверхностях уменьшается с 5 мм до 2 мм по мере удаления от

режущей кромки.

Характеристика вставок, приведенная в табл.4.12. приме-

няется на первом этапе.

Характеристика вставок, принятых для оснащения зарезне-

го долота Ф214,3 МС при расчете с применением интегрального

коэффициента перекрытия Ки

Таблица 4.12.

Но

мер

отв

ер-с

тия

Раб

оч

ая п

овер

х-н

ост

ь

Фо

рм

а и

ти

по

-раз

мер

вст

аво

к

Ко

ли

-чес

тво

вст

аво

к,

шт.

Геометрические размеры

вставок, мм

Об

ъем

сл

аву

тич

а в о

дн

ой

вст

авке,

мм

3

Об

щи

й о

бъ

ем с

лав

у-т

ич

а

мм

3

Ди

а-м

етр

Вы

-

сота

Вы

сота

сло

я с

лав

у-

тич

а

Рад

иу

с сф

ери

-

чес

ко

й г

оло

вки

1-10

11-27

28-49

50-90

91-

107

Торцевая

То же

0211

0221

0212

0221

0224

10

17

22

41

17

10

10

10

10

10

10

10

10

13

9

3

5

6

7

7

10,0

7,0

10,0

5,5

7,0

183

315

418

440

472

1830

5355

9196

18040

8024

Всего Торцовая - 107 - - - - - 42445

1-15 Угловая

кромка

0320 15 12 12 10 - 973 14595

1-19

20-34

35-75

Калибрую-

шая

То же

0237

0236

0253

19

15

41

10

10

10

8

8

8

5

3

2

100,0

100,0

100,0

392

231

153

7448

3465

6273

Всего Калибрую-

щая

- 75 - - - - - 17186

Итого - - - - - - - - 74226

После отработки долота проводят измерения износа вста-

вок по высоте и после получения количественных показателей

226

износа осуществляют корректировку схемы расположения эле-

ментов, ориентируясь на режущую кромку.

На втором этапе работы применяется оснащение вставками

с постоянной высотой рабочего слоя и переменными значения-

ми функции лк. вариант корректировки схемы с применением

переменных значений функции лк приведен на рис.4.28 – пунк-

тирная кривая. При этом имеется возможность снизить на 30-

40% расход вставок для изготовления долота.

227

ГЛАВА 5.

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ РЕНОВАЦИОННЫХ

ТЕХНОЛОГИЙ И СООТВЕТСТВУЮЩЕГО ТЕХНИЧЕ-

СКОГО ОСНАЩЕНИЯ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И

ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ В ПРОЦЕС-

САХ ПРОИЗВОДСТВА БУРОВЫХ РАБОТ

5.1.Основания необходимости создания и разработки

эффективных по технико-технологическим характеристи-

кам оборудования для производства скважинных РВР

Современный фонд нефтегазовых скважин, особенно рас-

положенных на морских шельфах, характеризуется как отмече-

но выше, значительной глубиной, уменьшенным диаметром

скважины в нижних горизонтах, повышенной сложностью и др.,

что является источником возникновения сложных аварийных

ситуаций. На фоне современной тенденции увеличения количе-

ства бурящихся и действующих скважин это проводит к еже-

годному росту количества ремонтно-восстановительных работ,

требующих значительных средств и времени. Поэтому успеш-

ное проведение ремонтно-восстановительных работ (РВР) и воз-

вращение аварийных скважин в фонд действующих имеет боль-

шой экономический эффект и способствует защите окружающей

среды.

В связи с этим в последние годы из-за недостаточного фи-

нансирования и сокращения объемов бурения руководствами

производственных образований ГНКАР сделана ставка на со-

хранение действующего фонда за счет производства ремонтных

работ, т.е. проведения эффективных геологических, технических

и технологических мероприятий на простаивающем и бездей-

ствующем фондах, а также восстановления скважин ликвидиро-

ванного фонда бригадами подземного и капитального ремонта.

Это существенно повысило значимость ремонтных работ, харак-

теризуемых малой финансоемкостью и высокими технико-

экономическими показателями.

228

Видимо не без оснований, что важность направления работ

с категорией бездействующего и ликвидированного фонда

скважин отмечена национальными экспертами межгосудар-

ственного экономического комитета стран СНГ, первое заседа-

ние которых по проекту «Экономическая эффективность и без-

опасность в странах СНГ» состоялось 29-30 сентября 1998 года

в Баку. Это нашло свое отражение в пакете программ (всего 17

пунктов), представленный ГНКАР для включения в указанный

проект в нижеприводимых формулировках:

-обследование всех пробуренных скважин, находящихся в

ликвидации, с целью их реабилитации;

-ускорение работ по текущему и капитальному ремонту

скважин и улучшение их качества.

Отсюда становится ясно насколько эффективным и важ-

ным является работа с простаивающим, бездействующим и лик-

видированным фондами скважин. Следовательно, исследования

по разработкам регламентов, как технических, так и технологи-

ческих, для ведения ремонтно-восстановительных работ на ука-

занных фондах скважин являются перспективными, находятся в

кругу интересов развития отрасли и имеют важное народно-хоз-

яйственное значение.

Успешность производства ремонтно-восстановительных

работ в основном предопределяется информационным обеспе-

чением и обоснованностью реализуемой стратегии в соответ-

ствующей обстановке. Базу этого обеспечения составляет,

накопленный в настоящее время, промысловый опыт по произ-

водству РВР. Промыслово-статистический материал опыта про-

изводства РВР является основой формализации и автоматизации

технологии принятия решения по выбору стратегии ликвидации

аварий в соответствующей промысловой обстановке.

Анализ статистических данных свидетельствует о том, что

большинство бурящихся на шельфах скважин по различным

причинам ликвидируются или консервируются на длительный

срок. Так, по данным на 1999 год 80% из пробуренных скважин

рядом операционных нефтяных компаний бывшего СССР лик-

видированы. Число таких ликвидированных скважин в среднем

229

по странам СНГ составляет порядка 50%, а в США-20%, от об-

щего количества пробуренных.

Надо отметить, что на настоящее время оснащенность и

технические возможности бригад капитального ремонта сква-

жин во всех нефтегазоносных регионах СНГ, в том числе в

Азербайджане, весьма ограничены. Такое их состояние пред-

определяет невозможность выполнения необходимого набора

технологических операций для восстановления и способствует

увеличению количества бездействующих и ликвидированных по

техническим причинам нефтяных и газовых скважин. Поэтому

интересным представляется также выход на международный

рынок нефтегазопромыслового оборудования путем разработки

конкурентно- способных образцов внутрискважинной техники

для производства работ на скважинах ликвидированного фонда

и освоения их изготовления по западным стандартам.

При оценке стоимостных показателей подобного класса

оборудования, которые, кстати, по удельной стоимости занима-

ют после летательных аппаратов и компьютерной техники 3-е

место на мировом рынке, указанные выше преимущества при-

обретают еще большее значение.

Понимая всю ответственность и перспективность этой

проблемы под руководством и непосредственном участии авто-

ра настоящих исследований за период 1995-2005 г. созданы уни-

кальное конструкции внутрискважинной техники различного

назначения для работы со скважинами ликвидированного фон-

да, которые по своему уровню не уступают, а в некоторых слу-

чаях превосходят технический уровень лучших зарубежных

аналогов.

Уникальность разработок заключается в том, что в их ос-

нову заложены ниже приводимые требования: возможность

расширения функционально-технологических возможностей за

счет совмещения производимых операций; расширение области

применяемости; повышение эксплуатационных показателей;

надежность функционирования исполнительных органов обору-

дования; техническое и технологическое упрощение конструк-

ции и их новизна; уменьшение трудоемкости производства ре-

230

навационных работ; уменьшение габаритных размеров и ме-

таллоемкости изготовления. Большинство разработок, как в це-

лом, так и по отдельным узлам имеют новизну, а их эффектив-

ность подтвердилась при их практическом использовании в раз-

личных сочетаниях и технологической последовательности,

продиктованной состоянием ликвидированной скважины, на

предприятиях нефтегазоносных регионов стран СНГ и ГНКАР.

Как сами разработки, так и научно-практические результаты их

внедрения неоднократно докладывались и демонстрировались

на различных формулах отечественного и зарубежного уровней.

Полученные результаты по работам с ликвидированным

фондам скважин существенно отражаются на себестоимости

производимой продукции, что принимает особую важность в

условиях мирового экономического кризиса, снижения цен на

энергоносители и подчеркивает важность тем, что мероприятия

по деятельности со скважинами ликвидированного фонда зало-

жены в совместную энергетическую программу экономического

совета стран СНГ. Однако это не исключает неопровержимо

стимулирующее развитие в нефти и газодобывающей промыш-

ленностях, темпов бурения новых скважин различного назначе-

ния. Но надо отметить, что уровень развития этого класса работ

значительно сдерживается из-за аварий и осложнений, на лик-

видацию которых затрачивается 10-12% общего времени, за-

трачиваемого на бурение новых скважин.

Следовательно, проблема предотвращения аварий и

осложнений по-прежнему актуальна. Решение ее позволило бы

сократить значительные средства и время, затрачиваемое на бу-

рение скважин, и повысить тем самым еготехнико-

экономические показатели.

Следует отметить, что все аварии в бурении условно под-

разделяются на следующие виды: аварии с элементами колонны

бурильных труб, прихваты бурильных и обсадных колонн, ава-

рии с долотами, аварии с обсадными колоннами и элементами

их оснастки; аварии из-за неудачного цементирования, аварии с

забойными двигателями; аварии в результате падения в скважи-

ну посторонних предметов, прочие аварии.

231

Надо отметить, что независимо от вида аврии магнитные

грузоподъемные устройства занимают особое место в перечне

ремонтно-восстановительного оборудования. Несмотря на раз-

работку и применение большого количества модификаций этих

устройств, эксплуатационные характеристики этих устройств не

отвечают современным требованиям. В связи с этим существует

настоятельная необходимость улучшения их геометрических,

конструктивных и грузоподъемных характеристик, что может

быть сделано при использовании в конструкциях устройств вы-

сокоэнергетичных постоянных магнитов.

В настоящее время в отечественной и зарубежной практи-

ке ремонтно-восстановительных работ в скважинах использует-

ся магнитные захватные устройства-фрезеры типа ФМ без меха-

нического захвата для удержания попавшего внутрь скважины

металлических предметов, ФМЗ-с механическим захватом, в ко-

торых используется магнитный сердечник из сплава марки

ЮН14ДК25Б по ГОСТ 17809-72. Основными недостатками су-

ществующих устройств является ограниченная грузоподъем-

ность, зависящая от механических свойств материала сердечни-

ка, а также возможность постепенного размагничивания предва-

рительно намагниченного в заводских условиях сердечника, что

приводит к необходимости создания магнитной системы с мак-

симальной энергией и наименьшими потерями. К основным

требованиям, предъявляемым к конструкциям магнитных

устройств, относится обеспечение наибольшей грузоподъемно-

сти при наименьших размерах (диаметрах) инструмента и

наибольшего числа спуска в скважину до повторного намагни-

чивания. Повышение грузоподъемности и ресурса работы (чис-

ло спусков в скважину) инструментов можно обеспечить путем

модернизации конструкции магнитной системы – основного ра-

бочего органа магнитного инструмента за счет улучшения энер-

гетических показателей ее исполнительных элементов.

В условиях ограниченных диаметральных размеров сква-

жины увеличение грузоподъемности возможно только за счет

применения высокоэнергетичных магнитов на основе системы

Нд-Фе-Б. Замена магнитных систем предыдущего поколения, в

232

которых используются магниты Альнико, на системы с магни-

тами Нд-Фе-Б должна увеличить их грузоподъемности в 2-4 ра-

за. Однако такое увеличение мощности грузоподъемных

устройств с постоянными магнитами может привести к нежела-

емым эффектам в процессе спуска инструмента и после извле-

чения аварийных объектов из скважины. Поэтому разработка

мощного устройства с регулируемым магнитным полем являет-

ся очень актуальной задачей.

С этой целью проведены теоретическое и конструкторские

исследования по разработке, изготовлению и практическому ис-

пользованию экспериментальных образцов магнитных

устройств с повышенной грузоподъемностью на основе высоко-

энергетичных магнитов на базе РЗМ. Обеспечение конкуренто-

способности разработанной конструкции устройств на между-

народных рынках данного класса нефтепромыслового оборудо-

вания достигнуто путем улучшения как их удельных эксплуата-

ционных и технико-экономических характеристик, так и показа-

телей работоспособности и качества. Такие устройства позво-

ляют с большей эффективностью проводить ремонтно-восста-

новительные работы на аварийных скважина, что ускорит их

возвращение в фонд действующих для продолжения реализуе-

мой технологической операции.

5.2.Современные магнитотвердые материалы на основе

редкоземельных магнитов для изготовления захватных ме-

ханизмов скважинных магнитных грузоподъемных

устройств.

В последнее десятилетие в мире наблюдается устойчивый

рост производства редкоземельных магнитотвердых материалов,

повышаются их качественные характеристики.

В настоящее время рекордными магнитными свойствами

при комнатных температурах обладают спеченные редкоземель-

ные магниты (РЗМ) на основе Nd-Fe-B, полученные методом

порошковой металлургии.

233

Наиболее важными характеристиками магнитотвердых ма-

териалов наряду с НС являются остаточная индукция Вr и мак-

симальное значение произведения координат кривой размаг-

ничивания (ВН)max – так называемое энергетическое произве-

дение, а также рабочая температура.

Остаточная индукция этих материалов может достигать

Br=1,45Тл, а энергетическое произведение (BH)max= 420 кДж/м3.

Такие высокие магнитные свойства позволяют не только

уменьшить габариты существующих приборов и систем, но и

создавать принципиально новые.

На рис.5.1 показаны основные области применения спе-

ченных магнитов на основе сплавов Nd-Fe-B. Магниты этого

класса также широко применяются в сепараторах, магнетронах,

генераторах, разнообразных датчиках, счетчиках, разнообраз-

ных реле, медицинском оборудовании, рекламе.

Применять магнитотвердые материалы во многих случаях

экономически и технически гораздо выгоднее, чем электро-

магниты постоянного тока. Для создания заметных постоянных

полей требуется большой расход электроэнергии. Поскольку по-

следняя имеет стойкую тенденцию к удорожанию, то выгода

применения постоянных магнитов возрастает.

Рис. 5.1. Основные области применения спеченных магни-

тов на основе сплавов Nd-Fe-B.

Своими высокими магнитными свойствами спеченные

редкоземельные магниты обязаны особенной микроструктуре.

Во-первых, все сплавы РЗМ с высокими магнитными свойства-

ми анизотропны, то есть высокие магнитные свойства характер-

234

ны для одного направления. При высокой степени анизотропии

(текстуры) в других направлениях намагнитить анизотропный

магнит вообще невозможно.

Наряду с несомненными достоинствами магниты на основе

Nd-Fe-B имеют и ряд недостатков. Прежде всего, к ним можно

отнести сравнительно невысокую температуру Кюри Тс =315оС

нелегированных сплавов. Вследствие этого упомянутые сплавы

имеют большие коэффициенты обратимых потерь остаточной

индукции α(Вr)=0,13%/°С и коэрцитивной силы β(Hc)=0,7%/°С

и, соответственно, невысокую рабочую температуру Т(5%)=80°С

(температуру, при которой необратимые потери магнитного по-

тока стандартного образца составляют 5%).

Говоря о термостабильности магнитотвердых сплавов,

необходимо отметить, что она зависит не только от состава маг-

нитного материала, но и от формы постоянного магнита. В

справочниках принято приводить значение температуры 5%-х

потерь для магнита цилиндрической формы с отношением

L/D=0,72, где L – расстояние между полюсами магнита, D – его

диаметр, а магнит намагничен вдоль оси цилиндра. Если магнит

имеет более вытянутую форму, то его термостабильность выше,

чем приведенная в таблице 5.1. Например, для магнита марки

N38 с отношением L/D=1,0 Т(5%) составляет +130°С, в то время,

как ее значение, приводимое в справочниках, + 80°С. С физиче-

ской точки зрения это явление обусловлено тем, что нагревание

магнита при увеличении L/D происходит в размагничивающем

поле меньшей напряженности. Магниты в форме правильных

прямоугольных призм всегда показывают термостабильность на

10-20°С выше, чем цилиндрические образцы с соответственным

отношением длины к диаметру.

Вторым существенным недостатком магнитов на основе

Nd-Fe-B является их относительно низкая коррозионная стой-

кость. В нормальных условиях они ржавеют, как обыкновенное

железо. Ситуация ухудшается в случае повышенной влажности.

Но этот недостаток легко устраним путем нанесения тонких за-

щитных покрытий толщиной 20-30 мкм.

235

Однако магниты на основе Nd-Fe-B заметно дешевле и

лучше поддаются механической обработке, легко режутся ре-

жущими алмазными инструментами.

Основные марки магнитов на основе Nd-Fe-B

Таблица 5.1.

Марка

маг-

нита

Оста-

точная

индук-

ция Вг,

Тл

Коэрцитив-ная

сила по индук-

ции НСВ, кА/м

Коэрцитивная

сила по намаг-

ниченности

НСI, кА/м

Энергетичес-

кое

произведение

(ВН) max,

кДж/м3

Рабочая

температура

Т(5%) , ºС

N30 1.12 836 >955 239 <80

N37 1.24 915 >955 295 <80

N40 1.29 915 >955 318 <80

N43 1.33 836 >876 342 <80

N45 1.37 836 >876 350 <80

N52 1.46 836 >876 420 <80

N30M 1.12 836 >1114 239 <100

N37M 1.24 915 >1114 295 <100

N40M 1.29 915 >1114 318 <100

N30H 1.12 836 >1353 239 <120

N37H 1.24 915 >1353 295 <120

N40H 1.29 915 >1353 318 <120

N30SH 1.12 836 >1595 239 <150

N35SH 1.21 892 >1595 279 <150

N38SH 1.25 892 >1595 304 <150

N28UH 1.08 812 >1910 223 <180

N30UH 1.12 844 >1910 239 <180

N30AH 1.12 844 >2338 239 <220

N16L 0.8 580 >1353 120 <120

В табл.5.2 приведены магнитные и термомагнитные свой-

ства основных магнитотвердых материалов. Пользуясь данными

таблицы, легко можно сравнивать свойства разных классов пос-

тоянных магнитов и производить предварительный отбор необ-

ходимого магнитного материала для конкретного применения.

Таким образом, область применения постоянных магнитов

на основе РЗМ постоянно расширяется за счет снижения их се-

бестоимости, а также создания новых марок магнитов с повы-

шенной остаточной индукцией и высокой рабочей темпе-

ратурой. Спеченные магниты постепенно вытесняют магниты

ЮНДК, а магнитопласты на основе Nd-Fe-B заменяют ферриты

236

в областях их традиционного применения. Такая тенденция, ве-

роятно, сохранится на ближайшие десятилетия. Надо отметить,

что объемы использования редкоземельных магнитов Nd-Fe-B в

мире с 1990 г. по 2003 г. увеличились примерно в 4 раза, т.е. с

2,5 млн. тонн до 10 млн. тонн.

Физические характеристики различных типов магни-

тотвердых материалов

Таблица 5.2.

Класс магнитотвер-

дого материала

Ост

а-то

чн

ая

Ин

ду

кц

ия

Вг ,

Тл

Пло

т-н

ост

ь,

г/см

3

Ко

эрц

и-т

ивн

ая с

ила

НС

B ,

кA

/м

Эн

ерге

ти-ч

еско

е

пр

ои

зве-

ден

ие

(ВН

) max

, k

Дж

/m3

Раб

оч

ая т

емп

ера-

тур

а

Траб

, оС

Отн

оси

-тел

ьн

ая

сто

им

ост

ь,

00С

,

Углеродистые стали ≤1,0 7,8 5-11 ≤10 ≤500 10

Магнитотвердые

ферриты ≤0.42 5 ≤310 ≤32 ≤320 15

Магниты Альнико

(ЮНДК) ≤1,40 7,0-7,3 ≤140 ≤75 ≤550 70

Магниты на основе

Sm-Co ≤1,20 8,0-8,3 ≤800 ≤260 ≤300 250

Магниты на основе

Nd-Fe-B ≤1,45 7,4-7,5 ≤1000 ≤420 ≤220 100

Магнитопласты на

основе Nd-Fe-B (изо-

тропные)

≤0,7 5,5-6,6 ≤450 ≤90 ≤150 75

Магнитопласты на

основе Nd-Fe-B (ани-

зотропные)

≤1,1 5,5-6,6 ≤300 ≤90 ≤150 80

Нанокристалличе-

ские сплавы Nd-Fe-B

изотропные)

≤1,2 - ≤330 ≤130 - -

237

5.3.Изучение магнитных и температурных свойств об-

разцов магнитов и выбор оптимального химического соста-

ва сплава для скважинных магнитных грузоподъемных

устройств

5.3.1.Обоснование конструкции магнитного захвата ло-

вильных инструментов

Магнитный ловитель состоит из постоянного магнита и

магнитопроводов, которые преобразуют магнитный поток, со-

здаваемый постоянным магнитом, и выводят его на рабочую по-

верхность ловителя. Постоянный магнит создает магнитный по-

ток пропорциональный остаточной индукции магнитного мате-

риала, из которого он изготовлен и площади полюсов магнита.

Магнитный поток в магнитопроводе пропорционален площади

сечения магнитопровода и его индукции насыщения. Для того,

чтобы подвести максимальный магнитный поток к рабочей по-

верхности скважинного магнитного грузоподъемного устрой-

ства, необходимо, чтобы постоянный магнит создавал магнит-

ный поток больший, чем магнитный поток, который может про-

пустить магнитопровод. В этом случае магнитопроводы будут

находиться в состоянии магнитного насыщения и подъемная си-

ла устройств достигнет максимального значения при заданном

диаметре ловителя.

Чем больше у магнитного материала величина (ВН)max, тем

меньше объем магнитотвердого материала, необходимый для

создания определенной величины магнитного поля в рабочем

зазоре.

Для определения магнитных и эксплуатационных характе-

ристик постоянных магнитов используемых в захватах ловиль-

ных устройств представляется необходимым провести предва-

рительный оценочный расчет силы отрыва постоянного магнита

от ферромагнитной плоскости.

При расчетах использован метод виртуальных пере-

мещений. Допусткается, что удалось оторвать магнит от плоско-

сти и сместить его на расстояние dx (см.рис.5.2). Поскольку пе-

ремещение очень малое, то силу отрыва, обозначенное как Ф

238

можно считать постоянной. Работа, совершаемая под воздей-

ствием этой силы

dA=Fdx. (5.1)

Предпологается, что вся эта работа расходуется на увели-

чение энергии магнитного поля в образовавшемся зазоре т.е.

dA= dW. (5.2)

Поскольку зазор мал, то поле в зазоре можно принять од-

нородным. Объемная энергия однородного магнитного поля

определяется выражением:

dW=B2dV/2 μоμ , (5.3)

где В–индукция магнитного поля, dВ – объем, занимаемый по-

лем; μо–универсальная магнитная постоянная- 4π×107Гн/м, маг-

нитная проницаемость воздуха μ=1.

Объем образовавшегося зазора, получающегося при сме-

щении постоянного магнита на расстояние dx:

dВ=Sпdx, (5.4)

где Sп – площадь полюса магнита.

Подставляя (5.4) , (5.3) и (5.1) в (5.2), определяется, совершае-

мая работа согласно выражения

dA=Fdx=dW= B2 Sпdx /2 μо μ, (5.5)

Рис.5.2.Иллюстрация к расчету силы отрыва постоянного

магнита от ферромагнитной плоскости.

После сокрашения на dx в обеих частях последнего равен-

ства, получаем выражение для силы отрыва магнита от ферро-

магнитной плоскости:

F= B2 Sп /2 μо μ. (5.6)

239

В зависимости от конструкции ловильных устройств

возможны 3 варианта значений индукции в зазоре:

1.Если к ферромагнитной плоскости притягивается пос-

тоянный магнит без армирующих магнитопроводов, то В не мо-

жет превышать величины Br/2 (даже при достаточно большом

расстоянии между полюсами магнита);

2.Если к плоскости притягиваются постоянный магнит и

армирующие магнитопроводы, то В на полюсе магнита может

достигать Вr;

3.Если к плоскости притягиваются только магнитопро-

воды, находящиеся в состоянии насыщения, то В=ВS , где ВS –

индукция насыщения магнитопровода.

Ниже приводится оценочный расчет магнитного ловителя

с использованием постоянного магнита из феррита бария. В ка-

честве исходного условия принято то, что постоянный магнит

должен вводить магнитопровод, выводящий магнитное поле ло-

вителя на рабочую поверхность, в состояние магнитного насы-

щения. Поскольку остаточная индукция ферритов невелика

(всего до 0,42Тл), то площадь полюсов магнита должна быть

максимальной. Это условие выполняется в конструкции магнит-

ного ловителя с магнитопроводами в виде цилиндрических сег-

ментов.

Sполюсов магнита≈2×R×Lмагнита, S магнитопровода≈πR2/2. (5.7)

Условие насыщения магнитпровода в этом случае имеет вид:

BSмагнитпровода× πR2/2<Br феррита×2×R×Lмагнита , (5.8)

после сокращения которого с учетом значений BSмагнитпрово-

да=1,8 Тл, Br феррита=0,4Тл, определяется:

Lмагнита>3,54R. (5.9)

Для технического задания (ТЗ) на скважинный магнитный

инструмент Ф118мм указывается, что магнитный блок может

занимать цилиндрический объем диаметром до 90 мм и высотой

до 200 мм и рабочая температура ловителя не превышает 120ºС

(в скважине глубиной 3500 метров).

Сравнения полученного результата с требованиями техни-

ческих условий для изготовления (ТУ) (2R=90мм, L=200мм),

свидетельствуют о том, что для ловителей небольшого диамет-

240

ра с магнитопроводами в виде цилиндрических сегментов воз-

можно использование высококачественных ферритов. К досто-

инствам ферритов можно отнести высокую коррозионную стой-

кость, а к недостаткам – высокий коэффициент обратимых по-

терь остаточной индукции (при нагревании на 100ºС остаточная

индукция феррита снижается на 20%, а коэрцитивная сила по

намагниченности еще больше на 20-40%).

Как было отмечено ранее, рекордными магнитными свой-

ствами при комнатных температурах обладают спеченные ред-

коземельные магниты на основе системы Nd-Fe-B, в частности

состав Nd15Fe77B8 с легирующими добавками. Коэффициент об-

ратимых потерь остаточной индукции этих материалов состав-

ляет α(Br) = -0,13%/°С, что вполне приемлемо для применения в

ловильных устройствах. В скважинах глубиной около 3000 мет-

ров, температура отличается от температуры на поверхности на

100°С. Необходимо только учитывать, что при комнатной тем-

пературе магнитный поток должен превышать необходимый ра-

бочий показатель на 15%. Введя такую поправку, можно быть

уверенным, что в условиях реальной нефтяной или газовой

скважины магнитный ловитель будет функционировать долж-

ным образом.

Однако постоянные магниты системы Nd-Fe-B нуждаются

в защите от коррозии. При нормальных температурах при повы-

шенной влажности спеченные магниты на основе Nd-Fe-B ржа-

веют, как обычное железо. В условиях скважины при наличии

технологической жидкости магниты надо защищать либо кон-

структивно, либо нанесением защитных коррозионно-стойких

покрытий.

Постоянные магниты на основе сплавов системы Sm-Co

несколько уступают магнитам на основе Nd-Fe-B по основным

магнитным свойствам при комнатной температуре (см. табл.

5.2), но благодаря более низким температурным коэффициентам

(α(Br)=-0,02-0,03%/°С) уже при температуре 150-180°С магнит-

ные свойства обоих классов материалов выравниваются.

241

На основании выше изложенного можно сделать вывод,

что в конструкциях магнитных ловителей можно использовать

три типа магнитно-твердых материалов:

1.Магниты на основе Nd-Fe-B, для самых мощных захва-

тов инструмента и самых сложных конструкций.

2.Магниты на основе сплавов системы Sm-Co во всех си-

стемах, где нет необходимости в максимальных магнитных по-

токах и для глубоких скважин>4500 м.

3.Магниты на основе феррита бария для систем, где пло-

щадь полюсов магнитов может быть достаточно большой.

Условия работы в скважине определяют цилиндрическую

форму ловителей. В соответствии с Техническими условиями

для изготовления (ТУ), магнитный блок должен иметь форму

цилиндра с диаметром 80-90 мм и длиной не более 200 мм. Тем-

пература в глубоких скважинах увеличивается в среднем на 1

градус на каждые 30 м глубины. Следовательно, температура

даже в самых глубоких нефтяных скважинах может превышать

температуру на поверхности Земли не более, чем на 100-150oС.

При повышении температуры на 100oС обратимые потери маг-

нитного потока постоянного магнита на основе сплавов системы

Nd-Fe-B составляют не более 15%, а у магнитов на основе спла-

вов самарий-кобальт – 2-3%. Этот факт необходимо учитывать,

потому что в глубоких скважинах магнитопроводы могут выхо-

дить из состояния магнитного насыщения и, следовательно,

уменьшать подъемную силу инструмента. Также при расчете

магнитных систем необходимо учитывать потоки магнитного

рассеивания, которые обычно составляют около 10% магнитно-

го потока, создаваемого постоянным магнитом.

Произведен расчет возможных систем магнитных лови-

телей, для оценки, выбора магнитных материалов при их созда-

нии с учетом имеющихся ТУ.

В соответствии с ТЗ на магнитный фрезер Ф118 диаметр

технологического отверстия должен составлять 35 мм, а внеш-

ний диаметр–не превышать 90мм. В этом случае при макси-

мальной ширине каждого из двух используемых магнитов со-

ставит 25мм, толщине 8-12 мм длина определяется согласно

242

условия, при котором магнитный поток постоянного магнита

введет в насыщение магнитопроводы. Следовательно, рассчет-

ная длина постоянных магнитов, при которой магнитопровод

будет находиться в состоянии насыщения определяется из усло-

вия.

BS·Sпр<BrSмаг /К (5.10)

где BS–индукция насыщения магнитного материала, из которого

изготовлен магнитопровод; Sпр – площадь сечения магнитопро-

вода в плоскости, перпендикулярной оси ловителя; Br – остаточ-

ная индукция материала, из которого изготовлен постоянный

магнит; Sмаг–площадь полюса магнита; К–коэффициент, учиты-

вающий изменение магнитного потока с увеличением рабочей

температуры и поля рассеивания магнитной системы. Для рас-

сматриваемого случая «К» приблизительно равно К=1,3.

Среди возможных конструкций, автором прежде всего рас-

смотрена «классическая» конструкция, приведенная на рис.5.3.

Для того, чтобы классическая конструкция была конку-

рентной по подъемной силе, магнит должен обладать макси-

мальной остаточной индукцией Br≈1,45. Исходя из условия, что

внешний диаметр не должен превышать 88 мм, условие насы-

щения магнитопровода определяется выражением вида

Br · Sмагн ≥ Bs · Sпровода. (5.10а)

Учитывая, что Sмагн = π Ro2, а Sпровода= π Rвнешн

2 - π (Ro +

x)2, условие (5.10а) может быть приведено к

Br · π Ro2 ≥ Bs · π (Rвнешн

2 - (Ro +x)2 ).

Рис.5.3.”Классическая” конструкция захвата магнитного

ловителя.

243

Поскольку Br =1,44 Тл, а Bs =2,18 (Армкожелезо), то

1,44· Ro2 ≥42,2 - 2,18 · Ro

2 - 4,36 Ro x –x2 ,

или 3,62 Ro2 + 4,36 Ro x + x2 – 42,2=0.

Пусть х=1 см, тогда 3,62 Ro2 + 4,36 Ro – 41,2=0, а

Ro =62,32

2,4162,3436,436,4 2

≈2,825 см.

В этом случае площадь кольцевого зазора составит:

Sзазора = π · (3,832 - 2,832)=20,9см2.

Площадь технологического отверстия в соответствии с ТЗ

составляет πRтехн2 = π 1,75 2 = 9,62 см2. Это означает что, при за-

зоре 1см половина площади зазора между магнитом и магнито-

проводом должна быть сквозными отверстиями, чтобы заме-

нить технологическое отверстие.

В данном случае магнит не должен быть очень высоким,

как в случае использования магнита ЮНДК. Достаточно высо-

ты 3см, чтобы практически все магнитное поле сконцентри-

ровалось на рабочей торцевой поверхности захвата.

Необходимо также определить толщину дна «стакана»,

чтобы избежать нежелательных потерь магнитного потока в

этой части магнитной цепи. С этой целью использовано условие

равенства магнитных потоков вида

2πRо2 · h · Bs ≥ πRо

2 · h · Br, откуда

h≥s

or

B

RB

2

=

18,22

83,244,1

=0,935 см.

Но поскольку половина боковой поверхности– сквозные

технологические отверстия, то h≥1,87 см.

Рассмотрена также модель захватного механизма с двумя

цилиндрическими магнитопроводами в немагнитном кожухе и

технологическим отверстием для промывочной жидкости (кон-

струкция № 1) (рис. 5.4).

Для конструктивной схемы, представленной на рис. 5.4,

площадь магнитопровода составляет:

Sпр = π/2×(R2-r2) - 5×0,6см2 =π/2(4,32 - 1,72)-3 = 21,5см2 (5.11)

Площадь магнита принимается равным

Sмаг=5h (5.12)

244

Подставляя (5.11) и (5.12) в (5.10), получаем выражение

для определения h:

h> (BS/ Br)21,5K/5.

Рис.5.4.Модель ловильного инструмента с двумя цилин-

дрическими магнитопроводами в немагнитном кожухе.

Для Армко железа BS=1,8 Тл, а для самого распростра-

ненного постоянного магнита на основе системы Nd-Fe-B оста-

точная индукция Br=1,25 Тл, с учетом которых минимальная

высота постоянного магнита определяется равным h=9,9 см, что

Технологические

отверстие

Магнитопроводы

из Армко железа

Постоянные

магниты

245

вполне удовлетворяет Техническим условиям на изготовление.

Для магнитопровода, изготовленного из пермендюра, высота

постоянного магнита из сплава с (BH)MAX=320кДж/м3 должна

составлять не менее 11 см, что вполне отвечает ТУ.

На основании приведенных расчетов модели захвата ло-

вильного с двумя цилиндрическими магнитопроводами в не-

магнитном кожухе (конструкция № 1) сделаны нижеприводи-

мые выводы:

Во-первых, данные ТУ позволяют использовать постоян-

ные магниты не с максимальными магнитными свойствами, по-

скольку даже применение магнитов с остаточной индукцией

Br=1,25 Тл позволяет ввести магнитопровод из пермендюра (ма-

териала с максимальной индукцией насыщения) в состояние

насыщения.

Во-вторых, можно использовать гораздо более коррозион-

но-стойкие постоянные магниты Sm-Co с остаточной индукцией

Вr=1,1 Тл, которые в условиях работы в скважине не требуют

дополнительной защиты от коррозии. Высота магнита при этом

должна быть увеличена до 12,5 см, что также находится в пре-

делах ТЗ (20см).

Если существует необходимость уменьшения длины маг-

нитного ловителя для скважин с соответствующим диаметром,

можно использовать конструкцию магнитного ловителя, пред-

ставленную на рис. 5.5 (конструкция № 2).

В этом случае, за счет небольшого уменьшения площади

рабочей поверхности магнитопроводов (на 15%), длина маг-

нитного ловителя уменьшается в 2 раза. Теоретически подъем-

ная сила такого ловителя на 15% должна быть меньше, но вели-

чина полей рассеивания сравнима с этой величиной, и на прак-

тике может оказаться, что подъемные силы этих двух типов ло-

вителей будут одинаковы. Это требует проведения испытаний

подъемных сил двух конструкций в одинаковых условиях; т.е.

при одинаковом диаметре устройств и при отрыве от одной и

той же массивной шлифованной ферромагнитной поверхности.

246

Рис.5.5.Модель захватного механизма с укороченным маг-

нитопроводом.

Обе вышеприведенные конструкции допускают возмож-

ность регулировки магнитного поля.

Для конструкций без регулировки магнитного поля могут

оказаться эффективными магнитопроводы в форме половины

усеченного конуса (конструкция № 3). Изометрическая проек-

ция такой конструкции приведена на рис. 5.6 (на рисунке пока-

зана конструкция магнита с двумя магниитопроводами.

Магнитопроводы

из Армко железа

Технологическое

отверстие

247

Для этого случая необходимо рассчитать размеры конуса,

соответствующие размерам треугольного магнита.

Рис.5.6.Модель ловителя с конусными магнитопроводами

в захвате

Усилие залипания такого магнитного ловителя с магнито-

проводами в форме усеченных конусов будет гораздо меньше,

чем в конструкциях № 1 и № 2. И, в этом случае, может отпасть

необходимость в регулировке магнитного поля при сохранении

высоких магнитных характеристик подъемного устройства.

Ниже приводится расчет магнитопровода в форме полови-

ны конуса для треугольного постоянного магнита, который бу-

дет поддерживаться в состоянии насыщения постоянным магни-

том (независимо от длины магнита и магнитопровода). Модель

расчета постоянного магнита треугольной формы с углом 2α при

вершине приведена на рис.5.7:

Рис.5.7. Модель расчета магнитной цепи с треугольным

постоянным магнитом.

248

На расстоянии х от вершины (от начало координат) пло-

щадь полюса постоянного магнита составит:

Sмагн.=x·tgα·x=x2tgα.

Площадь торцевого сечения конусного магнитопровода,

собирающего поток постоянного магнита, в таком случае будет

равен:

Sпров.=π·R2(x)/2= π/2· (tg α·x)2-x· tgα· h.

Условие насыщения магнитопровода в данном случае

определяется неравенством вида:

Br · Sмагн ≥ Bs · Sпров.

Подставляя (5.5) и (5.6) в (5.7) и учитывая, что для посто-

янного магнита Вг=1,25 Тл, а индукция насыщения Армко желе-

за Вs=2,18 Тл, получается, что

1,25 · x2 tgα ≥ 2,18 (2

· x2 tg2α) - x tgα·h.

После упрощения (проводя сокращения) последнее усло-

вие может быть представлено выражением

1,25 · x ≥ 1,09 π x tgα – h или

((1,09 π tgα ) – 1,25) x ≤ h, откуда

x ≤ 251091 ,tg,

h.

Из последнего неравенства можно заключить, что при вы-

полнении условия

1,09 π tgα –1,25=0 ,

при любой длине магнита и магнитопровода торцевая рабочая

часть последнего будет находиться в состоянии насыщения. Это

озночает, что при угле α=arctg(091

251

,

,)=22,3о конусообразный

магнитопровод постоянно находится в насыщении.

Таким образом определен критический угол раствора ко-

нуса, т.е. модели магнита, α = 22,3о. Для постоянного магнита из

материала с другой остаточной индукцией угол раствора изме-

няется незначительно. Например, для магнита с практически

максимальной остаточной индукцией Br = 1,44 Тл α =

249

arctg(09,1

44,1) = 25,3о. Если вместо Армко железа будет использон

пермендюр, то

α = arctg (22,1

25,1) = 20о.

Если использовать магнит с углом при вершине 2α = 30, то

любой магнитопровод на торце будет находиться в состоянии

насыщения. При этом у треугольного магнита можно отрезать

вершину на высоте ¼ и магнитопровод все равно останется в

насыщении, т.к. вклад этой части постоянного магнита – всего

6%, а выигрыш по длине составит 25%.

На основании проведенных расчетов можно заключить,

что магнит в форме равнобедреной трапеции с углом расхож-

дения ≈15о является оптимальным для магнитопровода в форме

усеченного конуса (см.рис.5.8). А такие магнитопроводы дол-

жны залипать в скважине намного меньше, чем магнитопроводы

в виде цилиндрических сегментов.

Рис.5.8.Модель магнитопровода в форме усеченного кону-

са.

Конструкция ловителя с коническими магнитопроводами

также допускает регулировку магнитного поля.

Для этого необходимо разделить магнит в форме трапеции

на две части с одинаковыми площадями. Решение простой гео-

15o

125

88

250

метрической задачи показывает, что для рассматриваемого слу-

чая (см.рис.5.8) линия раздела будет проходить на расстоянии 78

мм от меньшего основания трапеции. Если повернуть получен-

ные части на 180 градусов то магнитный поток замкнется внут-

ри захвата, то есть захват выключится.

Для определения точных значений усилий «залипания»

нужны характеристики обсадных труб (толщина, материал).

Можно произвести сравнительный расчет, исходя из того усло-

вия, что диаметр и материал обсадных труб одинаков для раз-

ных конструкций магнитных захватов. Поскольку толщина маг-

нита в захвате для скважины диаметром 118 мм составляет при-

близительно 12 мм, то прилипания практически не будет при 30

мм. Следовательно,

2

88118 =15 мм, а

015

15

tg=56 мм.

На большей высоте магнитопровода эффект прилипания

будет отсутствовать вообще. Таким образом за счет применения

конусообразных магнитопроводов удается уменьшить усилие

залипания в 2-3 раза.

Помимо вышеприведенных конструкций ловителей несом-

ненный интерес представляют две конструкции с аксиальной

симметрией. В данном случае постоянные магниты представ-

ляют собой либо кольцо с радиальной намагниченностью (кон-

струкция №4, рис.5.9), либо цилиндрические сегменты (рис.5.10,

конструкция №5). Поскольку в соответствии с ТЗ в ловителе

должно быть технологическое отверстие диаметром 35 мм или

несколько отверстий меньшего диаметра с такой же суммарной

площадью, то в конструкции на рис. 5.10 необходимо наличие

свободного пространства между магнитами для протекания тех-

нологической жидкости. Конструкция ловителя с концентри-

ческими постоянными магнитами представляется более эффек-

тивной (по сравнению с конструкцией приведенной на рис. 5.9),

поскольку на рабочую поверхность можно вывести большую

площадь магнитопровода, а усилие инструмента на отрыв пря-

мо пропорционально площади магнитопровода на рабочей по-

верхности. Суммарная площадь зазоров между магнитами

251

должна равняться площади технологического отверстия (тогда

технологическая жид-кость будет функционировать также как

и при наличии технологического отверстия).

Ниже приводится расчет геометрических характеристик

конструкции, представленной на рис. 5.10. Во-первых, должно

выполняться условие равенства площадей внутреннего и внеш-

него магнитопроводов:

Sпр.внутр.=S пр.внеш. (5.13)

Пусть радиус внутреннего магнитопровода будет R0,

внешний радиус кольцевого магнитопровода – R1, а внутренний

– R2. Подставляя значение площадей в (5.13), получается, что:

π ·Rо2= π ·R2

2- π ·R12 (5.14)

Рис.5.9. Конструкция ловителя с магнитами в виде кольца

с радиальной намагниченностью.

Требования наличия технологического отверстия дает

условие R1- Rо = 1см и тогда по условиям ТУ R2 = 4,4см. Под-

ставлением этих значений в (5.14) для определения Р0 получает-

ся уравнение вида:

Rо2 = (4,4см)2 - ( Rо+1)2, (5.15)

решение которого относительно R0, позволяет установить при-

емлемое его значение:

Ro = 2,57 см; R1 = Rо+1см = 3,57см

Постоянные

магниты

Технологические

отверстие

252

Рис.5.10. Конструкции СМГУ с концентрическими магни-

тами.

Условие насыщения магнитопровода в данном случае

определяется выражением вида

Br·Sмагн ≥K·Bs * Sпров = Bs·K π·Rо2, или

Sмагн> K·(Bs/ Br)·π·Rо2, а также (5.16)

в данной конструкции для случая сплошного кольца:

постоянные

магниты

Технологические

отверстие

253

Sмагн = 2·π·Rо·h, (5.17)

где h – высота магнита в плоскости перпендикулярной к плос-

кости рисунка.

Подставляя (5.17) в (5.16), определяется, что

2·π·Rо·h> (Bs/ Br) ·π·Rо2,

откуда следует, что h> (Bs/ 2·Br) ·Rо·K.

В случае магнитпроводов, изготовленных из электротехни-

ческой стали (20895), и магнита с характерной остаточной ин-

дукцией Br=1,25Тл, высоту магнита получается равным h>2,4см

Кольцо магнитов (в соответствии с ТУ) не может быть

сплошным. Поэтому увеличивается высота магнитной системы в

два раза (до 4,8см) и убирается половина магнитов во второй

ряд. При этом на месте убранных магнитов получается система

отверстий с общей площадью равной половине площади кольца

магнитов. Их суммарная площадь равна:

Sотверстий = 0,5·π(R12 - R0

2) = 9,64см2,

а площадь одного технологического отверстия равна:

Sтех.отв.= π·d2/4 = π·(3,5см2)/4 = 9,62 см2.

Легко видно, что условие ТЗ выполнено (Sотв>Sтех.отв). Если

вместо электротехнической стали в данной конструкции исполь-

зовать пермендюр, то высота системы увеличится до

4,8см·2,43Тл/1,80Тл=6,5см, что тоже удовлетворяет заданному

ТЗ. Также всю конструкцию можно упростить, заменив три не-

больших секторных магнита одним большим с центральным

углом 90 градусов. Это уменьшит количество технологических

отверстий и увеличит площадь каждого при неизменной сум-

марной площади. Также упростятся операции при сборке захва-

та ловителя.

Конструкция захвата ловителя, представленная на рис.

5.10, не допускает регулировки магнитного поля поворотом на

180 или 90 градусов, однако, учитывая небольшую высоту ин-

струмента данного типа, можно сделать составную конструкцию

из двух частей с разной полярностью центрального магнито-

провода. В нерабочем (выключенном) состоянии обе половины

плотно примыкают друг к другу, и магнитный поток замыкается

внутри магнитного захвата. В рабочей зоне скважины их можно

254

развести на расстояние 80-100мм с помощью мощного централь-

ного винта, или еще лучше, по резьбе в полости, предназначен-

ной для размещения магнитной системы. В результате такого

разведения половинок получится очень эффективное устройство

для улавливания мелких обломков шарошечных головок с со-

хранением большого усилия на отрыв на рабочей поверхности

инструмента.

5.3.2.Испытания на грузоподъемность и термостабиль-

ность

После предварительного расчета разных конструкций за-

хватов ловителей было проведено их сравнительные испытания

на грузоподъемность. Испытания представляли собой измерение

усилия на отрыв от стандартной шлифованной массивной фер-

ромагнитной поверхности (сталь Э12). Ввиду того, что ловитель

в натуральную величину обладают усилием ≈1 тонн для диамет-

ра 88 мм, то серию испытаний целесообразно было провести на

макетах, все линейные размеры которых уменьшены в 3,52 раза.

Усилие на отрыв пропорционально площади рабочей поверхно-

сти, следовательно, на макете уменьшится в 12,4 раза и составит

вполне приемлемую величину в 50-70 кг. Это позволило сущест-

венно сократить расход материалов и количество работ по из-

готовлению макетов устройств. Данные испытаний на грузо-

подъемность, проведенных на уменьшенных копиях возможных

конструкций устройств, позволили уточнить теоретические рас-

четы и выявить возможные трудности, которые могли бы воз-

никать при механических испытаниях (несоосность макета

устройства и ферромагнитной поверхности и т.д.). Также они

помогли отвергнуть конструкции, усилие на отрыв у которых

значительно меньше, чем у других моделей.

Для испытаний на грузоподъемность были изготовлены

макеты устройств с диаметром магнитной системы 25 мм в соот-

ветствии с конструкциями, представленными на рис. 5.4, 5.5,

5.6, 5.10. Толщина постоянных магнитов в первых трех кон-

струкциях составляла 3 мм. Применялись постоянные магниты

255

на основе Nd15Fe77B8 c остаточной индукцией Br = 1,25 Тл, НСВ =

780кА/м и максимальной рабочей температурой 80ºС. Для изго-

товления магнитопроводов использовалась электротехническая

сталь Э12 с индукцией насыщения Bs = 1,8 Тл в поле 1500А/м. В

качестве ферромагнитной поверхности использовались диски из

шлифованной электротехнической стали диаметром 30 мм и вы-

сотой 20 мм. Рабочая поверхность магнитопроводов тоже тща-

тельно шлифовалась.

Испытания показали очень хорошее соответствие с расчет-

ными данными. Так, отрывное усилие макета захвата устрой-

ства с магнитопроводами в форме усеченных конусов (кон-

струкция № 3) составило 55 кг, а конструкции №5–47 кг. Разни-

ца в усилии на отрыв между конструкциями № 1 и № 2 отлича-

ется ровно настолько, на сколько различаются площади магни-

топроводов на рабочей поверхности этих конструкций. Это под-

тверждает предположение о магнитном насыщении магнито-

проводов. Во всех испытаниях наблюдалась хорошая вос-

производимость результатов. Результаты испытания на грузо-

подъемность модели устройства №5 в координатах «усилиее с

которым устройство притягивается к массивной пластине» стали

Э12 (нагрузка, кг)–расстояние от массивной пластины, приведе-

ны на рис. 5.11.

Для конструирования оптимального магнитного блока

устройства необходимо выяснить влияние расстояния между

полюсами магнита на грузоподъемность, дальнодействие и ра-

бочую температуру магнитного ловителя. Тестовые испытания

были проведены на конструкции №1 без технологического от-

верстия. Было изготовлено несколько конструкций данного типа

с разной толщиной постоянного магнита, –3, 5, 7 и 9 мм. Диа-

метр магнитной части макета, как и в предыдущих испытаниях,

составлял 25 мм. Площадь постоянного магнита во всех четырех

случаях была одинакова S = 30мм23 мм, что обеспечивало ра-

венство производимых магнитных потоков во всех четырех слу-

чаях. Незначительное изменение площади магнитопроводов на

рабочей поверхности учитывалось при сравнении отрывных

усилий. Результаты испытаний представлены на рис.5.12.

256

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

Наг

руз

ка,

кГ

Расстояние, мм

Рис.5.11.Результаты испытания на грузоподъемность при

комнатной температуре конструкции №5 с магнитами

Nd15Fe77B8.

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

а) б)

257

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80Н

агр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

Магнит "2 половинки" диам. 25 мм; зазор 7 мм; V=1мм/мин; дискр, 0,5 с; эксп. 1

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

Магнит "2 половинки" диам. 25 мм; зазор 9 мм; V=1мм/мин; дискр, 0,5 с; эксп. 1

в) г)

Рис.5.12. Результаты испытания на грузоподъемность кон-

струкции №1 с магнитами Nd15Fe77B8 при комнатной температу-

ре: а-толщина магнита 3мм; б-толщина магнита 5мм; в-толщина

магнита 7мм; г - толщина магнита 9мм.

Анализируя предварительные данные разрывных испыта-

ний отмечено следующее:

1.С увеличением толщины магнита усилие на отрыв

уменьшается несколько медленнее, чем площадь рабочей повер-

хности магнитопровода, что, очевидно, связано с большими по-

терями магнитного потока на поле рассеивания.

2.Усилие на отрыв незначительно зависит от толщины

магнита, а дальнодействие устройства практически прямо про-

порционально расстоянию между полюсами магнита.

3.Потери магнитного потока на поле рассеивания стано-

вятся незначительными при толщине магнита около 10мм (уси-

лие отрыва начинает снова зависеть только от площади магни-

топровода на рабочей поверхности).

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что в рабочей

конструкции оптимальная толщина магнитов должна составлять

11-17мм. Дальнейшее ее увеличение не приведет к улучшению

силовых характеристик устройства. Это относится ко всем

258

предложенным конструкциям, а не только к конструкции №1, на

которой проводились тестовые испытания.

Есть основания предполагать, что в случае использования

в качестве магнитомягкого материала, пермендюра, усилие на

отрыв возрастет на 50-70%.

Макеты, изготовленные для выяснения влияния расстоя-

ния между полюсами магнита на грузоподъемность, исполь-

зовали для испытаний на термостабильность устройства кон-

струкции №1 с толщиной магнита 3, 5, 7 и 9мм, которые выдер-

живались в сушильном шкафу в течение 4 часов при температу-

рах 100, 125 и 150 ºС (характерные температуры глубоких сква-

жин). Затем их остывали до комнатной температуры и подверга-

ли испытаниям на отрыв. Во всех четырех макетах был приме-

нен постоянный магнит с рабочей температурой 80ºС. Ввиду то-

го, что он входит в состав магнитной цепи, его размагничиваю-

щий фактор уменьшается, и необратимые потери магнитного

потока начинаются при более высоких температурах. После это-

го проводили отрывные испытания при комнатной температуре.

По результатам отрывных испытаний магнитных систем до от-

жига и после, проведено оценочное влияние температуры в

скважине на грузоподъемность устройства.

Проведенные испытания показали, что все четыре системы

после четырехчасовой выдержки при 100ºС не продемон-

стрировали уменьшения отрывного усилия (рис. 5.13). Однако,

после выдержки при температуре 125ºС потери в усилии на от-

рыв для макетов с 3 и 5-миллиметровыми магнитами составили

16 и 8 килограмм, соответственно (рис. 5.14).

При выдержке при 150ºС ситуация еще больше ухудшает-

ся: даже магнитная система с магнитом толщиной 9 мм проде-

монстрировала 16% уменьшение отрывного усилия (рис. 5.15).

На основании полученных данных был сделан вывод, что

нелегированные, спеченные постоянные магниты типа

Nd15Fe77B8 можно использовать в составе захвата устройств

только в неглубоких скважинах (до 2500 метров). Для более

глубоких скважин необходимо применение магнитов этой си-

259

стемы, легированных диспрозием. Рабочая температура этих

магнитов достигает 150ºС.

Макеты, в которых использовались спеченные магниты с

рабочей температурой 80ºС, были демонтированы. Постоянные

магниты Nd15Fe77B8 были заменены на магниты, легированные

диспрозием (Nd13,5Dy1,5Fe77B8) с повышенной рабочей темпера-

турой (150ºС) и такими же магнитными характеристиками

(Br=1,25Тл, НСВ=780кА/м). Площади полюсов магнитов во всех

четырех макетах составляли 30·23мм.

Были проведены отрывные испытания при комнатной тем-

пературе: до отжига (рис. 5.16) и после 4 часовой выдержки при

температуре 150ºС в сушильном шкафу (рис.5.17).

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

Магнит "2 половинки" диам. 25 мм; зазор 3 мм V=1мм/мин; отж. 1000С; эксп. 1

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

Магнит "2 половинки" диам. 25 мм; зазор 5 мм; V=1мм/мин; отж. 1000С; эксп. 1

а) б)

260

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

в) г)

Рис.5.13.Результаты испытания на грузоподъемность кон-

струкции №1 с магнитами Nd15Fe77B8 при температуре 100 ºС:

а - толщина магнита 3мм; б - толщина магнита 5мм;

в - толщина магнита 7мм; г - толщина магнита 9мм.

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

Нагр

узк

а, к

Г

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

а) б)

261

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80Н

агр

узк

а, к

Г

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

Нагр

узк

а, к

Г

Расстояние, мм

в) г)

Рис.5.14. Результаты испытания на грузоподъемность кон-

струкции №1с магнитами Nd15Fe77B8 при температуре 125 ºС:

а - толщина магнита 3мм; б - толщина магнита 5мм;

в - толщина магнита 7мм; г - толщина магнита 9мм.

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

Нагр

узк

а, к

Г

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

а) б)

262

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

в) г)

Рис.5.15. Результаты испытания на грузоподъемность кон-

струкции №1 с магнитами Nd15Fe77B8 при температуре 150ºС:

а - толщина магнита 3мм; б - толщина магнита 5мм;

в - толщина магнита 7мм; г - толщина магнита 9мм.

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

а) б)

263

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

в) г)

Рис.5.16. Результаты испытания на грузоподъемность кон-

струкции №1 с магнитами Nd13,5Dy1,5Fe77B8 при комнатной

температуре:

а - толщина магнита 3мм;

б - толщина магнита 5мм;

в - толщина магнита 7мм; г - толщина магнита 9мм.

Изменение отрывного усилия для макетов с толщиной 7 и

9 мм показали уменьшение отрывного усилия менее 5%, что

может быть связано с тем, что испытания проводили на макетах,

температура которых оставалась на 20-40ºС выше комнатной.

Макет с магнитом толщиной 5 мм показал 8% уменьшение

магнитного потока, а с толщиной 3мм–10%. Отсюда легко мож-

но сделать вывод, что для макетов с тонкими магнитами необ-

ходимо выбирать магнитотвердый материал с повышенной тер-

мостабильностью.

Можно было предположить, что макеты с магнитами тол-

щиной 3мм и 5мм прекрасно выдержат четырехчасовой отжиг

при использовании постоянного магнита с рабочей температу-

рой 180-200 ºС.

264

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80Н

агр

узк

а, к

Г

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

Нагр

узк

а, к

Г

Расстояние, мм

а) б

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

На

гр

узк

а,

кГ

Расстояние, мм

в) г)

Рис.5.17.Результаты испытания на грузоподъемность кон-

струкции №1 с магнитами Nd13,5Dy1,5Fe77B8 при температуре 150

ºС:

а - толщина магнита 3мм; б - толщина магнита 5мм;

в - толщина магнита 7мм; г - толщина магнита 9мм.

Величины усилия отрыва модели захвата устройства №1, а

также расчетные значения величины усилия отрыва для полно-

размерной конструкции устройства в зависимости от толщины

и материала постоянных магнитов приведены в табл. 5.3.

265

Грузоподъемность захвата устройства конструкции №1

при различных расстояниях между полюсами магнита

Таблица. 5.3.

Тип магнита Тотж

0С

Усилие отрыва Pmax, кг

Экспериментальные зна-

чения для модели захвата

устройства №1

Расчетные значения для

полноразмерной кон-

струкции захвата устрой-

ства №1

Толщина магнита, мм 3 5 7 9 3 5 7 9

Nd15Fe77B8

Исх. 62 60 56 42 768 743 694 520

100 57 60 53.5 46,5 706 743 663 576

125 46,5 49,5 47 39 576 613 583 483

150 35 47 34.5 36 434 583 427 446

Nd13,5Dy1,5Fe77B8 Исх. 63 63.6 53 48 781 788 657 595

150 56.8 58.4 50.6 50 704 724 627 620

Здесь необходимо сделать некоторые замечания по поводу

термостабильности магнитных материалов. Как уже отмечалось

ранее, измерения максимальной рабочей температуры

проводятся на стандартных, намагниченных до насыщения,

цилиндрических образцах у которых отношение L/D составляет

0,72. Более тонкие образцы из того же материала, начинают

испытывать необратимые магнитные потери при более низкой

температуре, а более длинные–при температуре более высокой,

чем рабочая температура стандартных образцов. Например, на

практике установлено, что пластинка 15·9·1,5(а) материала с

рабочей температурой 80ºС начинает испытывать необратимые

потери при 65ºС, а у цилиндра из того же материала с отноше-

нием L/D =1,0 потери начинаются при 120ºС. Это обусловлено

тем, что образцы различной геометрической формы имеют

различные поля размагничивания, и нагрев происходит в разных

по величине магнитных полях. Выбирая для макета плоский

магнит с небольшой толщиной, заведомо занижается его

термостабильность, что дает выигрыш в грузоподъемности.

Ситуацию спасают магнитомягкие магнитопроводы, которые

уменьшают размагничивающее поле и увеличивают

термостабильность всей системы. Эмпирически установлено,

что термостабильность магнитной системы конструкции №1 на

266

10-20ºС больше, чем максимальная рабочая температура

стандартных образцов. Температурная стабильность магнитных

систем других конструкций будет отличаться незначительно,

поскольку там используются магниты приблизительно такой же

толщины.

Для полноразмерных ловителей при толщине магнитов

менее 10мм необходимо использовать постоянные магниты с

максимальной рабочей температурой 180-200ºС. Этого можно

достичь, повысив содержание диспрозия в спеченных магнитах

с 1,5 ат.% до 3 ат.% или применяя магниты на основе сплава Sm-

Co.

5.3.3.Разработка конструкций захвата ловильных

устройств с нерегулируемым магнитным полем совмести-

мых со стандартным скважинным оборудованием

Один из способов изготовления магнитов на основе систе-

мы Nd-Fe-B, используемых ловильных устройствах , заключа-

ется в получении мелких кристалллических частиц в плотной

упаковке при хорошей параллельной ориентации осей легкого

намагничивания. В большинстве случаев магнитотвердые спла-

вы, которые впоследствии должны быть превращены в порошок,

изготавливаются путем плавления исходных компонентов, взя-

тых в нужных пропорциях.

Изготовленные спеченные постоянные магниты позволяют

получить следующие магнитные характеристики: остаточная

индукция Вr –до 1,32 Тл, коэрцитивная сила по индукции BНС–

до 850 кА/м, энергетическое произведение (ВН)max–до 320-360

кДж/м3.

Таким образом, на основании оценочных расчетов созданы

следующие модели захвата ловильных устройств: с двумя ци-

линдрическими магнитопроводами в немагнитном кожухе; с

укороченным магнитопроводом; с конусными магнитопровода-

ми и две модели с аксиальной симметрией магнитопроводов.

Модель захвата устройств с двумя цилиндрическими магнито-

проводами в немагнитном кожухе использовалась при испыта-

267

ниях на грузоподъемность, позволившие выяснить влияние

формы конструктивного исполнения, материала, а также рассто-

яния между полюсами и толщины магнита на грузоподъемность,

дальнодействие и рабочую температуру магнитного ловителя.

Даны рекомендации для определения совместимых соче-

таний их значений для магнитов системы Нд-Фе-Б, обеспечива-

ющие требуемые магнитные характеристики для применения с

условиях скважин.

Для разработки конструкции СМГУ были рассмотрены три

схемы их захвата:

Схема № 1.Магнитная система состоит (рис.5.18) из маг-

нитопровода 1, полюса 2, набор (7 штук) постоянных магнитов 3

цилиндрической формы (диаметр 20 мм, длина 62 мм). Между

магнитопроводом 1 и постоянными магнитами 3 установлена

изоляционная втулка 4 из алюминия. Магнитопровод изготавли-

вается из магнитно-мягкого материала (Ст.3 с термообработкой

– отжигом). Полюс 2 также изготавливается из Ст.3.

Рис.5.18. Магнитная система по схеме № 1.

Магнитная система должна быть изолирована от промы-

вочной жидкости. При расположении магнитной системы в цен-

тре корпуса инструмента промывочная жидкость отводится в

кольцевой зазор, который образуется между корпусом и магни-

топроводом.

268

Для повышения энергии струи промывочной жидкости

наружная поверхность магнитопровода выполнена в виде усе-

ченного конуса ( 1:15).

Схема № 2. Данный вариант предполагалось выполнить

по аналогии с имеющейся конструкцией магнитного инстру-

мента, в которой применяется П-образная магнитная система,

расположенная в центре корпуса инструмента. П-образный маг-

нитопровод выполнен таким образом, чтобы он был привязан к

корпусу, образуя с ним кольцевую полость для прохода жидко-

сти. В магнитопроводе необходимо поместить наибольшее чис-

ло магнитов, изолированных от контакта с другими деталями.

Площадь сечения магнитопровода должна быть максимальной.

Магнитная система рассматриваемой конструкции также как и

по схеме №1 состоит из переводника 1, постоянных магнитов 2,

полюса 3. Между магнитопроводом и постоянными магнитами

установлена изоляционная втулка, изготовленная из алюминия,

которая выполняет роль основного магнитопровода (рис.5.19).

Магнитопровод изготавливается из магнито-мягкого материала

(Ст.3). Полюс 3 также изготавливается из Ст.3.

Рис.5.19. Фрезер-ловитель типа ФМ:

1 – переводник; 2 – магнитная система

в сборе; 3-корпус

Схема № 3.Этот вариант конструкции ловильного устрой-

ства был выполнен по аналогии с существующим устройством

для очистки забоя УОЗ1 и представляет магнитную систему, со-

стоящую из центрального магнитопровода 2, магнитов 3 и четы-

269

рех сегментов 4, смонтированных в корпусе 7 (рис.5.20). Маг-

нитная система выполнена из четырех сегментов 4 одноименной

полярности и центрального магнитопровода 2 противоположной

полярности, имеющего форму четырехугольной призмы. Посто-

янные магниты размещены параллельно граням призмы между

сегментами и центральным магнитопроводом четырьмя груп-

пами и включены в магнитную цепь параллельно. В централь-

ном магнитопроводе имеется промывочное отверстие 1, которое

выполнена с условием равенства площадей сегментов и цен-

трального магнитопровода. Каналы 5, образованные корпусом 7

и магнитами 3 заполнены эпоксидной смолой для предотвраще-

ния замыкания полюсов ферромагнитными жидкостями. Для

защиты верхней части захвата от магнитного поля установлена

диамагнитная крышка 6.

Рис.5.20. Магнитная система по схеме № 3.

По результатам анализа рассмотренных конструктивных

схем было принято решение о разработке конструкции с двумя

плоскими магнитами, установленными между магнитопровода-

ми в диамагнитном стакане. Магнитопроводы были выполнены

с опорной поверхностью. Фиксация элементов магнитной си-

стемы 3 (крышка, стакан и магнитопровод) в разработанном ва-

рианте возможно только при помощи бурта в стакане, и магни-

топроводе. В этом случае магнитная система опирается на вы-

ступ в корпусе 2 и поджимается с помощью переводника 1

(рис.5.21).

270

Рис.5.21.Скважинное магнитное грузоподъемное устрой-

ство.

Также были учтены требования, связанные с ограничением

размеров магнитопровода, выполненного из «----» соответству-

ющими размерами. В связи с тем, что создание опорной по-

верхности на магнитопроводе уменьшало рабочую площадь и

вело к потере подъемной силы, был предложен вариант испол-

нения магнитной системы с магнитопроводами без опорной по-

верхности (рис.5.22):

Рис.5.22.Магнитная система инструмента без опорной по-

верхности на магнитопроводе.

Для защиты магнитов было принято решение использовать

диамагнитное кольцо 8, которое опирается на выступ в корпусе

271

ловителя. Из-за снижения функциональной надежности магни-

топроводов без опорной поверхности были продолжены поиски

альтернативных вариантов, в результате которых была пред-

ложена конструкция магнитопровода, приведенная на рис.5.23.

Рис.5.23. Магнитопровод магнитной системы.

Также был предложен вариант конструкции с магнитопро-

водами, выполненными из «------», который представлен на

рис. 5.24.

На рис.5.25 показаны детали магнитной системы с маг-

нитопроводом из пермендюра типа «ромашка». В этом варианте

предлагается выполнить восемь разрезанных пополам маг-

нитопроводов, между половинками которых устанавливаются

магниты.

Рис.5.24.Детали магнитного устройства с магнитопрово-

дом «ромашка».

272

Все магнитопроводы имеют опорную поверхность для

упоры на нем стакана и специальной детали «ромашка» для

фиксации магнитопроводов. На рис.5.26 представлена кон-

струкция одной пары магнитопровода из восьми предполагае-

мых, выполненных из «-----»

Рис.5.25. Детали магнитной системы.

На рис.5.27 приводится сборочный вариант магнитной си-

стемы с деталями (рис.5.28), который был принят окончатель-

ным для изготовления инструментов.

Магнитная система состоит из магнитопроводов (левого и

правого) 1 и 2 и постоянных магнитов (левый и правый) 6 и 7,

которые помещены в диамагнитном стакане 3. Стакан изготов-

лен из алюминиевого сплава, имеет в верхней части опорную

поверхность. Во время сборки стакан устанавливается на опор-

ную поверхность корпуса устройства. Аналогичные опорные

поверхности имеют левый и правый магнитопроводы. Магнито-

проводы устанавливаются на опорную поверхность стакана и

закрываются крышкой 5.

Изготовленная из алюминиевого сплава крышка имеет че-

тыре прорези, которые соответствуют прорезям на опорной по-

верхности стакана и служат для прохода промывочной жидко-

сти.

273

Рис.5.26. Конструкция магнитопровода «ромашки».

Рис.5.27. Сборочная единица магнитной системы устройства.

Рис.5.28. Аксонометрическое изображение деталей

магнитной системы устройства.

274

В крышке предусмотрены два отверстия для болтов, ко-

торые предназначены для

закрепления трубы 4, служащей для прохождения по цен-

тральному каналу промывочной жидкости.

Нижняя часть постоянных магнитов 6 и 7 изолируется

специальными вставками, которые вставляются в соответ-

ствующие пазы в магнитопроводах. Вставка левая 8 изготовлена

из материала магнитопровода (пермендюра), а вставка правая 9

– из изоляционного материала. При этом обеспечивается изоля-

ция нижнего конца постоянных магнитов. Для того чтобы, маг-

нитная система оставалась неразъемной единицей, предусмот-

рена закрепление крышки при помощи четырех заклепок.

Разработана также конструкция устройства (рис.5.29), со-

стоящая из переводника 1, соединяющего устройства с колон-

ной бурильных труб, корпуса 2, магнитной системы 3, ограни-

чительной втулки 4 и фрезера 5, изготовленного в виде режущей

коронки, армированной дробленным твердым сплавом.

Рис. 5.29. Общий вид магнитного фрезера.

Сборочные единицы и детали разработанной конструкции

устройства показаны на рис.5.30.

275

Рис.5.30.Детали конструкции устройства с нерегулируемой

магнитной системой

5.3.4.Теоретический анализ и оценка варианта асим-

метричного расположения магнитопроводов в разработан-

ной магнитной системе

Существующие магнитные захватные механизмы ловиль-

ных инструментов используют и позволяют создавать тяговую

характеристику в направлении оси скважины. Создаваемая тяго-

вая характеристика в пределах подъемной силы магнитного зах-

вата во многих случаях бывает недостаточной для отрыва ава-

рийного предмета от забоя скважины в заиленной среде. Объяс-

няется это недостаточным энергетическим взаимодействием

аварийного предмета и магнитной системы в условиях заилен-

ного забоя скважины. Поэтому возникает необходимость обес-

печения эффективного силового взаимодействия аварийного

объекта и магнитного захватного механизма. Это, несомненно,

позволит использование энергетических возможностей захват-

ного механизма и значительно повысить тяговую характеристи-

ку ловильного инструмента. Подобное решение может быть до-

стигнуто за счет создания на забое скважины «динамы», т.е. пу-

тем смещения точки приложения тяговой силы и создания ее

момента. А совместное влияние двух силовых факторов значи-

276

тельно повысит подъемную силу захвата за счет использования

его энергетического потенциала. Для доведения этой идеи до

конструкторской реализации необходимо аналитическое иссле-

дование силового взаимодействия аварийного объекта и маг-

нитного захвата. Для решения этой задачи предполагается, что

аварийный предмет с поперечными размерами а и б находится

на забое скважины. Чтобы оторвать этот предмет от забоя сква-

жины требуется приложить силу, равную

n1 abF , (5.18)

где bas -площадь сечения металлического предмета; n -

предел прочности среды прилипания металлического предмета с

грунтом на забое скважины.

Обычно магнитное поле распределяется равномерно и со-

здает силу, которая определяется по формуле (5.18).

Моделируется неравномерное распределение магнитного

поля и предполагается, что тяговая сила действует на одном

конце предмета (см.рис.5.31).

Рис. 5.31. Предполагаемое распределение напряжений по

длине постороннего предмета при действии силы тяги на

одном конце предмета.

Попавшие на забой скважины и находящиеся под воздей-

ствием столба промывочной жидкости аварийные предметы

находятся в заиленной среде.

Задача заключается в создании необходимого отрывного

усилия на аварийный предмет, удерживаемый на забое сква-

жины заиленной средой. Следовательно, механическая модель

формулируемой задачи представляется телом, растягиваемого

отрывными и удерживаемого угнетающими его на забое сква-

277

жины силами. В этой модели захватываемой предмет модели-

руется абсолютно жестким, а удерживающая среда деформируе-

мым телами.

Тогда распределение продольной деформации представля-

ется линейной зависимостью вида.

X 0 Kx (5.19)

Из закона Гука распределение продольного напряжения

также будет линейной функцией от х., т.е.

XKEKXExEx 100 , (5.20)

где K.EK ;00 1 E

Чтобы определить неизвестные постоянные 0 и K1 рас-

сматривается равновесие металлического предмета, заловленно-

го забоем. Из равенства нулю суммы проекции всех сил дей-

ствующих по оси у определяется, что:

202

kaSF . (5.21)

Из равенства нулю суммы моментов всех действующих в

сечении «а» сил относительно начала координат получается,

что:

32

02

2

kabaaF

. (5.22)

Для захвата аварийного предмета на забое скважины необ-

ходимо выполнение условия

na . (5.23)

Тогда из (5.20)

aKn 10 , или (5.24)

aKn 10 . (5.25)

С учетом ряда преобразований в уравнениях (5.20), (5.21),

(5.22) и (5.25) для x имеем:

1

3

22

3

2

1

a

xx

ax n

nn

. (5.26)

278

Как видно из равенства (5.26) при 3

ax напряжение в

сечении «Х» 0x . Это означает, что диаграмма нагружения

аварийного предмета в отличии от первоначально моделируемой

по рис.5.31 должна быть представлена диаграммой, приведен-

ной на рис.5.32.

Рис.5.32.Реальное распределение напряжений по длине по-

стороннего предмета при действии силы тяги на одном конце.

И сравнения равенств (5.18) и (5.26) С учетом этого пред-

положения (5.21) определяется, что когда подъемная сила при-

ложена на одном конце захватываемого аварийного предмета

для его поднятия требуется в 4 раза меньше силы в сравнении с

вариантом приложения тяги по центру тяжести предмета. Полу-

ченный результат подтверждает предположение о том, что рас-

положение магнитного захвата в конструкции устройства долж-

но обеспечивать неосесимметричное воздействие на забойный

предмет. Причем наилучшим вариантом является возможность

приложения тягового усилия, равного ¼ части тягового усилия

при равномерном распределении магнитного пола по всему се-

чению забоя скважины.

Ниже рассматривается случай, когда на предмет действует

сила тяжести самого предмета и столб промывочной жидкости

высотой 1h и плотностью

1 .

В этом случае для захвата предмета на забое скважины

равномерно распределенным магнитным полем следует прило-

жить к нему силу, равную

22111 ghghbaF n , (5.27)

279

где 22 h , -соответственного, плотность материала предмета и

его высота, g -ускорение свободного падения.

Если приложить тяговую силу на одном конце предмета, то

схема действия сил будет представлена диаграммой, приведен-

ной на рис 5.33.

Рис.5.33.Реальное распределение напряжений по длине по-

стороннего предмета при действии силы тяги на одном конце

стержня с учетом силы давления столба промывочной жидкости.

Равнодействующая сил тяжести промывочной жидкости и

самого предмета приложена по середине предмета вдоль оси

скважины и на рис.5.33 обозначена через р, т.е.

2211 hhbgap . (5.28)

Из равенства нулю суммы проекций всех сил действующих

по оси у определяется, что

.2

02

kaspF (5.29)

Равенство нулю суммы моментов всех действующих сил

относительно начала координат представляется зависимостью:

32

0

2

2

2

kaba

apaF

. (5.30)

После ряда преобразований из (5.25) может быть записано

,skasska ;skasba

K nn 32

1

6

2

откуда

.2

3

as

spk n

(5.31)

280

Подставляя (5.31) в (5.25) получаем, что

s

p

s

p

s

sp n

nn

n

n2

3

22

3

2

3

2

30

. (5.32)

С учетом (5.31) и (5.32) в (5.20) и (5.29) получаются ниже-

приводимые выражения для x и 2F :

;2

3

2

3

2x

as

sP

s

px nn

(5.33)

.4

122112 ghghbF n (5.34)

Сравнение (5.34) и (5.27) приводит между силами 1F и

2F к

нижеприводимому соотношению:

.4

112 FF (5.35)

Как видно из (5.35) для отрыва аварийного предмета от за-

иленного забоя скважины более эффективным является прило-

жение отрывного усилия к периферийной его части. В этом слу-

чае при равных условиях требуется усилие в 4 раза меньше в

сравнении с вариантом приложения усилия вдоль оси скважины.

Для обеспечения подобного взаимодействия аварийного пред-

мета с ловильным инструментом необходимо разработка соот-

ветствующего его магнитного захватного механизма. Это требу-

ет проведения дополнительных изучений для определения схе-

мы расположения магнитных элементов и магнитопроводов за-

хватного механизма ловителей.

5.3.5.Использование энергетического потенциала тех-

нологических параметров для захвата аварийных предметов

на забое скважины магнитными инструментами

Для отрыва металлических предметов с забоя скважины

необходимо создание больших отрывных усилий непосред-

ственно в зоне нахождения аварийного предмета. Создание бла-

гоприятных условий для отрыва аварийного предмета с забоя

скважины может быть обеспечено различными решениями.

Увеличение тяговой характеристики захватного узла ловителя,

281

или создание импульсных тяговых характеристик не всегда

представляется возможным или просто не рентабельно и не реа-

лизуемо. Одним из приемлемых решений является использова-

ние энергетического потенциала параметров технологии реали-

зуемой операции по ловли аварийного предмета на забое сква-

жины.

Известно, что тяговые характеристики всех без исклю-

чения ловильных инструментов ограничиваются с возможнос-

тями их захватных механизмов. Независимо от условий и глу-

бины залегания аварийного предмета ловильные инструменты в

состоянии воздействовать на него в пределах тяговых харак-

теристик. Иногда соответствующая тяговая характеристика не

позволяет оторвать и захватить аварийный предмет на забое

скважины. Заиленность забоя скважины, в среде которой нахо-

дится аварийный предмет, требует приложения к нему с целью

отрыва усилий, значительно превышающих его весовые харак-

теристики. Усугубляется процесс отрыва объекта с забоя сква-

жины еще и тем, что его геометрическая форма препятствует

непосредственному приложению всей тяговой характеристики

инструмента. В этом случае появляется необходимость в задей-

ствовании дополнительных ресурсов для захвата аварийного

предмета. Одним из таких ресурсов является энергетический по-

тенциал технологических параметров реализуемой технологии.

С целью оценки возможностей и приемлемости использо-

вания энергетического потенциала параметров технологии реа-

лизуемой операции по отрыву аварийного предмета с забоя

скважины используется уравнение поверхности нагружения в

следующем виде:

,2

1)1(2 2

2

0

2

2

1 Т

kJJ

(5.36)

где 1J и

2J – соответственно, первый и второй инварианты тен-

зора

;ijijij (5.37)

282

ij –компоненты тензора напряжений, ij –координаты геомет-

рического центра поверхности нагружения в пространстве

напряжений; – коэффициент Пуассона;

1

12

20

2

02

1

2

JJ

K Т

o

; (5.38)

Т – предел текучести при первом нагружении; 0

1J и 0

2J – соот-

ветственно, первый и второй инварианты тензора напряжений

первого нагружения.

Из (5.36) в работе получен критерий разрушения в следу-

ющем виде:

.212 2

2

2

1 ТJJ (5.39)

Естественно предположить, что забой упрочняется за счет

давления, т.е. за счет 1J . Когда 01 J , т.е на девиаторной плос-

кости упрочнения не будет, что означает 10 k . Тогда из (5.36)

.12 2

2 ТJ (5.40)

При отсутствии упрочнения 0ij . Тогда из (5.37)

ijij , и следовательно, 11 JJ , 22 JJ ; а из (5.40)

,12 2

2 ТJ

или

.

12

2

2

TJ (5.41)

Учитывая, что при пластичности 5,0 и на девиаторной

плоскости инварианты тензора нагружения совпадают с инвари-

антами напряжений, из (5.41) определяется, что

.3

2

TJ

(5.42)

Условие (5.42) совпадает с условием текучести Мизеса. Но

осуществить нагружение по плоскости девиатора на забое сква-

жины не представляется возможным, вследствие того что, на

определенной глубине h существует всестороннее давление

h321 , т.е.

283

hp

3

321. (5.43)

Тогда

,33211 hJ (5.44)

где – есть собственный вес промывочной жидкости.

В процессе производства ловильной операции необходи-

мым условием является постоянство 1J , что обеспечивает ста-

бильность угнетающих условий на забое скважины. Тогда с уче-

том (5.44) в (5.39) получатся условие разрушения промежуточ-

ной среды между аварийным предметом и забоем скважины в

виде

,2129 2

2

22

TJh (5.45)

откуда

12

92 222

2

hJ Т . (5.46)

Как следует из (5.46), для удовлетворения вышеуказанного

условия необходимо создание таких усилий на аварийные пред-

меты, которые обеспечивали бы постоянство второго инвариан-

та тензора напряжений 2J . Это возможно при условии 01 J ,

что означает необходимость создания на предмет крутящего

момента для отрыва его от забоя скважины.

Если учесть, что ijij

2

12 J2

1J и

222

1 h9J , то выра-

жение (5.46) может быть преобразовано и приведено к виду

2

9

12

92

2

1 22222hhТ

ijij

,

или

;

hТ

ijij

1

92 222233

232

231

223

222

221

211

213

212

(5.47)

Условие (5.47) является условием принудительного отрыва

аварийных предметов с забоя скважин.

284

Расматривается следующий пример. Пусть аварийный

предмет круглого сечения лежит на забое скважины. Между за-

боем и аварийным предметом имеется слой из выбуренных гор-

ных пород, впитанная промывочной жидкостью, т.е. на забое

имеется заиленная среда. Предполагается, что на забое скважи-

ны после её промывки под аварийным предметом за счет веса

лифтовой колонны труб и скважинной жидкости образовывается

уплотненная прослойка с соответствующими механическими

свойствами (рис 5.34).

Для отрыва аварийного предмета от забоя скважины необ-

ходимым является разрушение этой прослойки в зоне его распо-

ложения в условиях действия забойных факторов. Напряженное

состояние уплотненной среды определяется действием на нее

давления hP скважинной жидкости. Таким образом, ста-

вится задача разрыва в зоне контакта связей двух взаимо-

действующих тел, математическая модель которой характери-

зуется в виде осесимметричного напряженного состояния.

Рис.5.34. Схема усилий, действующих на посторонний

предмет:

1-прослойка ила, 2-посторонний предмет,

3-промывочная жидкость.

С учетом осесимметричности задачи, предполагается, что

на главных осях h21 ; 3 .

Тогда 22

1 h2J ;

.h2h22

1J 2222

2 . (5.48)

285

Путем подстановки (5.48) в (5.39) получается нижеприво-

димое:

,22441244 2

0

222222222 hhhhh

или

2222 224234 Тhh . (5.49)

Если принять, что для пластических тел, 5,0 то из

(5.49) получается, что

222 2548 Тhh . (5.50)

При малых глубинах определяющую роль играет 22 Т и в

(5.49) следует брать знак «+». При больших глубинах должно

быть еще больше, поэтому при любой глубине в (5.50) следует

брать знак «+» т.е. 222 2548 Тhh . (5.51)

Таким образом, для отрыва аварийного предмета с забоя

скважины необходимо стимулировать тяговую силу, равную

,S2h54h8F 2

Ò

22 (5.52)

где S –площадь поверхности аварийного предмета, взаимодей-

ствующая с исполнительной частью инструмента.

Следует отметить, что разрыв упомянутой выше связи мо-

жет быть достигнут (или же облегчен) путем приложения в зоне

взаимодействия (возможно в виде динамы, т.е. совместным воз-

действием) дополнительного крутящего момента. Поэтому

необходимо решение задачи для определения количественных

показателей силовых факторов (здесь только крутящего момен-

та) в зоне взаимодействия аварийного предмета и уплотненной

забойной прослойки. В этом случае математически соответству-

ющая модель может быть характеризована в нижеприводимом

виде. Предполагается, что по боковым поверхностям промежу-

точной среды действуют напряжения h21 а сверху ка-

сательное напряжение равное и h3 . Тогда из условии

(5.47) получается, что:

286

.1

923

222222

hh Т (5.53)

Если принять, (для идеально пластичных тел) 5,0 то из

(5.53) получается, что

3

2 Т . (5.54)

Как видно из (5.54) в этом случае условие разрушения вза-

имосвязи «аварийный объект – забой» не зависят от глубины

залегания аварийного предмета, а определяется исключительно

механическими свойствами промежуточной среды между забо-

ем скважины и аварийным предметом.

Когда 5,0 из (5.53)

.

1

1232 2222

hТ (5.55)

Из (5.55) получается, что при 5,0 max , определяемое

по (5.55), меньше чем max , определяемое по (5.54). Это озна-

чает, что при создании, наряду с тяговым усилием, на поверх-

ности взаимодействия уплотненной прослойки среды и аварий-

ного предмета крутящего момента возможность разрыва связей

обеспечивается независимо от глубины залегания аварийного

предмета, т.е. от глубины забоя скважины. Крутящий момент,

действующий на прослойку и вызывающий касательное напря-

жение, определяется из

,Wp

Mkp

max (5.56)

где kpM – крутящий момент,

pW – полярный момент сопротив-

ления уплотненной прослойки. Из (5.56):

WpM maxkp . (5.57)

Подставляя (5.54) в (5.57) с учетом того, что для тел с ци-

линдрическим очертанием 16

dW

3

p

, имеем

287

ТТТ

kp

dddM

24

3

38163

2 333

. (5.58)

Ниже, в качестве примера, вычислен крутящий момент,

определяемый по (5.58) для уплотненной среды, сложенной из

различных типов пород. Например, при наличии среды, сложен-

ной из известковых пород прочностными и геометрическими

характеристиками, соответственно, равными МПаТ 6 и

мd 1,0 при деформации сдвига крутящий момент равен

kHмM kp

35,1104

14,372,110

4

1014,372,1 363

,

Для среды из песчанистых пород с характеристикой

МПаТ – крутящий момент будет равен:

МПаM kp 13,110524

1014,372,1 63

.

Для вышеуказанных двух типов сред при деформационном

процессе растяжения, при котором T равен, соответственно,

МПаT 30 и МПаТ 18 , тяговая сила по (5.52) определяется

как:

;kH/,

F нp

500010143

1018104104541021028

42

146834

.Кн,

F Пр

50004

10143

10648104104541021028

2

126834

При отсутствии сил сдерживающих аварийный предмет на

уплотненной прослойке среды, т.е. уже после захвата инстру-

ментом, начинается процесс транспортировки по стволу сква-

жины с тяговой силой, равной

kHShFc 3001014,31025,014,3102102 5234

288

Отношение силы поднятия при растяжении на силу подня-

тия со сдвигом будет равно, соответственно

7,163

50

103,0

1053

3

c

p

F

F.

Таким образом,тяговая сила я магнитного ловителя при

растяжении должна быть в 16,7 раз больше чем сила с кручени-

ем.

В результате на основе теоретических исследований уста-

новлено, что:

1.Разрыв взаимосвязей между посторонним предметом и

заиленной средой на забое скважины может быть реализован в

более легком режиме нагружения лифтовой компоновки за счет

создания крутящего момента в зоне его расположения;

2.В зависимости от структурных свойств заиленной среды

путем создания крутящего момента на посторонний предмет для

его захвата на забое скважины могут быть использованы маг-

нитные захваты со значительно низкой (до 16,7 раз) тяговой ха-

рактеристикой;

3.Технология применения магнитных инструментов с воз-

можностью воздействия крутящим моментом на аварийный

предмет на забое скважины ставит задачу пересмотра и модер-

низации существующего их параметрического ряда.

5.3.6.Расчет и разработка конструкций магнитных це-

пей с нерегулируемой тяговой характеристикой

На основании расчета и предварительных испытаний ма-

кетов различных конструкций ловильных устройств (рис.5.35)

были установлены оптимальные формы и размеры магнитопро-

водов и постоянных спеченных магнитов для их изготовления.

С этой целью в натуральную величину была изготовлена

магнитная система устройства в виде двух цилиндрических маг-

нитопроводов в немагнитном кожухе. Диаметр магнитной си-

стемы составлял 80 мм.

289

а) б)

в) г)

Рис.5.35. Модели магнитных систем грузоподъемных

устройств: а - модель с двумя магнитопроводами в форме полу-

цилиндров в немагнитном кожухе; б - модель с укороченным

магнитопроводом; в – концентрическая модель; г - модель с ко-

нусными магнитопроводами.

В качестве магнитопроводов были использованы АРМКО-

железо с индукцией насыщения BS = 2,07 Тл. На отрывных ис-

пытаниях данная конструкция продемонстрировала усилие от-

рыва 590 кгс (рис.5.36).

290

0 1 2 3 4 5 60

100

200

300

400

500

600

700

800

На

гр

узк

а,

кгс

Расстояние, мм Рис. 5.36. Результаты испытания на грузоподъемность

полномасштабной магнитной системы ловильного устройства в

виде двух цилиндрических магнитопроводов из электротехниче-

ской стали в немагнитном кожухе.

Исходя из данных испытаний на отрыв, была рассчитана

индукция насыщения магнитопроводов из АРМКО-железа в за-

мкнутой цепи.

Как было показано ранее:

F=B2Sп/2μ0μ, (5.59)

где В –индукция на границе магнитопровод–ферромагнитная

массивная пластина, определяемая как В=(2 μ0 μ·F/ Sп) ½.

Расчетная величина (равная В=1,98 Тл) почти совпадает с

индукцией насыщения АРМКО-железа BS=2,07 Тл. Таким обра-

зом, показано, что магнитопроводы из АРМКО-железа в кон-

струкции с двумя магнитопроводами в форме полуцилиндров в

немагнитном кожухе практически находятся в насыщении.

В ходе экспериментов обнаружен эффект, состоящий в

том, что индукция насыщения магнитопровода из АРМКО-

железа сильнее возрастает при использовании в магнитной си-

стеме постоянных магнитов с более высокой остаточной индук-

цией (Вr>1,35 Тл). Так, на полномасштабном устройство при за-

мене магнитов с Вr=1,25 Тл на магниты с Вr=1,38 Тл (12%-ое

увеличение магнитного потока на полюсах магнита) произошло

увеличение его отрывного усилия с 590 до 635 кгс (7,6%). В то

291

же время, 20%-е увеличение потока за счет увеличения площа-

ди полюсов магнита (Вr=1,25 Тл) увеличило отрывное усилие

только до 610 кгс (3,4%). Этот эффект был использован для

дальнейшей модернизации конструкции ловильного устройства.

При замене материала магнитопроводов с АРМКО-железа

на «----» можно ожидать, что усилие отрыва увеличится в

(2,27/2,05)2 =1,23 раза (или на 23%). По величине индукции

насыщения этим требованиям отвечают «---» двух типов –

50К2Ф и 35К – у обоих сплавов BS=2,25-2,32 Тл. «---»марки

35К несколько дороже, но предпочтительнее ввиду более высо-

кой коррозионной стойкости, что является немаловажным в

условиях глубоких скважин. Для изготовления полно-

масштабных устройств представляется возможным использова-

ние сплавов 50К2Ф или 35К в виде круга большого диаметра

(>84мм).

Как было показано ранее, требования к магнитопроводу по

мере удаления от рабочей поверхности уменьшаются. Поэтому,

ввиду необходимости экономии «----» в конструкциях устрой-

ствах из-за высокой его стоимости, часть магнитопровода может

быть изготовлена из электротехнической стали в форме усечен-

ного конуса. Допускается, что такое решение никак не скажется

на отрывном усилии устройства. Это было экспериментально

показано на отрывных испытаниях конструкции с коническими

магнитопроводами. Разрез конструкции устройства с комбини-

рованным магнитопроводом из электротехнической стали с «----

-» накладками приведен на рис. 5.37.

Такие «----»овые накладки называются концентраторами

магнитного поля, или просто концентраторами, идея которых

состоит в следующем. С одной стороны (торцевой) они прини-

мают магнитный поток от находящегося в насыщении магнито-

провода (изготовленного из электротехнической стали), а с дру-

гой стороны (внутренней поверхности) –магнитный поток от

постоянного магнита. Важно, чтобы эти два потока в сумме пре-

восходили магнитный поток, который может пропустить «-----

»овый концентратор (рис. 5.37). Это условие может быть запи-

сано в виде:

292

Рис.5.37. Разрез конструкции устройсва с двумя комбини-

рованными магнитопроводами в форме полуцилиндров в немаг-

нитном кожухе.

Впер·Sпр <BЭ12·Sпр+2L·h·0,7Br ,

где Впер–индукция насыщения «----»а; 0,7Br–магнитная индук-

ция на нейтральной линии постоянного магнита; Sпр–площадь

одного магнитопровода на торцевой поверхности; BЭ12-

индукция насыщения электротехнической стали; L–ширина од-

ного магнита, прилегающего к магнитопроводу; h–длина пере-

крытия концентратора и постоянного магнита.

Из этого неравенства следует, что перекрытие концен-

тратора и постоянного магнита «h» должно быть больше, чем

h>(Впер- BЭ12)·S/(2L·0,7 Br)=(2,4-1,8)·18,6 (2·2,5·1,25)=

2,5см

С учетом конструктивных особенностей и требований ТЗ,

толщина «---» ового концентратора для магнитной системы пол-

номасштабного устройства должна составить 27-30 мм. Для ма-

кета устройства толщина концентратора составляет 7-8,5 мм.

Для проверки правильности теоретических предположений

были проведены испытания на грузоподъемность макетов маг-

нитной системы устройства в виде двух цилиндрических магни-

топроводов в немагнитном кожухе с магнитопроводами из элек-

тротехнической стали (длиной 42 мм), цельного «----» (длиной

42 мм) и магнитопроводами из электротехнической стали (дли-

293

ной 30 мм) с «---» овыми концентраторами (длиной 12 мм)

(рис.5.38).

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

Наг

рузк

а, к

гс

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80

Наг

руз

ка,

кгс

Расстояние, мм

а) б)

2 3 4 5 6 7 80

10

20

30

40

50

60

70

80

Нагр

узк

а, к

гс

Расстояние, мм в)

Рис.5.38.Результаты испытания на грузоподъемность маке-

та устройства в виде двух цилиндрических магнитопроводов в

немагнитном кожухе.

В качестве магнитопровода использованы следующие ма-

териалы: а–электротехническая сталь; б–«---»; в-электро-

техническая сталь с-«----» овыми концентраторами.

Величина усилия отрыва этого макета устройства с магни-

топроводом из электротехнической стали (и диаметром магнит-

ной системы 25мм) составила 60 кгс.

294

В тоже время, испытания показали, что в пределах по-

грешности эксперимента отрывные усилия макетов устройства с

цельными «---» овыми магнитопроводами и комбинированными

магнитопроводами, изготовленными из электротехнической

стали с «---» овыми концентраторами, оказались практически

одинаковыми. Для обеих конструкций величина усилия отрыва

составила 66–67 кгс. Использование комбинированного маг-

нитопровода в устройстве позволит существенно удешевить ло-

витель при промышленном производстве.

С другой стороны, этот эксперимент показал, что холод-

нокатаный сплав 50К2Ф имеет индукцию насыщения всего 2,12

Тл, что существенно ниже его потенциальных возможностей.

Данные о величине индукции насыщения «---» а 50К2Ф,

полученных как на основе испытаний на отрыв, так и на основе

магнитных испытаний подтверждают, что все детали, изготов-

ленные из прутка «---»а для получения более высоких магнит-

ных свойств (ВS>2,3 Тл), нуждаются в термообработке. Надо

отметить, что еще одним положительным свойством «--» а яв-

ляется его хорошая механическая обрабатываемость.

Целесообразность использования концентраторов из пер-

мендюра в магнитопроводах устройств подтверждается и тем,

что индукция насыщения концентраторов из неотожженного «-»

а (ВS =2,12 Тл) превышает индукцию насыщения чистого железа

(ВS =2,07 Тл). Кроме того, коррозионная стойкость «--» а значи-

тельно выше и его можно использовать для коррозионной защи-

ты магнитопроводов из АРМКО-железа, что должно существен-

но повысить срок службы ловильных устройств. То есть дости-

гается как минимум 5%-е увеличение отрывного усилия при

коррозионной защите магнитопроводов из АРМКО-железа.

На модернизированной конструкции устройства этого типа

были проведены успешные отрывные испытания. Эксперимент

показал хорошую воспроизводимость усилия отрыва, которое

составило 664 кгс (см.рис.5.39).

Из-за технологических особенностей изготовления кон-

струкции площадь рабочей поверхности «----»овых концен-

траторов была на 5% меньше площади торца магнитопровода из

295

Армко-железа. Однако даже в этом случае отрывное усилие

устройства превышало отрывное усилие магнитной системы без

концентраторов, но с применением магнитов с повышенной

магнитной индукцией (Br>1,4 Тл).

0 1 2 3 4 5 60

100

200

300

400

500

600

700

800

На

гр

узк

а,

кгс

Расстояние, мм Рис.5.39. Результаты испытания на грузоподъемность пол-

номасштабной магнитной системы устройства с двумя комби-

нированными магнитопроводами с «----»овыми концентратора-

ми в форме полуцилиндров в немагнитном кожухе.

В рамках этого эксперимента цельные магниты с повы-

шенной термостабильностью Nd13.5Dy1,5Fe77B8 (длиной 100 мм)

были заменены на составные. Одна часть постоянного магнита,

расположенная ближе к рабочему торцу, была изготовлена из

сплава Sm-Co (длина 40мм, Br=1,14Тл), а вторая – из термоста-

бильного Nd13.5Dy1,5Fe77B8 (Br=1,24Тл). Эксперименты показали,

что при замене магнитов величина отрывного усилия в пределах

погрешности эксперимента не изменялась. В ходе разработки

конструкции устройства с составными постоянными магнитами

была выявлена необходимость фиксации магнитов для того,

чтобы избежать нежелательного выталкивания последнего маг-

нита при сборке магнитной системы. В связи с этим были внесе-

ны изменения в конструкцию.

В ходе проведения отрывных испытаний была обнаружена

зависимость усилия отрыва от расстояния между постоянным

магнитом в сборке и рабочей поверхностью. Так, при расстоя-

296

нии 10 мм усилие отрыва составляло 630 кгс, а при уменьшении

этого расстояния до 2 мм – 664 кгс. Поэтому изменены кон-

струкции защитных латунных пластинок (которые предохраня-

ют магниты от механических ударов и коррозии), что позволило

уменьшить расстояние между постоянным магнитом и рабочей

поверхностью и увеличить таким образом отрывное усилие

устройства до 10%.

Конструкция устройства с коаксиальными магнитопрово-

дами (рис.5.40) также представляет несомненный интерес ввиду

своей технологичности и высоких силовых характеристик (рас-

четные данные показывают отрывное усилие приблизительно

500-600 кгс для диаметра магнитной системы 80 мм).

Для экспериментальной проверки теоретических резуль-

татов был изготовлен макет конструкции устройства с коакси-

альными магнитопроводами. Внутренний магнитопровод был

изготовлен из «---»а 50К2Ф диаметром 14 мм. Внешний магни-

топровод представлял собой кольцо с наружным диаметром 25

мм и внутренним 20мм. Высота обоих магнитопроводов состав-

ляла 25 мм. Постоянные магниты в виде 45º-x цилиндрических

сегментов имели высоту 11,5 мм и располагались в два ряда по

длине магнитопроводов. В верхнем ряду 5 магнитов были за-

креплены неподвижно, а в нижний ряд магниты добавлялись и

фиксировались по одному после каждого отрывного испытания.

Усилие отрыва увеличивалось до установки 7-го магнита вклю-

чительно и составило 58 кгс. Дальнейшее увеличение числа

магнитов не приводило к увеличению отрывного усилия, что

свидетельствует о том, что магнитопроводы вошли в состояние

магнитного насыщения.

На основании данных, полученных при отрывных испы-

таниях макета устройства с коаксиальными магнитопроводами,

была изготовлена и испытана полномасштабная его магнитная

система диаметром 80мм. В полномасштабном устройстве целе-

сообразным оказалось использование вместо 45º-x цилиндри-

ческих сегментов 90º-е. Такое изменение конструкции магнит-

ной системы связано с тем, что при больших постоянных магни-

тах уменьшаются утечки магнитного потока и существенно

297

упрощается сборка устройства. В кожухе устройства для проте-

кания технологической жидкости оставлены два отверстия об-

щей площадью -7 см2.

а) б)

Рис.5.40.Конструкция устройства с коаксиальными магни-

топроводами:

а-вид с рабочего торца; б-вид с нерабочего торца.

Расчеты, проведенные на основании испытаний макетов

(рис.5.41, а) показывают, что грузоподъемность устройства с ко-

аксиальными магнитопроводами должна достигать 570-600 кгс.

Первые отрывные испытания полномасштабного устройства с

коаксиальными магнитопроводами показали усилие отрыва 520

кгс. (рис.5.41,б). Это усилие по величине несколько меньше

оценки отрывного усилия, сделанного на основании испытаний

макетов.

Расчет индукции магнитопровода, сделанный по полу-

ченному усилию отрыва, дает величину 1,9 Тл, то есть магни-

топровод близок к состоянию насыщения, но еще в него не во-

шел (2,07 Тл). Поскольку постоянный магнит производит маг-

нитный поток, величина которого на 50% больше потока, необ-

ходимого для введения магнитопроводов в состояние насыще-

ния, то причиной уменьшения магнитного потока на рабочем

торце устройства являются утечки магнитного потока через дру-

гие поверхности магнитной системы.

298

0 1 2 3 4 5 60

10

20

30

40

50

60

70

80Н

агр

узк

а, к

гс

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

100

200

300

400

500

600

700

800

На

гр

узк

а,

кгс

Расстояние, мм

а) б)

Рис.5.41.Результаты испытания на грузоподъемность маг-

нитной системы с коаксиальными магнитопроводами:

а – макет; б – полномасштабная конструкция.

Увеличить полезный магнитный поток можно, либо доба-

вив площадь полюсов постоянных магнитов, либо изменив фор-

му магнитопроводов, особенно центрального. В нерабочем кон-

це магнитопровода необходимо сделать углубление в форме

усеченного конуса и по всей длине магнитопровода с фрезе-

ровать по 6 мм с каждой стороны магнитопровода, где нет при-

легания постоянных магнитов, увеличив этим расстояние между

внутренним и внешним магнитопроводом. При такой кон-

струкции центрального магнитопровода существенно уменьша-

ться потери магнитного потока через зазор технологического

отверстия и нерабочую торцевую поверхность. Форма внешнего

магнитопровода улучшенного коаксиального устройства изме-

нится незначительно – достаточно снятие 45 фаски на нерабо-

чем торце кольца. Магнитопроводы такой формы должны суще-

ственно уменьшить утечки магнитного потока магнитной си-

стемы, войти в состояние магнитного насыщения и повысить

грузоподъемность устройства.

299

В конструкции магнитной системы устройства с двумя

магнитопроводами в форме полуцилиндров в немагнитном ко-

жухе магнитопроводы удачно разделены технологическим от-

верстием, что существенно уменьшает утечки магнитного пото-

ка. Для введения магнитопроводов в насыщение достаточным

30%-е превышение магнитного потока над теоретически рассчи-

танным магнитным потоком на рабочем торце. Подобное реше-

ние необходимо применить и на коаксиальном устройства для

увеличения его грузоподъемности.

Для сохранения равенства площадей внутреннего и внеш-

него магнитопровода несколько увеличен радиус внутреннего

магнитопровода. Диаметр цилиндрической части при этом вы-

рос до 53 мм (чтобы сохранить прежнее значение площади маг-

нитопровода на рабочем торце). Простые геометрические расче-

ты показывают, что это привело к увеличению внутреннего

диаметра внешнего магнитопровода до 70 мм, а внешнего-до 84

мм. При этом радиусы постоянных магнитов изменены с 23,5 до

26,5 и с 32 до 35мм, соответственно.

Оценка влияния ширины зазора технологического отвер-

стия на грузоподъемность коаксиального устройства была про-

ведена серия экспериментов на полномасштабном устройства с

новым центральным магнитопроводом (рис. 5.42). Для проведе-

ния испытаний на грузоподъемность в нем использовались

стандартные постоянные магниты в виде цилиндрических 900

секторов с внешним диаметром 64 мм, внутренним – 46 мм и

длиной 60 мм. При этом несколько нарушилось равенство пло-

щадей магнитопроводов. Так, площадь центрального магнито-

провода уменьшилась на 15%, а внешнего – на 1%.

В рамках испытаний на грузоподъемность было проверено

влияние материала ферромагнитной поверхности на отрывное

усилие. Для испытаний были изготовлены ферромагнитные ци-

линдры из стали 3, АРМКО-железа и «---»а марки 50К2Ф, кото-

рые использованы в качестве «массивной ферромагнитной по-

верхности».

Отрывные испытания макетов с комбинированным магни-

топроводом с «---» ровыми концентраторами и магнито-

300

проводом из стали Э12 не показали разницы в усилии отрыва от

цилиндров из трех вышеперечисленных ферромагнитных мате-

риалов. Макет с магнитопроводами из стали Э12 при отрыве от

трех вышеупомянутых материалов также продемонстрировал

постоянное отрывное усилие. На основании полученных данных

сделан вывод о незначительном влиянии материала ферромаг-

нитной поверхности и ее формы на отрывное усилие исследуе-

мых магнитных систем, если его индукция насыщения превы-

шает 1Тл. Различия в усилии отрыва разных макетов устройства

обусловлены только магнитными материалами (магнито-

твердыми и магнитомягкими), используемыми при их изготов-

лении. Т.е. усилие отрыва главным образом зависит от индукции

насыщения магнитопровода и площади магнитопроводов на ра-

бочей поверхности устройства.

Рис.5.42.Улучшенная конструкция центрального магнито-

провода магнитной системы устройства с коаксиальными маг-

нитопроводами

Проведены сертификационные испытания на грузоподъе-

мность магнитной системы устройства с двумя магнито-

проводами в форме полуцилиндров в немагнитном кожухе с

термостабильными магнитами системы Nd-Fe-B, предназ-

наченной для полевых испытаний, с целью определения усилия

отрыва с помощью аппаратно-программного комплекса (АПК)

на базе разрывной машины Р-5. Испытания проводились при

скорости движения активного захвата 1 мм/мин. Нагрузка реги-

стрировалась тензодатчиком 1798 ДСТУ с номинальным усили-

301

ем 1000 кгс. Градуировка машины по нагрузке проводилась с

помощью эталонного динамометра ДПУ-0,5-2 (класс точности

2; погрешность д =2%). Погрешность при регистрации нагрузки

в компьютере к = 0,07 кгс. Таким образом, при усилии отрыва

600 кгс максимальная погрешность по нагрузке составляет:

р=д+к =12,1 кгс.

Результаты испытаний

Таблица 5.4. Материал ответной

части Среднее усилие

отрыва, кгс Максимальное

усилие отрыва, кгс

Армко-железо 568 575

Сталь 3 547 560

Ответная часть, от которой производился отрыв, представ-

ляла собой массивную ферромагнитную пластину со шли-

фованной поверхностью с заведомо большей площадью, чем

площадь магнитопровода. Материал ответной части варьи-

ровался: АРМКО-железо и сталь 3. Результаты испытаний при-

ведены в таблице 5.5. Кривые отрыва приведены на рис.5.43.

0 1 2 3 4 5 60

100

200

300

400

500

600

700

800

На

гр

узк

а,

кГ

c

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 60

100

200

300

400

500

600

700

800

Нагр

узк

а, к

Гc

Расстояние, мм

а) б)

Рис.5.43.Кривые отрыва испытаний на грузоподъемность

магнитной системы устройства с двумя магнитопроводами в

форме полуцилиндров в немагнитном кожухе с термостабиль-

ными магнитами системы Nd-Fe-B от различных ответных ча-

стей: а – АРМКО-железо; б – сталь 3.

302

Систематизированы данные, полученные при испытаниях

на грузоподъемность макетов устройства с двумя магнитопрово-

дами в форме полуцилиндров в немагнитном кожухе при раз-

личных расстояниях между полюсами магнита и различных ти-

пах постоянных магнитов.

Так, в исходном состоянии и после отжигов постоянных

магнитов измерены следующие параметры: Pmax – максимальное

усилие отрыва; Р=1 мм –усилие притяжения на расстоянии 1 мм

от ферромагнитной пластины; 1/2–расстояние, на котором при-

тяжение уменьшается вдвое.

Сводная таблица для различных случаев представлена ни-

же (табл.5.5).

Из приведенных результатов видно, что максимальное уси-

лие отрыва достигается при использовании постоянных маг-

нитов толщиной 3 и 5 мм. Применение магнитов толщиной 7 и 9

мм позволяет добиться наибольшего дальнодействия магнитной

системы. Лучшие характеристики грузоподъемности после от-

жигов при температурах 100ºС, 125ºС, 150ºС и 180ºС показали

магнитные системы с термостабильными магнитами

Nd13,5Dy1,5Fe77B8. При комнатной температуре характеристики

грузоподъемности магнитных систем с постоянными магнитами

Nd15Fe77B8 и Nd13,5Dy1,5Fe77B8 были приблизительно одина-

ковые.

Результаты испытаний в зависимости от толщины магнита

Таблица 5.5.

Тип магнита Тотж 0С

Параметр

Р=1/2мм,кгс Р=1 мм,кгс

Толщина магнита, мм 3 5 7 9 3 5 7 9

Nd15Fe77B8

Исх. 0,18 0,3 0,4 0,78 3,1 6,9 10,1 16,0

100 0,11 0,22 0,41 0,54 2,2 5,8 10,6 13,5

125 0,03 0,27 0,46 0,55 1,11 4,7 9,25 9,75

150 0,02 0,075 0,175 0,33 0,5 1,3 2,2 4,05

Nd13,5Dy1,5Fe77B8

Исх. 0,185 0,345 0,5 0,72 4,15 10,0 13,5 18,0

150 0,255 0,365 0,57 0,66 5,2 10,0 14,7 17,8

180 0,11 0,235 0,49 0,52 2,65 6,7 13,1 11,3

303

Продолжение табл. 5.5

Изучено влияние материала магнитопровода магнитной

системы ловильного устройства на ее грузоподъемность. Расче-

ты показывают, что при использовании мощных постоянных

магнитов системы Nd-Fe-B с Вr=1,38 Тл в магнитной системе

устройства в виде двух магнитопроводов в форме полуцилин-

дров в немагнитном кожухе удается увеличить индукцию насы-

щения магнитопроводов из АРМКО-железа до ВS=2,15Тл, что

соответствует увеличению отрывного усилия в (2,17/2,07)2=1,11

раза или на 11%. При применении в этой магнитной системе «---

-»овых концентраторов из сплава 50К2Ф, можно ожидать уве-

личения отрывного усилия в (2,25/2,07)2=1,18 раза или на 18%,

что составит приблизительно 490 кГс для диаметра магнитной

системы 70 мм. Длина магнитной системы при этом должна

увеличиться до 135 мм, чтобы постоянные магниты смогли со-

здать магнитный поток, необходимый для насыщения «---»овых

магнитопроводов.

Однако, в связи с отсутствием заготовок «---»а 50К2Ф

диаметром 77 мм и выше, в полномасштабной магнитной систе-

ме устройства был использован «---» 27КХ диаметром 77 мм.

Сравнительные испытания полномасштабных магнитных систем

с магнитопроводами из «----»а 27КХ и АРМКО-железа при ис-

пользовании постоянных магнитов системы Nd-Fe-B показали,

Тип магнита Тотж

0С

Параметр

Pmax, кГс

Толщина магнита, мм 3 5 7 9

Nd15Fe77B8

Исх. 62 60 56 42

100 57 60 53,5 46.5

125 46,5 49,5 47 39

150 35 47 34,5 36

Nd13,5Dy1,5Fe77B8

Исх. 63 63,6 53 48

150 56,8 58,4 50,6 50

180 37,2 54,5 50,4 40,8

304

что индукция насыщения магнитопровода в обоих случаях была

равна и составляла ВS=2,26Тл.

Таким образом, экспериментально было доказано, что за

счет применения постоянных магнитов системы Nd-Fe-B с вы-

сокой остаточной индукцией удалось существенно повысить

индукцию насыщения магнито-проводов из АРМКО-железа и

достичь величины, характерной для железокобальтовых спла-

вов. Замена «----»овых магнитопроводов на магнитопроводы из

АРМКО-железа позволяет существенно снизить стоимость маг-

нитной системы устройства.

Для испытаний на грузоподъемность расчитана и изго-

товлена полномасштабная магнитная система ловильного

устройства для использования в скважинах диаметром 135 мм,

конструктивно выполненная в виде двух магнитопроводов в

форме полуцилиндров в немагнитном кожухе. Диаметр магнит-

ной системы составлял 110-115 мм. В качестве магнитопроводов

использовалась Сталь 3 с индукцией насыщения 1,4-1,5 Тл. В

конструкции магнитной системы использовались как постоян-

ные магниты, легированные диспрозием Nd13,5Dy1,5Fe77B8 с по-

вышенной рабочей температурой 180ºС и с Вr = 1,25Тл, так и

нелегированные Nd15Fe77B8 c максимальной рабочей темпе-

ратурой 80ºС и Вr = 1,38 Тл.

Выводы:

1.На основании расчета и предварительных испытаний мо-

делей различных конструкций ловильных устройств были уста-

новлены оптимальные форма и размеры магнитопроводов и по-

стоянных спеченных магнитов для изготовления его рабочих

образцов.

2.Показано, что увеличение магнитного потока на полюсах

постоянных магнитов, вследствие применения магнитов с более

высокой остаточной индукцией ВS >1,35 Тл, способствует воз-

растанию индукции насыщения магнитопровода из АРМКО-

железа по сравнению с увеличением магнитного потока, дости-

гаемого за счет увеличения площади полюсов магнита. Поэтому

магнитные системы с магнитопроводами из АРМКО-железа

при остаточной индукции постоянных магнитов ВS >1,35 Тл по-

305

казывают большие значения усилия отрыва по сравнению с кон-

струкциями с увеличенной площадью постоянных магнитов.

3.Установлено, что для повышения коррозионных и маг-

нитных свойств магнитных систем при повышенных темпе-

ратурах, в ловильных устройств целесообразно использовать

комбинированные магнитопроводы из электротехнической ста-

ли с «----»овыми концентраторами и составные постоянные маг-

ниты из магнитов систем Nd-Fe-B и Sm-Co.

4.Показано, что детали магнитопровода, изготовленные из

«---»а для получения более высоких магнитных свойств (ВS>2,2

Тл), нуждаются в термообработке, состоящей в 3-х часовом от-

жиге при температуре 1100ºС с последующим охлаждением до

800ºС со скоростью 100ºС/час и дальше вместе с печью.

5.Использование концентраторов из «---»а в магни-

топроводах устройства позволяет достигнуть как минимум 5%-

го увеличения отрывного усилия и существенно удешевить ин-

струмент промышленного производства по сравнению сустрой-

ством с магнитопроводом из цельного пермендюра.

6.Конструкция магнитной системы ловильного устройства

с двумя половинками магнита в немагнитном кожухе и комби-

нированным магнитопроводом с концентраторами из «----»а 35

K продемонстрировала усилие отрыва 664 кгс.

7.Установлено, что уменьшение расстояния между посто-

янным магнитом и рабочей поверхностью от 10 до 2 мм приво-

дит к 5-10 % увеличению отрывного усилия ловильного устрой-

ства.

8.Показано, что усилие отрыва магнитной системы глав-

ным образом зависит от индукции насыщения магнитопровода и

площади магнитопроводов на рабочей поверхности устройства,

а не от материала ферромагнитной поверхности, от которой про-

исходит отрыв.

306

5.3.7. Разработка и внедрение конструкции скважинно-

го магнитного грузоподъемного устройства с регулируе-

мым магнитным полем

А.Обоснование конструктивного исполнения регулиру-

емого устройства для их совместимости со стандартным

скважинным оборудованием

Для разработки регулируемого магнитного захватного ме-

ханизма были рассмотрены различные технологические вариан-

ты регулирования магнитного поля устройства. В результате

изучения множество конструктивных исполнений механизмов

захвата использован вариант регулирования магнитного поля

устройства за счет поворота на 180 градусов магнитной систе-

мы, состоящей из двух рядов (верхнего ряд относительно ниж-

него). На этой базе отработана конструктивное исполнение ре-

гулируемого устройства.

Для обеспечения условия регулирования магнитным полем

нижний магнитопровод выполнен сборным из двух рядов в виде

половинок имеющих разное материальное исполнение. Описа-

ние окончательного варианта конструкции скважинного маг-

нитного грузоподъемного устройства с регулируемым магнит-

ным полем приводится ниже.

Конструкция регулируемого устройства (рис.5.44) состоит

из магнитной системы 1, переводника 2, соединяющего устрой-

ства с колонной бурильных труб, корпуса 3, фрезера 4 и ограни-

чителя верхнего 5, фиксируемого при помощи винта 6.

Магнитная система – устройства (см.рис.5.45-5.54) состоит

из трех рядов магнитопроводов: нижнего, среднего и верхнего.

Верхние магнитопроводы (правый 7 и левый 8) вместе с пос-

тоянными магнитами (правый 1 и левый 2) устанавливаются над

средними магнитопроводами (правый 5 и левый 6), которые в

свою очередь устанавливаются над нижними магнитопроводами

(правый 3 и левый 4).

307

Рис.5.44.Конструкция скважинного магнитного грузоподъ-

емного устройства с регулируемым магнитным полем.

Нижние и средние магнитопроводы собираются двумя

постоянными магнитами (правый 1 и левый 2) и вместе с соб-

ранными постоянными магнитами и верхними магнитопро-

водами помещаются в диамагнитном стакане 12. Стакан изго-

товлен из алюминиевого сплава, имеет внутреннюю опорную

поверхность, на которую своим упором опираются нижние маг-

нитопроводы. Нижний конец стакана имеет паз для посадки на

корпус устройства.

Верхние магнитопроводы закрываются изготовленной из

алюминиевого сплава крышкой 13. В крышке предусмотрены

два отверстия для болтов 16, которые предназначены для за-

крепления трубы 14, служащей для прохождения по централь-

ному каналу промывочной жидкости. Над трубой устанав-

ливается и закрепляется с помощью болтов 16 вращатель 15. В

нижних и верхних магнитопроводах предусмотрены отверстия

для винтов 17 и 18, при помощи которых они фиксируются со

стаканом.

В стакане предусмотрены два паза для верхнего ограничи-

теля и два отверстия для выхода промывочной жидкости.

308

Рис.5.45.Магнитная система регулируемого трехрядной

конструкции.

Для фиксации постоянных магнитов 1 и 2 предусмотрены

планки 9 и 10, которые вставляются в соответствующие пазы,

предусмотренные в нижних магнитопроводах. При этом одно-

временно обеспечивается изоляция нижнего конца постоянных

магнитов.

Для проведения лабораторных испытаний предусмотрена

фиксирующая втулка 11, закрепляемая к стакану при помощи

винта 17, для предотвращения «отстреливания» в процессе по-

ворота верхних магнитопроводов.

Принцип работы регулируемого устройства состоит в сле-

дующем:

-для освобождения от выловленного предмета на устье

скважины через отверстия в корпусе устройства отворачиваются

винты верхних магнитопроводов;

-затем в отверстие вращателя вставляется рукоятка и осу-

ществляется поворот верхней части магнитной системы отно-

сительно нижней части на 180 град.

Проверка работоспособности узла регулирования захват-

ного механизма регулируемого устройства проводилась в лабо-

раторных условиях кафедры «Прикладная механика» АГНА.

309

Для предотвращения возможности «отстреливания» верхнего

магнитопровода при снятии магнитной силы во время осуще-

ствления его поворота относительно среднего- разработана

конструкция магнитной системы с предохранительной втулкой.

Необходимость разработки подобной конструкции магнитной

системы именно для проведения лабораторных испытаний объ-

ясняется тем, что возможность «отстреливания» магнитной си-

стемы в сборе с корпусными деталями отсутствует, а фиксация

обеспечивается конструкцией переводника.

Предложен вариант фиксации магнитной системы предо-

хранительной втулки, предусматривающий ее закрепление при

помощи двух винтов к среднему магнитопорводу в предусмот-

ренные там отверстия для его фиксации со стаканом.

Конструкция фиксирующей втулки (рис. 5.46) выполнена с

дополнительными двумя отверстиями диаметром 15 мм для от-

винчивания винтов верхнего магнитопровода, что необходимо

для реализации регулирования тяговой характеристики магнит-

ного захвата в процессе проведения лабораторных испытаний.

На базе описанного выше конструктивного исполнения

магнитного захватного механизма и скважинного магнитного

грузоподъемного устройства (рис.5.55 и 5.56 «а», «б», «в», «г») с

регулируемым магнитным полем в целом, разработана техноло-

гия снятия магнитной тяговой характеристики, т.е. осуществле-

ния регулирования напряженностью генерируемого магнитного

поля.

Регулирование магнитного поля, создаваемого магнитной

системой устройства осуществляется последовательными опера-

циями, заключающиеся в необходимости выполнения перечня

работ. Этот перечень включает ряд технологических операций

приводимых ниже:

1) освободить правый и левый верхний магнитопроводы от

винтов 18 (см. рис. 5.45);

2) вставить в отверстие вращателя 15 рукоятку ;

3) осуществить поворот вращателя на 180о.

310

Выполнение указанных операций способствует снятию

напряженности магнитного поля магнитной системы устрой-

ства.

Таким образом осуществляется регулирование процесса

захвата устройством ферромагнитного мусора на забое сква-

жины.

Рис.5.46.Фиксирующая втулка скважинного магнитного

грузоподъемного устройства с регулируемым магнитным полем.

Рис.5.47.Магнитная система регулируемого устройства

двухрядной конструкции.

311

Рис.5.48.Магнит постоянный правый (левый-зеркальный).

Рис.5.49.Магнитопровод нижний правый (левый-

зеркальный).

312

Рис.5.50.Магнитопровод средний правый (левый - зеркаль-

ный).

Рис.5.51.Магнитопровод верхний правый (левый-

зеркальный).

313

Рис.5.52.Планка правая (левая -зеркально).

Рис. 5.53. Стакан регулируемого устройства.

314

Рис. 5.54. Магнитопровод нижний.

На базе описанного выше конструктивного исполнения

магнитного захватного механизма и скважинного магнитного

грузоподъемного устройства (рис.5.55 и 5.56 «а», «б», «в», «г») с

регулируемым магнитным полем в целом, разработана техноло-

гия снятия магнитной тяговой характеристики, т.е. осуществле-

ния регулирования напряженностью генерируемого магнитного

поля.

Регулирование магнитного поля, создаваемого магнитной

системой устройства осуществляется последовательными опера-

циями, заключающиеся в необходимости выполнения перечня

работ. Этот перечень включает ряд технологических операций

приводимых ниже:

1) освободить правый и левый верхний магнитопроводы от

винтов 18 (см. рис. 5.45);

2) вставить в отверстие вращателя 15 рукоятку ;

3) осуществить поворот вращателя на 180о.

Выполнение указанных операций способствует снятию

напряженности магнитного поля магнитной системы устрой-

ства. Таким образом осуществляется регулирование процесса

захвата устройством ферромагнитного мусора на забое сква-

жины.

315

Рис.5.55. Общий вид регулируемого устройства диаметром

103мм:

1-магнитная система; 2-переводник (рис.5.56);3-корпус

(рис.5.57); 4-фризерная головка (рис.5.58), 5-ограничитель

(рис.5.59); 6-фиксаторные винты.

«а»

316

«б»

«в»

317

«г»

Рис.5.56. Детали регулируемого устройства диаметром 103 мм;

«а»- переводнил; «б»-корпус;

«в»- фрезер ; «г»-ограничитель

Б.Расчет и разработка конструкции магнитных цепей

устройств с регулируемым захватным механизмом

Основным требованием при расчетах и разработке магнит-

ной цепи захватных механизмов регулируемого магнитного гру-

зоподъемного устройства является возможность регулирования

тяговой характеристикой создаваемого магнитного поля. Надо

отметить, что конструкция регулируемого устройства с двумя

цилиндрическими магнитопроводами в немагнитном кожухе, а

также конструкция с укороченным магнитопроводом допускают

возможность регулировки магнитного поля. В этом случае, как

отмечено в предыдущих разделах, они конструктивно выпол-

няются в виде двух секций, которые могут проворачиваться од-

на относительно другой на угол 180º для первой конструкции, и

на угол 90º–для второй. Такие устройства находятся в рабочем

состоянии, когда подъемные силы двух секций складываются,

или в выключенном, когда секции замыкаются друг на друга. В

318

рабочем положении такие конструкции функционируют так же,

как и конструкции устройств с двумя цилиндрическими магни-

топроводами в немагнитном кожухе и укороченным магнито-

проводом без возможности регулировки магнитного поля. Рас-

четы показывают, что конструкция ловителя с коническими

магнитопроводами также допускает регулировку магнитного

поля. Для этого необходимо разделить постоянный магнит в

форме трапеции на две части с одинаковыми площадями

(рис.5.57).

15o

125

88

Рис.5.57. Исполнение магнитопровода в форме усеченного ко-

нуса и его геометрические характеристики.

Геометрические характеристики магнитопровода свиде-

тельствуют о том, что линия раздела будет проходить на рассто-

янии 78 мм от меньшего основания трапеции. Если повернуть

полученные части на 180º, то магнитный поток замкнется внут-

ри ловителя, то есть ловитель «выключится».

Конструкции устройства с коаксиальными магнитопрово-

дами не допускают регулировки магнитного поля поворотом на

180º или 90º. Однако, небольшая высота устройства данного ти-

па, позволяет выполнение составной конструкции из двух ча-

стей, каждая из которых является конструкцией устройства с

коаксиальными магнитопроводами, но с разной полярностью

центрального магнитопровода (рис.5.58). В нерабочем «выклю-

ченном» состоянии обе половины плотно примыкают друг к

другу, и магнитный поток замыкается внутри устройства.

319

В забое скважины их можно развести на расстояние 80-100

мм с помощью мощного центрального винта или по резьбе в по-

лости, предназначенной для размещения магнитной системы.

Рис.5.58. Конструкция устройства с коаксиальными магни-

топроводами, допускающая регулировку магнитного поля.

В результате такого разведения половинок может быть по-

лучено очень эффективное устройство для улавливания мел-

кихметаллических обломков, шарошечных головок и т.д. с со-

хранением большого усилия на отрыв на рабочей поверхности

устройства.

С целью перерасчета магнитной системы для требуемых

условий предлогается использовать данные, полученные в ходе

лабораторных испытаний нерегулируемой конструкции магнит-

ной системы устройства с двумя магнитопроводами в форме по-

луцилиндров в немагнитном кожухе. Поэтому в соответствии с

геометрическими характеристиками диаметр рабочего торца ре-

гулируемого устройства должен составлять 70 мм, диаметр тех-

нологического отверстия 23 мм. Эти данные использованы в ка-

честве исходных при перерасчете регулируемого устройства,

согласно которым площадь рабочего торца одного его магнито-

провода регулируемого устройства должен быть равен

S = π(D2-d2)/8-2,5·1,2 = 17,16-3 = 14,16 см2.

В ходе лабораторных испытаний нерегулируемого устрой-

ства было установлено, что индукция насыщения магнитопро-

вода из АРМКО-железа может достигать величины 2,1Тл. Эта

величина заложена в основу точного расчета магнитной систе-

мы. Итак, имеется магнитопровод площадью 14,16 см2 и ин-

320

дукцией насыщения 2,1Тл, который в состоянии пропустить

магнитный поток, равный

Ф = BS·S = 2,1·14,16·10-4 = 3·10-3Вб.

Как было показано ранее, постоянные магниты в конструк-

ции магнитной системы нерегулируемого устройства с двумя

магнитопроводами в форме полуцилиндров в немагнитном ко-

жухе должны создавать магнитный поток, на 30% превышаю-

щий эту величину, чтобы компенсировать возможные потери

магнитного потока данной конструкции. Отсюда следует, что

при использовании постоянных магнитов с остаточной индук-

цией Br=1,05Тл и шириной 25мм их суммарная длина должна

составить не менее L>Ф·1,3/(2,5·2·0,9·Br) = 8,88см.

Поэтому длина одной секции магнитной системы принята

равной 50-60 мм. В нижней части скважинного магнитного гру-

зоподъемного устройства с регулируемым магнитным полем в

качестве постоянных магнитов предлогается использовать Sm-

Co магниты, так как они не требуют дополнительной защиты от

коррозии.

В верхней части регулируемого устройства в целях уде-

шевления изделия можно использовать легированные магниты

системы Nd-Fe-B с рабочей температурой 150 или 180С. При

этом необходимо учитывать их большую остаточную индукцию

Br =1,25Тл и, соответственно, уменьшить длину постоянного

магнита на 20%. В противном случае устройство в положении

«выключено» будет иметь еще достаточно большое отрывное

усилие (порядка 100 килограмм). При использовании в обеих

частях системы Sm-Co магнитов их длина должна быть одина-

ковой.

На основании данных расчетов и промысловой отработки

нерегулируемых устройств можно заключить, что расстояние от

постоянных магнитов до рабочей поверхности должно состав-

лять не более 2-4мм. При большем расстоянии усилие отрыва

снижается на 10-15% .

При использовании составных конструкций из Sm-Co и ле-

гированных магнитов на основе системы Nd-Fe-B необходимо

учитывать разницу в температурных коэффициентах обратимых

321

потерь магнитного потока (0,03%/оС и 0,13%/оС, соот-

ветственно). Т. е. для работы в глубоких скважинах длина Nd-

Fe-B магнита должна быть всего на 10% меньше длины Sm-Co

магнита, а не на 20%, как при нормальных температурных усло-

виях. В этом случае сохранится равенство магнитных потоков в

обеих частях магнитной системы в скважине.

Все четыре магнитопровода магнитной системы СМГУР

предлогается изготавливать из АРМКО-железа (BS =2,1Тл в маг-

нитных полях 0,7-0,9Тл), а все остальные элементы – из немаг-

нитного металла.

В результате учета предварительных расчетов был разрабо-

тан захватный механизм конструкции регулируемого устройства

диаметром 103мм, а затем полномасштабная его конструкция

для использования в скважинах диаметром 146 мм и более. В

качестве составляющих элементов магнитной системы регули-

руемого устройства использована конструкция, выполненная в

виде двух магнитопроводов в форме полуцилиндров в немаг-

нитном кожухе (рис.5.59).

Рис.5.59.Изометрическая проекция регулируемого устрой-

ства (без немагнитного стакана).

Принцип действия устройства состоит в том, что когда по-

стоянные магниты в верхней и нижней частях повернуты оди-

наковыми полюсами к магнитопроводам (положение «вклю-

чено»), их магнитные потоки складываются (рис.5.60). В случае,

когда на составной магнитопровод действуют постоянные маг-

ниты с разной полярностью (положение «выключено»), магнит-

322

ный поток практически полностью замыкается внутри магнит-

ной системы.

Рис.5.60.Схема работы магнитной системы регулируемого

устройства.

При этом магнитный поток одной части системы вычи-

тается из магнитного потока другой. Поскольку в рабочем сос-

тоянии устройства магнитопроводы находятся в состоянии маг-

нитного насыщения, то добиться полной компенсации магнит-

ных потоков в состоянии «выключено» трудно, да и не нужно,

так как даже 90% уменьшение отрывного усилия является

вполне удовлетворительным.

Приведенный на рис.5.55 устройства, диаметром 103 мм

был изготовлен в варианте с цельным нижним магнитопроводом

из АРМКО-железа с использованием самарий-кобальтовых по-

стоянных магнитов. Эта магнитная система была испытана на

грузоподъемность. Отрыв осуществляли от массивного диска из

АРМКО-железа. В положении «включено» усилие отрыва со-

ставило 403-414 кГс, в положении «выключено» – всего 12,5-14

кГс (рис.5.61). Таким образом, экспериментально была проде-

монстрирована возможность регулировки усилия отрыва.

Реальная индукция насыщения магнитороводов из АРМ-

КО-железа, рассчитанная по величине усилия отрыва магнитной

системы, в данном случае составляет 2,07 Тл. Расчеты показали,

что при использовании более мощных магнитов на основе си-

стемы Nd-Fe-B можно ожидать увеличения.

Отрывного усилия на 15-18%, то есть вплоть до 500 кГ при

диаметре магнитной системы 70 мм, что ранее уже наблюдалось

на примере конструкции магнитной системы в виде двух магни-

топроводов в форме полуцилиндров в немагнитном кожухе.

323

0 1 2 3 4 5 6 7 80

100

200

300

400

500

На

гр

узк

а,

кГ

c

Расстояние, мм

0 1 2 3 4 5 6 7 80

100

200

300

400

500

Нагр

узк

а,

кГ

c

Расстояние, мм

а) б)

Рис.5.61.Кривые испытаний на грузоподъемность магнит-

ной системы регулируемого устройства, диаметром 103 мм с

магнитопроводами в форме полуцилиндров в немагнитном ко-

жухе: а–в положении«включено»; б–в положении «выключено».

В дальнейшем в магнитной системе регулируемого

устройства-103 мм постоянные самарий-кобальтовые магниты с

Вr=1,10÷1,15 Тл были демонтированы, а на их место вставлены

магниты системы Nd-Fe-B c такими же габаритами, но с Вr=1,38

Тл.

Испытания на грузоподъемность с новыми магнитами по-

казали усилие отрыва 480 кГс, что соответствует индукции

насыщения магнитпровода из АРМКО-железа ВS=2,26 Тл, то

есть величине, более характерной для «пермендюр»овых спла-

вов.

Индукция, изготовленных из «пермендюр»а 27КХ магни-

топроводов при использовании обоих классов магнитов также

равнялась величине ВS=2,26 Тл. Поэтому применение «пермен-

дюр»овых концентраторов в конструкции магнитной системы

регулируемого устройства - 103 мм в данном случае хотя и не

приводит к увеличению отрывного усилия, однако значительно

повышает коррозионную стойкость всей магнитной системы,

324

особенно в случае использования самарий-кобальтовых магни-

тов.

Продолжены расчеты различных вариантов конструктив-

ных решений магнитной системы устройств с регулируемым

магнитным полем, выполненной в виде двух магнитопроводов в

форме полуцилиндров в немагнитном кожухе. Так, были произ-

ведены расчеты для случая применения в конструкции магнит-

ной системы устройства цельных спеченных постоянных маг-

нитов Sm2Co17. Мощные постоянные магниты системы Sm-Co

отличаются небольшими коэффициентами необратимых маг-

нитных потерь при рабочей температуре до 250°С. Такие посто-

янные магниты перспективны для применения в конструкциях

регулируемого устройства, предназначенных для работы в глу-

боких и сверхглубоких скважинах. Как было показано ранее, в

качестве материала магнитопроводов (как верхнего, так и ниж-

него) можно использовать АРМКО-железо. Расчеты были вы-

полнены для магнитной системы устройства с диаметром рабо-

чего торца 70мм и общей длиной 110мм.

Для придания большей прочности всей конструкции маг-

нитной системы устройства нижний магнитопровод изготовлен

с выступом, который будет опираться на сужение немагнитного

стакана. Верхний магнитопровод имеет возможность фиксиро-

ваться в положении «включено» или «выключено» с помощью

стопорных винтов. Вращение верхней магнитной системы отно-

сительно нижней осуществляется с помощью специального

вращателя, после удаления стопорных винтов. Немагнитный

стакан предотврашает возможное отделение верхнего магнито-

провода от основной конструкции в положении «включено».

Проведенные расчеты показали также эффективность при-

менения в конструкции магнитной системы устройства состав-

ного нижнего магнитопровода. Так, часть нижнего магнито-

провода, соприкасающаяся с рабочей поверхностью, может быть

выполнена из «пермендюр»а, а остальная часть – из электротех-

нической стали. Такое конструктивное решение позволяет зна-

чительно улучшить коррозионные и силовые характеристики

регулируемых устройств. Для проверки расчетных силовых ха-

325

рактеристик устройства этого типа целесообразно перво-

начально изготовление цельного нижнего магнитопровода из

электротехнической стали, проведение стендовых испытаний, а

затем, на основании полученных данных, принятие решения об

изготовлении устройства с составным магнитопроводом.

Для создания другого типа размера регулируемого устрой-

ства, а именно диаметром 135 мм был произведен перерасчет

магнитной системы для скважины диаметром 170 мм и более.

Расчет показал, что диаметр рабочего торца магнитной системы

в этом случае должен быть равен 110 мм, а длина магнитной си-

стемы-около 150 мм. В магнитной системе предпологается при-

менение термостабильных постоянных магнитов

Nd13,5Dy1,5Fe77B8 с рабочей температурой 180°С и остаточной

индукцией Вr=1,25Тл. Габариты каждого из четырех постоян-

ных магнитов, входящих в состав магнитной системы рав-

ны703612 мм.

Были разработаны 2 варианта конструкции магнитной си-

стемы устройства-135: с магнитопроводами из стали 3

(ВS=1,3÷1,4Тл) и электротехнической стали Э12 (ВS=1,8÷1,9Тл).

Результаты испытаний этих систем на грузоподъемность позво-

лили сделать вывод о целесообразности применения магнито-

проводов обоих видов. Магнитная система помещена в немаг-

нитный бронзовый кожух, который смонтирован в стандартном

горном оборудовании для проведения полевых испытаний на

аварийных скважинах.

Проведены также расчеты магнитной системы для устрой-

ства диаметром 195мм. В качестве постоянных магнитов ис-

пользованы спеченные термостабильные магниты системы Fe-

Nd-B. Показано, что диаметр рабочего торца магнитной системы

с магнитопроводами из электротехнической стали Э12 в этом

случае должен быть равен 150 мм. Уточненный расчет кон-

струкции магнитной системы устройства диаметром 195 мм с

магнитопроводами, изготовленными из стали 3, выполнен на

основании результатов проведенных отрывных испытаний

устройства диаметром 135 мм с магнитопроводами из стали 3.

326

Расчетное значение грузоподъемности устройства диамет-

ром 195 мм составляет 1940-2000 кГс при использовании магни-

топроводов из стали 3. Уточненное расчетное значение отрыв-

ного усилия для устройства диаметром 135 мм составляет 1080-

1140 кГс для ответной части из стали 3, что на 10-14% превыша-

ет значения, которые планировалось получить по результатам

проведенных исследований.

5.3.8.Оценка динамических нагрузок на заловленный

магнитным инструментом предмет при его транспортировке

в скважине

При транспортировке заловленных посторонних предме-

тов в скважине возможны случаи их отрыва и повторное паде-

ние на забой. Происходит это в основном за счет действия воз-

никающих на конце бурильной колонны динамических нагрузок

при транспортировке заловленных объектов на дневную поверх-

ность. Объясняется это отсутствием технологического регла-

мента на режим транспортировки, основным требованием кото-

рого является не превалирование возникающих динамических

нагрузок тяговой характеристики захватного устройства. Удо-

влетворение этого требования возможно как разработкой кон-

структорских решений, так и соответствующих технологических

регламентов на режим транспортировки. В обоих случаях пред-

варительно необходимо количественно оценить возникающие

нагрузки и возможные их «выбросы» за тяговую характеристику

захватного механизма по всему стволу скважины. С этой целью

составлена и решена нижеприводимая математическая модель с

соответствующими краевыми условиями:

;g

x

t,xu

t

t,xu

2

22

2

2

(5.60)

327

At

t,xuM

x

t,xu

;t,xu

;constt

t,xdu

;AxxEF

PlFt,xu

lx

x

t

bt

0

0

2

20

0

0

(5.61)

Поставленная задача решается методом интегральных пре-

образований Лапласа, применение которого с учетом начальных

условий приводит к нижеприводимому уравнению в изображе-

ниях:

222

2

2

2

s

gs

Axs,xu

s

dx

s,xud (5.62)

Общее решение уравнения (5.62) отыскивается в виде сум-

мы решений соответствующего однородного и частного неодно-

родного уравнений:

,s,xus,xus,xu 21 (5.63)

где s,xu1– частное решение неоднородного уравнения;

s,xu 2– решение соответствующего однородного уравнения.

Частное решение представляется в виде полинома

,, 23

1 dcxbxaxsxu (5.64)

где а, в, с и д – коэффициенты, подлежащие определению.

Учитывая первое и второе производные функции s,xu1 в

уравнении (5.62) и приравнивая коэффициенты при одинаковых

степенях x для коэффициентов (5.64) получаем следующее:

32 S

g

Sd A/S;c 0;b ;0a

.

С учетом последних для решения s,xu1 получаем выра-

жение вида:

321

S

g

Sx

S

As,xu

. (5.65)

Решение s,xu 2 представляется уравнением вида

328

sxc

sxcsxu expexp, 212 . (5.66)

С учетом выражений (5.65) и (5.66) для решений s,xu1 и

s,xu2 получаем окончательное решение уравнения (5.62):

3221 expexp,

S

g

SS

Axsxc

sxcsxu

(5.67)

С учетом граничных условий (5.61) для определения инте-

гральных постоянных С1 и С2 получается система уравнений

,

;2

exp

3221

21

S

g

SCC

Ca

Sl

BS

BSC

(5.68)

где MaB 2

В результате решения этой системы определяются ниже-

приводимые вырожения для С1 и С2:

,

...

S

g

SC

;...

...

S

g

SC

32

2

321

1

(5.69)

где 12

slexp

BS

aBS... .

Подставлением значения для интегральных постоянных из

(5.69) в общее решение (5.67) окончательно для определения пе-

ремещений на нижнем торце инструмента, транспортирующего

посторонние предметы из забоя скважины на дневную поверх-

ность, получается следующее выражение в изображениях:

S

Ax

Sl

BS

BS

sx

a

lxs

BS

BS

S

g

Ssxu

1

12

exp

exp2

exp

,3

2

(5.70)

329

Оригинал для перемещений определяется путем приме-

нения метода обратного преобразования Ващенко-Захарченко,

что приводит к нижеприводимому выражению.

,txBexpxBtxBexpxB

tBtBtxBxBt,xu

81019

234

2343332

(5.71)

где

633426

5362

13

4

6425

685284

22

38228

615214

21

312211

9

2

212

222

4

345345

B/BB;B

BBBBB

;KB ;B ;BB ;2k ;gkB

;gBxklB ;BxB ; B

BBBB-B

;BBBBBB

BBBBBB ;

BBBBBB

BBBBBB

33

6542

21

5

1,8

110

Действующие в этой зоне динамические нагрузки опреде-

ляются в виде

txBexpxBtxBexpxBtBtxBxB

EFx

t,xuEFP

810192

34133

132

(5.72)

Анализ решения (5.72) показывает, что при транспортиро-

вки посторонних предметов, накопившихся на забое скважины в

зоне захвата возможны случаи выброса возникающих динамиче-

ских нагрузок, за тяговую характеристику механизма захвата

ловильного устройства (рис.5.62). Это может способствовать

потери заловленных предметов в скважине, что приведет к по-

вторным спуско-подъемным операциям, и как результат, к удо-

рожанию ремонта скважин.

Для предупреждения подобных явлений автором реализо-

ван вариант конструктивного решения с дополнительным захва-

том механического действия.

Относительная удельная нагрузка на поверхности взаимо-

действия запирающего элемента и заловленного объекта в кон-

струкции захватного механизма может быть определено как:

H

hhH

/R

P H

s 2

2

2

1

, (5.73)

где

330

21

2217020850

180121

25213802521

2531

2

2

22241

2

/

/,a;hH,,h

;H/ha,/H/h

/,ln,/,

H/hln/,ln

/H

/hR

/a,H

H

HH

Рис.5.62.Характер изменения нагрузок на конце лифтовых

труб при транспортировки заловленных посторонних предметов

по стволу скважины.

Значения R зависит от геометрических параметров запи-

рающего элемента, т.е. от рассматриваемой величины угла и

соотношения величин h/H .

Формула (5.73) может быть использована для определения

геометрических параметров запирающего элемента дополни-

тельного захвата разработанных магнитных устройств.

Для определения оптимальных их значений использован

метод неопределенных множителей Лагранжа. С этой целью со-

гласно схеме взаимодействия дополнительного и основного за-

хватного элементов (рис.5.63) сформирована функция Лагранжа

вида. min,,h,HP

VLs

где – неопределенный мно-

житель Лагранжа; 0

,h,HP

s

–функция ограничения;

3l/V – безразмерный объем запирающего элемента; l – воз-

331

можный ход толкателя; h,H – безразмерная толщина, соответ-

ственно, широкой и узкой частей запирающего элемента.

С учетом схемы, приведенной на рис.5.63 получается, что:

22232/2

dHhhHdctghHV

; (5.74)

5,002/

1

H2

h2hH.h,H

P H

s

. (5.75)

С учетом (5.74) и (5.75) функция Лагранжа (5.73) может

быть представлена в виде

5002

1

322

222

,H2

h2-hH

/

dHhhHd/ctghHL

H

(5.76)

Рис.5.63.Модель взаимодействия запирающего элемента в

конструкции захватного механизма.

Оптимальные значения параметров запирающего элемента

могут быть рассчитаны из условия экстремума функции (5.76):

;,H2

h2-hH

/d

L H 5002

1

(5.77)

;02

2/2,085,022 3

322

2

24,1

222

H

HhhHhdhH

dHhhHdhctgH

L

(5.78)

02,085,0

12

23

232/2

2/24,1

22

Hh

H

HhHdhH

dHhhHdHctgh

L

(5.79)

332

02,02,0lg24,185,021

2/ 3 2

2/24,1

222

HhhhHH

ctgx

dHhhHdhHL

H

(5.80)

По результатом совместного решения уравнений (5.77-

5.80) разработан номографиический метод определения иско-

мых параметров запираюшего элемента захватного механизма

(рис.5.62).

Реализован пример решения, который проиллюстрирован

на номограмме. Полученные значения параметров могут быть

заложены в конструкции ловильного устройства на стадии про-

ектирования.

Таким образом:

-оценены динамические нагрузки на конце инструмента,

возникающие при транспортировки заловленных посторонних

предметов в скважине и разработана конструкция магнитного

ловильного инструмента с запирающим механизмом;

-разработан номографический метод определения искомых

параметров запирающего элемента захватного механизма;

-совместимые с конструктивным исполнением устройства-

параметры запирающего механизма могут быть использованы

на стадии проектирования конструкции захватного механизма

устройств.

5.4.Проектирование эксплуатационных и конструк-

тивных параметров различного типа функционально- ис-

полнительных механизмов для ликвидации прихватов при

бурении скважин

Несмотря на большие успехи буровых организаций, затра-

ты времени аварий составляют до 20% всего календарного вре-

мени бурения скважин. На долю прихватов бурового инстру-

мента приходится свыше (50÷80)% этих потерь.

Одна из возможностей значительного повышения эффек-

тивности бурового производства является снижение доли не-

продуктивного времени, затрачиваемого на ликвидацию аварий,

333

за счет повышения технического уровня функциональных меха-

низмов и устройств. В настоящее время в практике ликвидации

прихватов при бурении разведочно- эксплуатационных скважин

на нефть и газ применяются различного конструктивного ис-

полнения устройства, механического и гидравлического действия

позволяющие создавать серии высокочастотных импульсов на

прихваченную колонну перед нанесением единичного удара за

счет упругости бурильной колонны.

Для ликвидации прихватов путем стимулирования высо-

кочастотных и единичных силовых импульсов наиболее резуль-

тативными являются забойные устройства гидравлического и

механического действия.

Из ударных устройств и механизмов, работающих за счет

энергии упругости бурильной колонны и прошедших опытную

опрабацию выделяются гидромеханические яссы.

5.4.1.Ликвидация прихватов путем стимулирования

виброактивности окружающего массива пород

Основной задачей проектирования механизмов вибровоздей-

ствия, применяемых для ликвидации прихватов, является обосно-

ванное определение исходных данных, что ставит задачу моде-

лирования процесса трансфера от источника энергии вибровоз-

действия в зону прихвата бурильной колонны.

Сущность эффекта пвибровоздействия ри ликвидации прихва-

тов заключается в приобретении горными породами и шламом

новых свойств в результате передачи им колебаний Прилежащий к

инструменту слой грунта или шлама становится подобным вязкой

жидкости. Этот слой условно разделяют на виброкипящий и вибро-

ожиженный. Экспериментально установлено, что толщина первого

не превышает 2δ, а второго (3÷8) δ (здесь δ- средневзвешенный

размер частиц грунта. Для пород общая толщина этих слоев со-

ставляет не более 0,3 мм).

При извлечении полых труб переданная грунту энергия коле-

баний расходуется на преодоление следующих сил: I) внутренне-

го трения породы Sвп; 2) сухого (кулонового) трения Sкул; 3) гидро-

334

динамического трения (при наличии жидкости в скважине) Sгид; 4)

упругого (бокового) сопротивления Sупр.

При малых перемещениях бурового инструмента, что имеет

место при вибрации, упругое боковое сопротивление грунта с доста-

точной степенью точности можно считать пропорциональным этим пе-

ремещениям, т.е.

Sупр = Кгрх1 (5.81)

где кгр- коэффициент упругой жесткости грунта; х- колебатель-

ные перемещения частиц грунта или центра тяжести прилежа-

щего слоя (системы погружной вибромеханизм-снаряд-порода).

Так как нелинейная сила сухого трения колеблющегося, в

заполненной промывочной жидкостью скважине, инструмента

весьма мала по сравнению с другими составляющими (3-5%),

то равнодействующую сил сопротивления с достаточной степе-

нью точности также можно принять пропорциональной этим пе-

ремещениям. Поскольку сдвиг фаз между слагаемыми силами

неизвестен, равнодействующую можно представить в комплекс-

ном виде

,iхкR

хikхкR

SSSSR

грсумгрсум

грсумгргрсум

гидкулвнупрсум

1

(5.82)

где грсум - суммарный коэффициент трения грунта.

Кроме того, энергия тратится на колебание (разжижение)

прилежащего слоя частиц - xm (здесь xт — масса колеблющего-

ся слоя, x ускорение системы).

Если колебания возбуждаются периодической силой P (t)

или изменяющейся по гармоническому закону tiPe ( - круго-

вая, или рабочая, частота вибромеханизма), то с учетом изло-

женного выше можно составить уравнение динамики для колеб-

лющегося слоя

)(сум tPRxm или )()1( грсумгр tPiхkxm . (5.83)

Решение полученного уравнения относительно макси-

мальной амплитуды колебаний частиц грунта приводит к ниже-

приводимой зависимости:

335

2грсумгр

maxmax

k

PA

2

20

2

1

, (5.84)

где ρ0 - частота собственных колебаний системы.

Разжижение слоя происходит в случае, когда минимально

допустимая амплитуда колебаний частиц превышает их размер,

т.е.

minA , (5.85)

где α- экспериментальный коэффициент.

Значения α и зависимость их от δ, полученные опытным

путем, приведены на рис. 5.64.

Максимальная амплитуда колебаний частиц будет тогда,

когда соблюдается условие резонанса, т.е. 0 .

Если настройка на резонанс невозможна, то необходимая

частота вибромеханизма может быть определена из формулы

(5.84).

Её преобразование с учетом значения, приводит к

,1 2

2

гр

22

2

max

0 грсумk

p

(5.86)

Рис.5.64. Зависимости )( a и minmin AA )( .

maxP -максимально допустимое усилие, обусловленное

прочностью бурового инструмента.

Так как частицы грунта имеют две степени свободы, то

они будут обладать двумя главными частотами, а резонансные

336

кривые будут характеризоваться двумя экстремумами, что под-

тверждается также другими исследо-вателями.

Для виброкипящего и разжиженного слоя суммарный ко-

эффициент трения можно заменить коэффициентом вибровязко-

сти.

k

b

, (5.87)

где g

a -отношение ускорения колебания а к ускорению

свободного падения g; b и k - эмпирические коэффициенты.

Вибрационный эффект наступает только при ускорении

колебаний (1,5-2)g, т. е. когда η ≥ 1,5-2.

Следовательно, круговая частота вибромеханизма может

быть определена из выражения

2

22

2

0 1

k2гр

max в

k

Pp . (5.88)

Однако исследованиями установлено, что значение не

должно превышать 100 с-1, ибо в противном случае наблюдается

интенсивное затухание колебаний.

Вибрирующую вокруг снаряда массу грунта приближенно

можно определить, воспользовавшись значением максимальной

глубины проникновения колебаний в слой сыпучего материала:

12

32

FA

NHmax , (5.89)

где N - мощность, сообщаемая слою; F- площадь контакта; ρ -

плотность грунта.

Таким образом, основными исходными данными для про-

ектирования рабочих параметров вибромеханизмов являются -

амплитуда, частота и ускорение колебаний, а также допустимое

возмущающее усилие для используемого бурового инструмента.

При ликвидации прихватов большую роль играет время

непрерывного вибрирования, которое изменяется от нескольких

минут до 8-10 час в зависимости от физико-механических

свойств горных пород или шлама. Значения исходных данных,

337

рассчитанные по формулам (5.81)-(5.89) и уточненные экспери-

ментально для различных геолого-технических условий буре-

ния, приведены в табл.5.6.

Исходные данные для различных геолого-технический

условий бурения

Таблица 5.6

Наименование пород

или шлама, слагающих

зону прихвата

Средне

взвешенный

размер ча-

стиц,

мм

Опытный

коэффи-

циент

Амплитуда

minA ,

мм

Ориентиро-

вочное время

непрерывного

вибрирования

час

Супеси и суглинки 0,3-0,45 1,8-2,0 0,6-0,9 5-8

Кварцевый песок и

шлам 0,5-0,9 1,5-1,6 0,8-1,5 4-5

То же 1,0-1,15 1,4-1,5 1,5-1,75 3-5

Мелкозернистые пески 0,5-0,7 1,5-1,8 0,75-1,26 3-4

Пылеватые пески 0,03-0,05 1,8-2,0 0,05-0,1 5-6

Глины с песком 0,15-0,2 2,0-2,5 0,3-0,5 5-8

Опоковые глины 0,005-0,02 2,5-3,0 0,01-0,06 8-10

Песчаные глины 0,05-0,1 2,5- 3,0 0,08 -0,3 7-9

Глинистые сланцы 0,02- 0,03 2,5 – 3,0 0,05 – 0,09 5-7

Песчано-глинистые

сланцы 0,05-0,1 2,0—2,5 0,1-0,25 6-8

Глины разные 0,3 2,5 – 3,0 0,08-0,1 8-10

Песчаник мелкозерни-

стый 0,4-0,5 1,8 0,7-0,9 5-6

Шлам известняков и

других карбонатных

пород

0,01-0,03 1,8-2,5 0,02 - 0,08 3-4

Среднее за период колебании значение мощности, затрачи-

ваемой на поддержание вибрации системы, можно рассчитать по

известной формуле

2AnmW c , (5.90)

где п- коэффициент сопротивления колебаниям, тc - масса ко-

леблющейся системы.

Решение уравнения (5.90) относительно амплитуды коле-

баний представляется выражением

nm

WA

c

1 . (5.91)

338

Анализ выражения (5.91) показывает, что при W=const с

уменьшением тc увеличивается А. Поэтому при использова-

нии погружных механизмов над ними необходимо ставить разъ-

единитель, разделяющий буровой инструмент на колеблющуюся

и неподвижную части.

Если вынужденные колебания возбуждаются виброудар-

ным механизмом, то вес бойка должен рассчитываться с учетом

теории соударений. За время контакта бойка с наковальней вол-

на сжатия пройдет по снаряду путь, равный приближенно двум

длинам бойка. Следовательно, вес бойка необходимо выбирать

большим веса указанного отрезка колонны. Площади соударе-

ния следует задавать максимально возможными.

Кроме основных исходных данных, можно указать также

на ряд дополнительных: диаметр корпуса погружного виброме-

ханизма должен соответствовать диаметру труб; для привода

вибромеханизмов и их эксплуатации необходимо применять

стандартное оборудование; обслуживание их должно быть до-

ступно бурильщику средней квалификации; прочность деталей

корпуса должна превосходить допустимые нагрузки на буровой

инструмент; в случае аварии с вибромеханизмом он должен из-

влекаться существующим ловильным инструментом и отсоеди-

няться от прихваченной части инструмента, так как прихваты

часто осложняются расклинами, передача энергии колебаний

должна осуществляться дискретно, т. е. предпочтение должно

отдаваться эффекту виброудара.

Разработаннфя автором совместно с сотрудниками ка-

федры Прикладная механика АГНА, методика позволяет опти-

мизировать типоразмерный ряд погружных вибромеханизмов

гидравлического действия, разработать стратегию и создать об-

разцы с рациональным и работоспособным конструктивным ис-

полнением для серийного их производства.

Сопоставление затрат времени на ликвидацию аварий

показывает, что применение гидровибраторов, спроектирован-

ных описанным способом, позволяет ускорить процесс устра-

нения прихватов в 5-20 раз и снизить расходы в 3-24 раза (в за-

339

висимости от их сложности) по отношению к извлечению бу-

рильной колонны по частям с обуриванием и фрезерованием.

Указанные исходные данные могут быть использованы

также при создании погружных автономных гидровибрацион-

ных установок для однорейсового бурения морских скважин.

5.4.2.Разработка и конструктивное исполнение удар-

ных механизмов для ликвидации прихватов путем стиму-

лирования импулсьного оздействия

Надо отметить, что имеются единичные промысловые

примеры, когда использование вибровоздействие приводило к

абсолютным положительным результатам. В подавляющем

большинстве примеров отмечается частичное преодоление сил

сцепления бурового снаряда с породой, что в дальнейшем спо-

собствовало освобождению прихваченного бурового снаряда с

помощью лебедки станка, или домкратов, где приводятся

наиболее удачные факты технического использования гидровоз-

будителей. Фактическая производительность этих устройств со-

ставляет 30 – 40 % технических возможностей разработок. Со-

гласно проведенным хронометражным наблюдениям большой

удельный вес в балансе непроизводительного использования

гидровозбудителей занимает отказ при запуске механизмов по-

сле их спуска к месту аварии, причем в более чем 80% случаев

это связано с зашламовыванием гидродвигателя механизма, не

защищенного от проникновения в него мелких фракций раз-

буриваемой породы в стволе скважины. Некоторые остановки

гидроударников в процессе работы в скважине были связаны с

нарушением контрольных размеров в системы «клапан-

поршень» вследствие многоэлементности поршня, конструктив-

ные части которого обычно соединяются резьбой. Удельный вес

такого рода отказов составлял 10 ‒ 12% общего их количества.

Тем не менее, выявленные отрицательные особенности

конструкции гидроударников не принципиальны. Задача исклю-

чения разрегулирования гидродвигателя в процессе работы ме-

ханизма в скважине относится к инженерной и решается путем

340

использования в конструкциях соответствующих конструктив-

ных элементов, позволяющие максимально использовать необ-

ходимый частотно-энергетический потенциал ударных импуль-

сов устройств в целом.

С учетом функциональных особенностей гидровозбудите-

лей, очевидна необходимость создания механизмов с экстре-

мальным режимом работы, при котором достигается макси-

мальная частота ударов в минуту (1900 – 2500) при энергии уда-

ров, соответствующей необходимым значениям для разрушения

сил сопротивления, которые препятствуют перемещению ава-

рийного бурового снаряда (табл. 5.7).

Для получения максимальной мощности устройств - сти-

муляторов малого диаметра, необходимо учитывать технические

и параметрические факторы, ограничивающие эффективность

их характеристик прежде всего частоту – «n» и энергию ударов

Е. При диаметре корпуса 73 мм диапазон выбора рабочей пло-

щади рабочего цилиндра, от которой во многом зависят частот-

но-силовые параметры механизма, довольно узкий. В этой свя-

зи, при заданных характеристиках бурового насоса, максималь-

ной энергии ударов можно достичь только путем сочетания ра-

бочего - «S» и общего - «S1» ходов поршня-бойка, а также пе-

ремещением клапанов – «SК», при которых максимальная

скорость соударения бойка и наковальни достигается при номи-

нальном расходе жидкости и номинальной массе бойка- «m».

Во избежание высокого давления в гидросистеме- «Р», следует

выбирать из условия 2,75 – 3,5 кг на каждый квадратный сан-

тиметр рабочей площади поршня- «F».

Силовые параметры для проектирования гидровозбудите-

лей импульсов

Таблица 5.7 Породы или шлам, входящие в зону прихва-

та

Средневзвешенный

размер частиц, мм

Энергия уда-

ра, Дж

Супеси, суглинки, глины, глинистые слан-

цы,шлам карбонатных пород 0,03 – 0,50 15 - 65

Кварцевый песок крупнозернистый и шлам 1,10 – 1,15 60 - 67

Песок среднезернистый 0,50 – 0,90 28 - 35

Песок пылеватый и мелкозернистый 0,05 – 0,50 17 - 28

Песчано-глинистые сланцы 0,05 – 0,10 45 - 50

341

Проведенные условия, ограничивающие взаимосвязь раз-

меров конструктивных элементов и выходных параметров

устройств для стимулирования ударных импульсов в целях до-

стижения необходимого уровня передачи энергии прихваченно-

му снаряду при узком диапазоне характеристик приводного

насоса, были использованы при разработке инструмента диа-

метром 73 мм (рис. 5.65, табл. 5.8).

Рабочие характеристики стимуляторов ударных импульсов

диаметром 73 мм.

Таблица 5.8. Исходные дан-

ные

S , мм S1 ,* мм S2 ,* мм m, кг F , см2

12 15 3 35 10

Подача насоса,

л/мин

n , 1/с Е , Дж Р , МПа Nэ , кВт Nпр ,*

кВт

КПД, %

70 22 23 1,2 0,5 1,3 38

80 28 32 1,5 0,9 2,2 41

90 31 40 1,9 1,2 2,8 43

100 35 54 2,3 1,7 3,8 45

110 38 63 2,9 2,4 5,4 44

* S2=SK/2– свободный ход бойка; Nпр–мощность на привода ме-

ханизма.

Работа возбудителя ударных импульсов сводится к следу-

ющему. В исходном положении поршень-боек 12 под действием

собственного веса находится в крайнем нижнем положении.

Впускной клапан 7 закрыт, а выпускной 8 открыт. Жидкость,

подаваемая от бурового насоса по бурильным трубам к верхне-

му переходнику 1, поступает через каналы распределительной

коробки 2 в нижнюю полость цилиндра 10, являющейся посто-

янной зоной рабочего давления Р.

Благодаря подъемной силе R=PF (где F - рабочая пло-

щадь поршня; F=Fn-Fш и F=Fш; Fn – площадь поршня; Fш – пло-

щадь штока 16) система «поршень-боек 12 - палец 11 – шток 16»

с повышающейся скоростью перемещается вверх. Жидкость,

находящаяся над поршнем, вытесняется через смещенные ка-

налы клапанной коробки 6 и обратный клапан 3 в скважину. При

подъеме клапанная группа остается в исходном положении за

342

счет давления жидкости на впускной клапан 7. По мере подъ-

ема поршня-бойка пружина 13 сжимается.

Рис.5.65.Стимулятор ударных импульсов для ликвидации

прихватов:

1–переходник; 2–распределительная коробка; 3–обратный

клапан; 4–муфта; 5–пробка; 6-клапанная коробка; 7–впускной

клапан; 8-выпускной клапан; 9,15–патрубки корпуса; 10–

цилиндр; 11–палец;12–поршень-боек; 13–пружина; 14,17–

верхняя и нижняя наковальни; 16–шток; S1, S-общий и рабочий

ход поршня-бойка; Sк - ход клапанов.

Поршень-боек, пройдя расстояние S, встречается с вы-

пускным клапаном 8, нанося по нему удар. За счет энергии

удара и силы сжатой пружины выпускной клапан 8 закрывает

смещенные каналы в клапанной коробке, а впускной клапан 7,

перемещаясь вверх, откроет доступ жидкости и в верхнюю по-

лость цилиндра 10.

Вследствие того, что площадь поршня со стороны

верхней полости цилиндра превышает, площадь поршня со

стороны нижней полости цилиндра, поршень-боек 12 стремится

вниз. При этом клапанный блок сохраняет верхнее положе-

ние за счет давления воды на выпускной клапан 8. В момент,

когда палец 11 захватит хвостовик клапана 8, клапаны устанав-

ливаются в исходное положение. В крайних точках боек нано-

343

сит удары либо по верхней наковальне 14 (при движении

вверх), либо по нижней наковальне 17 (при движении вниз),

формируя ударные импульсы в прихваченном снаряде.

Результаты анализа применения ударных устройств пока-

зывает, что успешная ликвидация прихватов во многом зависит

от продолжительности использования таких механизмов после

возникновения аварии. Использование предложенного устрой-

ства не исключает потерь времени на отвинчивание и подъ-

ем неприхваченной части бурильной колонны для после-

дующего спуска гидровибратора к месту аварии. Следует раз-

работать механизмы, которые будут элементами бурильной ко-

лонны, и включаться в работу при возникновении прихвата.

Поэтому рассмотрены две схемы ударных механизмов

(ясов), в которых, по сравнению со стимуляторами ударных им-

пульсов гидравлического действия расширены технологические

возможности их применения. Оба механизма можно использо-

вать в компоновке с трубами.

Схема раздвижной штанги – базы для разработки опытного

образца корпуса диаметром ударного механизма 73 мм приведе-

на на рис.5.66. Механизм устанавливается над прихваченной ча-

стью снаряда или включается в его состав выше колонкового

набора. Корпус раздвижной штанги, из двух патрубков 4 и 8,

через переходник 10 соединяется с прихваченной частью снаря-

да, а шток, включающий соединенные между собой полушток 2

и боек 5, через переходник 1 – с бурильной колонной. Крутящий

момент воспринимается и передается посредством шлицевого

соединения системы «полушток 2 – наковальня 3». Усилие рас-

тяжения, прикладываемое к бурильной колонне, воспринимает-

ся штоком и шариками 6, которые удерживаются в исходном

положении поршнем 7, опирающимся на пружину 9 и обеспечи-

вают сцепление штока с патрубком 8. Колонна при этом растя-

гивается, накапливая ударный импульс в виде энергии упругой

деформации труб.

Для включения раздвижной штанги в работу, через бу-

рильные трубы сбрасывается клапан 11, который перекрывает

проходное отверстие в поршне 7. Под давлением промывочной

344

жидкости, подаваемой буровым насосом, поршень 7 опускается

вниз, сжимая пружину 9. Шарики 6 выкатываются из кольце-

вой проточки бойка, снимая его зацепление с патрубком 8. За

счет накопленной энергии деформации растянутая колонна и

шток с большой скоростью перемещаются вверх. Достигнув

наковальни 3, боек 5 наносит по ней мощный удар, пропорцио-

нальный накопленной энергии, ударной массе и скорости пере-

мещения бойка. Через корпус ударный импульс передается при-

хваченной части снаряда. Удары могут повторяться многократ-

но вверх и вниз, и с достаточной частотой и силой передаваться

прихваченному снаряду. Бурильная колонна опускается со

скоростью падающего тела, и нижней поверхностью бойка 5

производится удар по уступу патрубка 8.

Рис.5.66. Схема раздвижной штанги: 1,10-переходник; 2-

полушток; 3-наковальня; 4,8-корпусные потрубки; 5-боек; 6-

клапанный шарик; 7-поршень; 9-пружина.

При зарядке механизма для повторного нанесения удара

отключается насос, и колонна труб вместе со штоком перемеща-

ется вниз. При этом кольцевая проточка на бойке 5 совмещается

с шариками 6, которые снова обеспечивают жесткую связь

345

бойка и патрубка благодаря поршню 7, возвращаемому пру-

жиной 9 в исходное положение.

Для эффективной работы штанги должно выполняться од-

но из основных условий, т.е. максимально реализовываться

накопленная энергия деформации бурильной колонны на при-

хваченном снаряде. Это условие может быть выполнено при

примерном соответствии хода бойка б и возможной деформации

бурильной колонны ΔL(Sσ=(0,6…0,7) ΔL) при приложенной осе-

вой нагрузке, которая не должна превышать предельную для ис-

пользуемой бурильной колонны (рис.5.67).

Наименее надежным конструктивным элементом устрой-

ства является шариковый замок. При использовании в скважи-

нах устройства с диаметром корпуса 89 мм, замок деформиру-

ется после 15–18 срабатываниях, что делает его непригодным

для использования. Для дальнейшего использования устройства

требуется проведение ремонтных работ или замена бойка 5.

Рис.5.67.Величина деформации колонны бурильных труб

при заданном растягивающем усилии.

В гидравлических яссах способ привода более надежен

за счет исключения жесткой механической связи колонны труб

с прихваченным снарядом.

Схема гидравлического ясса, который может частично вы-

полнять функции забойного механизма подачи, показана на рис

5.68. Ясс состоит из корпуса и штока. Корпус включает пере-

ходник 1, верхний 3, средний 7 и нижний 10 патрубки, боек 4, и

ниппель 9. Шток выполнен в виде соединенных между собой

346

нижнего 8 и верхнего 5 полых полуштоков. На верхнем полу-

штоке закреплен поршень-наковальня 2. В нижней части полу-

штока 5 имеется ступень, наружная поверхность которой обра-

зует с уступом 6 на среднем патрубке корпуса калиброванный

зазор. Для передачи крутящего момента бурильной колонне, в

нижней части яса размещаются шлицевой шпиндель 12, соеди-

ненный с нижним полуштоком 8 и шлицевая муфта 11, ввин-

ченная в нижний патрубок 10.

При бурении скважины поток бурового раствора циркули-

рует по направлению к забою, на поршне-наковальне формиру-

ется гидравлическая сила, создающая дополнительную нагрузку

на породоразрушающий инструмент.

При прихвате бурового инструмента осуществляют натя-

жение колонны. При этом усилие, обусловленное перепадом

давления на калиброванном зазоре в паре «ступень полуштока 5

– уступ 6», значительно превышает возможные усилия натяже-

ния колонны, поэтому неприхваченная часть колонны растяги-

вается. При выходе уступа 6 из взаимодействия со ступенью по-

луштока 5 и за счет упругости бурильной колонны наносится

удар бойком 4 по поршню-наковальне 2, жестко связанной через

шпиндель 12 с прихваченным снарядом. При зарядке механизма

для повторного нанесения удара корпус перемещают вниз.

Таким образом результаты анализа существующих удар-

ных механизмов и вновь разработанных новых принципиальных

схем, которые позволяют проектировать ударные механизмы,

составляющие элементы бурильной колонны, а также накоп-

ленный опыт ликвидации с их помощью прихватов, свидетель-

ствуют о возможности сокращения времени на устранение при-

хватов. Вместе с тем с учетом разнообразия прихватов в сква-

жинах различной глубины и особенностей геологического

разреза и компоновки бурильной колонны, имеется необходи-

мость выбора наиболее эффективного технического средства

для каждой конкретной аварийной ситуации. Это могут быть

гидростимуляторы вибрации, реализующие высокочастотные

силовые импульсы на прихваченном снаряде или яссы, рабо-

тающие за счет упругости бурильной колонны и способные

347

формировать единичные удары, сила которых значительно пре-

вышает силу сцепления прихваченного снаряда с породой. При

этом проблемными являются вопросы усовершенствования как

вибраустройств, так и яссов в направлении повышения стойко-

сти отдельных узлов и расширения технологических возможно-

стей применения устройств.

Рис. 5.68. Схема гидравлического яса: 1-переходник; 2-

поршень-наковальня; 3,7,10-верхний, средний и нижний патруб-

ки, соответственно; 4-боек; 5-верхний и нижний полуштоки; 6-

уступ; 9-ниппель; 10-нижний патрубок; 11-шлицевая муфта; 12-

шлицевой шпиндель.

5.4.3.Исследование напряженного состояния прихва-

ченной колонны труб, подвергнутой импульсной нагрузке

При попытках освобождения колонны труб в ней возника-

ют напряжения, которые могут привести к поломке. Поэтому

исследование напряженного состояния прихваченной колонны

представляет определенный научно-практический интерес.

Процесс освобождения колонны происходит следующим

образом. Подвижной части талевой системы сообщается неко-

торая скорость, которая затем изменяется в соответствии с тече-

348

нием процесса. Ниже рассматривается случай, когда прихвачена

нижняя часть достаточно длинной колонны труб и освобожде-

ние ее происходит путем приложения импульсной нагрузки, что

отличает постановку задачи от ранее рассмотренных. При этом

процессы, протекающие в колонне, описываются волновым

уравнением с соответствующими краевыми условиями:

;2

22

2

2

x

ua

t

u

(5.92)

;)();0(1

11к

0

02

2

n

ix

x ttItиCx

uES

t

um (5.93)

;0)0 ;( xu (5.94)

;00

t

t

u (5.95)

,0) ;( xtxu (5.96)

где m-масса подвижных частей талевой системы; k

kkk

l

zFEC -

жесткость каната; a- скорость распространения звука в колонне;

Ek - модуль упругости каната; Fк - площадь поперечного сечения

каната; z - число ветвей каната в талевой системе; kl - длина вет-

ви каната; n- 1, 2, 3 ..., n - номер попытки освобождения колон-

ны; ii mvI - импульс, сообщаемый верхнему концу колонны

при соответствующей попытке; S, Е, соответственно, площадь

поперечного сечения и модуль упругости колонны труб; ti - мо-

мент времени приложения импульса 1I ; t - импульсная функ-

ция Дирака.

Поставленная задача решается методом Даламбера:

).()();(a

xt

a

xttxu (5.97)

Из начальных условий может быть записано

.0)()(

0)()(

zz

zz

(5.98)

349

Интегрированием последнего уравнения и после прирав-

нивания произвольной интегрирования нулю, определяется, что

;0)()( zz ;0)( z 0)( z . (5.99)

Тогда решение запишется так:

.),();(a

xt

a

xttxu (5.100)

Граничное условие преобразуется в следующий вид:

n

ik ttmVzCza

ESzm

1

1 )()()( (5.101)

или, после обозначения ;am

ES

m

CC k уравнение (5.101) мо-

жет быть записано как

n

i ttIzCzz1

1).()()()( (5.102)

Переводя последнее уравнение в пространство изображе-

ний Лапласа, получим операторное уравнение в виде

n

pt

iieICppp

1

2 ,))(( (5.103)

откуда

.)(1

2

n pt

i

Cpp

eIp

i

(5.104)

Обратное преобразование выполняется из соотношения

,)(Re)(2

1

ia

ia p

pzpz

k

epsdpepi

z

(5.105)

где kp - есть полюсы функций p . Имеются два простых по-

люса, равные

;2

1 p ;

22

p .

2

2

Ca

(5.106)

Сумма вычетов по всем полюсам представляется выраже-

нием

350

n tz

ii

p

pz i

k

etzshIeps1

)(2)(

2

1)(Re

(5.107)

Итак, искомое решение задачи (5.92 ÷5.96) представится в

виде

n

a

xtt i

ea

xttshVtxu

1

)(2

11 .)(1

);(

(5.108)

Перемещение верхнего конца колонны vjıtn çsnm jghtltktyj

из выражения

n tt

i ettshVtu1

)(2

1 .)(1

);0(1

(5.109)

Напряжение, вызываемое динамическими усилиями, в лю-

бом сечении колонны определяется по формуле

,;дин

ES

Qtx где ,;

dx

utx

тогда

a

xttn

iii

ii

ea

xttch

a

xttsh

a

EV)t;x( 2

1 2. (5.110)

Распределение абсолютных напряжений по длине колонны

будет равно сумме напряжений, определяемых из выражения

5.110 и статических, имевших место в колонне до начала про-

цесса.

Динамическое усилие определится по формуле

a

xttn

iii

iдин

i

ea

xttch

a

xttsh

a

EVSQ 2

1 2 (5.111)

Из последнего выражения для каждой отдельной попытки

легко получить, как частный случай, формулу Вирновского для

максимального значения динамической нагрузки, приведенной в

работе.

Таким образом, получены формулы, описывающие нап-

ряженное состояние прихваченной бурильной колонны труб при

попытках его освобождения импульсной нагрузкой и позволя-

351

ющие оценить в этих условиях работу наземного бурового обо-

рудования.

Для проведения расчетов вычислялись характеристики бу-

рильных труб, приведенные в табл. 5.9. Размеры труб выбраны

по. В аварийном случае подъем бурильной колонны осущест-

вляется при низких скоростях буровой установки. В результате

анализа диапазона низких скоростей подъема буровых лебедок

для проведения расчетов принято 3 уровня скоростей: V = 0,15

м/сек, V = 0,20 м/сек и V = 0,25 м/сек.

По принятым данным вычислены величины динамических

и статических нагрузок на крюк, талевую систему и вышку, а

также установлены соотношения между ними.

Скорость распространения упругих волн в колонне прини-

малась равной см/сек.105 5a

Вес колонны в статическом положении вычислялся по

формуле ,ст qlp где q-вес погонного метра колонны. Процент-

ное отношение динамических нагрузок к статическим составило

%100ст

ap

VEF

Характеристики бурильных труб

Таблица 5.9 Наружный диа-

метр

DH·102, м

Толщина

стенки

b·102, м

Внутренний

диаметр

Dвн·102, м

Площадь

поперечного

сечения

F·104, м2

Вес погонно-

го метра труб

q·10-3 н/м

7,3 0,9 5,5 18 0,142

8,9 0,9 7,09 22,6 0,178

1,1 6,69 26,9 0,212

11,43 0,8 9,83 26,8 0,209

1,0 9,43 32,8 0,256

14,13 0,8 12,53 33,5 0,263

0,9 12,33 37,4 0,293

1,1 11,93 45 0,355

16,8 0,8 15,2 40,3 0,316

0,9 15,0 45 0,353

1,1 14,6 54,3 0,416

352

Результаты расчетов приведены на совмещенных графиках

роста статических нагрузок и отношения динамических нагру-

зок к статическим (рис. 5.69).

Статические нагрузки отнесены к бурильной колонне

площадью поперечного сечения, равной соответственно, м2: 1-

18,1·102; 2 - 22,6·102; 3- 26,9·102; 4 - 26,8·102; 5- 32,8·102; 6-

33,5·102; 7 -37,4·102; 8- 40,5·102; 9 - 45,0·102; 10 - 54,2·102.

Рис.5.69 Расчетные графики соотношения статических и

динамических нагрузок.

Как показали расчеты, величина Δ изменяется в пределах

от 26% при глубине в 500 м до 5% при глубине в 3000 м. Ско-

рость подъема колонны при этом V=0,25 м/сек. При скорости

подъема V= 0,20 м/сек, диапазон изменения Δ будет равен от 21

% при l =500 м до 4% при l = 3000 м. При скорости же подъема

колонны V = 0,15 м/сек, диапазон изменения Δ будет - от 15%

при l = 500 м до 3% при l = 3000 м. Следовательно, коэффици-

ент динамичности с увеличением глубины скважины заметно

снижается. Это вызвано увеличением статической составляю-

щей. Однако это не означает, что динамические нагрузки с уве-

личением глубины уменьшаются. Уменьшается лишь доля ди-

намических нагрузок по сравнению со статическими, т.е.

353

уменьшается отношение динамических нагрузок к статическим

вследствие роста последних.

5.4.4.Разработка и конструктивное исполнение гид-

равлического скважинного домкрата для ликвидации при-

хватов

Самые сложные аварии с бурильными трубами - это обрыв

труб с прихватом призабойной части в глубоких скважинах.

Для извлечения прихваченной бурильной колонны требу-

ется создание значительного усилия, превышающего усилие от-

рыва прихваченной части труб на величину равную весу всей

бурильной колонны. Существующие технические средства, рас-

полагающиеся в скважине создают ударные нагрузки, направ-

ленные вверх или вниз.

Гидравлические домкраты, располагающиеся на устье

скважины, создают усилие натяжения до 3000 кН.

Допустимую растягивающую нагрузку, прилагаемую к

прихваченному буровому инструменту, можно определить из

условия

,QQFF yTp (5.112)

где F - максимальное растягивающее усилие, действующее на

прихваченную часть бурового инструмента, H; [Fp] - допустимое

растягивающее усилие в верхней части бурильных труб, Н; QT -

вес колонны бурильных труб, Н;Qy-вес утяжеленных бурильных

труб, Н.

Допустимое растягивающее усилие определяется из

условия предела текучести материала труб и определяется по

формуле

,S]F[ Tp (5.113)

где S - площадь поперечного сечения гладкой части бурильной

трубы, м2; σT - предел текучести материала трубы, МПа.

Вес колонны бурильных труб определяется по формуле

,1

3д g

n

q

n

qq

l

LgLqQ mT

TTT

(5.114)

354

где Tq ,-масса 1 м гладкой части бурильной трубы, кг;

дq -

увеличение массы одной трубы за счет высадки концов, кг; 3q -

масса бурового замка, кг; mq - масса одной муфты, кг; L–длина

колонны бурильных труб, м; l -длина одной трубы, м; n - коли-

чество труб в буровой свече.

Вес утяжеленных бурильных труб (УБТ) определяется по

формуле

gLqQ yyy (5.115)

где Tq - масса 1 м УБТ, кг; yL длина УБТ, м.

Из формула (5.112)-(5.115) видно, что усилие, приложен-

ное к прихваченной части бурильных труб, при большой глу-

бине скважины может оказаться меньше требующегося для лик-

видации прихвата труб. Так, для бурильных труб диаметром 114,

127 и 140 мм с толщиной стенки 10 мм и группе прочности

МПА700TK допустимое усилие растяжения составляет

1633, 1837 и 2041 кН соответственно. Масса бурильных труб

(без учета промывочной жидкости в скважине) составляет для ø

114x10 мм 140,3 т; для ø127x10 мм -158,3 т; а для ø140x10 мм-

194,1 т.

Величина полезного усилия, действующего на прихва-

ченную часть колонны, должна быть не более 230, 254 и 100 кН.

Номинальное усилие, которое может быть приложено к ловиль-

ному метчику типа МСЗ (типоразмер замковых резьб 3-117, 3-

133 и 3-161) составляет 2650, 2750 и 3300 кН соответственно.

Для создания величины осевого усилия, близкого к номи-

нальному для ловильных метчиков, разработан скважинный

домкрат (рис.5.70), принцип действия которого основан на ис-

пользовании гидравлического давления жидкости, протекающей

через отверстие малого диаметра. Гидравлический домкрат со-

стоит из переходника, на наклонной плоскости которого разме-

щены плашки, которые удерживаются в нерабочем положении

пружинами. На корпусе размещен поршень, внутренняя полость

в котором герметизируется уплотнительными манжетами. Кор-

пус домкрата имеет систему цилиндров в виде подпорщневых и

355

надпоршневых камер. В цилиндрах выполнены отверстия и раз-

мешена система поршней, также имеющих отверстия, соединя-

ющие подпорщневые камеры с внутренним каналом. Корпус в

нижней части имеет шлицевое соединение с шлицевым валом, в

котором помещена дроссельная шайба и герметизирующая про-

кладка. К шлицевому валу присоединен ловильный инструмент -

метчик или колокол.

Рис.5.70.Гидравлический скважинный домкрат: 1–переходник;

2 - плашка, 3 - пружина, 4 - поршень, 5 - уплотнение, 6 – корпус, 7

– подпоршневая камера, 8 – надпоршневая камера, 9 - отверстия в

цилиндре, 10 - поршень, 11 -отверстия в поршне, 12 - центральный

канал, 13 -шлицевое соединение, 14 - шлицевой вал, 15 дроссельная

шайба; 16 -прокладка; 17 – метчик ловильный.

Работа скважинного домкрата осуществляется следующим

образом. К резьбе в нижней части шлицевого вала присоединяют

ловильный инструмент – метчик или колокол. Домкрат спускают

в скважину на трубах, которые присоединяют к переходнику.

При контакте метчика с верхней частью

бурильных или обсадных труб включают вращение бурильных

труб, при этом метчик ввинчивается в отверстие в бурильной

(обсадной) трубе. Затем включают буровой насос и подают про-

мывочную жидкость, которая заполняет подпорщневую и

надпоршневую камеры, центральный канал и протекает через

дроссельное отверстие в шайбе. При движении жидкости через

дроссельное отверстие создается высокое давление, действую-

356

щее на порщень, который перемещает плашки вверх, сжимая

пружину. Плашки прижимаются к стенкам скважины, передавая

вертикальное реактивное усилие, которое образуется при дей-

ствии жидкости на суммарную площадь поршней, шлицевой вал

и ловильный инструмент. Бурильные (обсадные) трубы подни-

маются вверх, при этом за счет наклонных плоскостей в переход-

нике и отвесных плоскостей плашек усилие сцепления плашек со

стенками возрастает пропорционально усилию, с которым

домкрат действует на прихваченные в скважине трубы.

После освобождения прихваченных труб насос выключают,

давление в жидкости падает, домкрат поднимают вверх - за счет

действия сжатых пружин плашки и переходник опускаются вниз

и перемещают вниз поршень.

Для работы домкрата применяют буровой или цементиро-

вочный насос. Число поршней можно выбирать любым - в зави-

симости от назначения домкрата и параметров технической ха-

рактеристики насоса.

Параметры технической характеристики домкрата выби-

раются из условия получения наибольшего значения давления

жидкости, возникающей при ее движении через дроссельное от-

верстие. Давление определяется по формуле

Па,8

422

2

d

Qp

, (5.116)

где Q - подача насоса, м3/с; ρ - плотность жидкости, кг/м3; π =

3,14; µ=0,6-0,8 - коэффициент сужения потока жидкости в дрос-

сельном отверстии; d – диаметр дроссельного отверстия, м.

Рабочее давление в домкрате выбирается из условия опти-

мального использования работы гидравлических механизмов в

скважине: полезная работа жидкости в гидравлическом механиз-

ме должна составлять 1/3 от общей работы поверхностного насо-

са. Так как работа насоса определяется произведением подачи на

напор насоса, то выбирается диаметр цилиндрической втулки

при заданных подаче и давлении насоса с учетом использования

1/3 части рабочего давления в домкрате. Диаметр дроссельного

отверстия определяется по формуле

357

м.,p

Qd 4

22

28

(5.117)

Диаметр поршней домкрата выбирается, с учитом величи-

ны диаметра корпуса домкрата, который зависит от диаметра

скважины. Число поршней N, шт. рассчитывается из условия по-

лучения заданного усилия растяжения для выбранного типораз-

мера ловильного метчика или колокола по формуле

,

Рdd,

FN

Н2ш

2п

p

7850

3 (5.118)

где dп- диаметр поршня, м2; dш- диаметр штока, м.

В таблице 5.10 приведены результаты расчетов скважинных

домкратов для прихваченных на глубине 5000 метров бурильных

труб. Расчеты выполнены для бурового насоса У-8-6 с парамет-

рами: подача насоса -24 л/с, рабочее давление -20 МПа, диаметр

втулок-150 мм, число двойных ходов -75 в минуту, длина хода

поршня насоса-350 мм. Расчетный диаметр дроссельного отвер-

стия составляет -18 мм.

Расчетные характеристики скважинных домкратов

Таблица 5.10 Показатель Единица

измерения

Величина показателя

Диаметр скважины

мм

151,0 215,9 269,9 295,3

Диаметр бурильных труб 114,0 127,0 140,0 140,0

Диаметр корпуса 139,7 193,7 244,5 273,0

Диаметр поршня 110,0 150,0 170,0 220,0

Диаметр штока 60,0 80,0 90,0 100,0

Усилие натяжения кН 1500,0 1700,0 2000,0 2000,0

Число поршней шт 34,0 20,0 19,0 10,0

Длина домкрата м 18,0 12,0 11,0 6,0

Таким образом, установлено, что:

-при большой глубине скважины допустимое усилие рас-

тяжения меньше, чем требуется для ликвидации прихвата буро-

вого инструмента, на величину веса колонны бурильных труб;

-допустимые усилия растяжения для ловильных метчиков

превышают усилия растяжения бурильных труб и обеспечивают

надежность ликвидации прихвата;

358

-скважинный гидравлический домкрат создает усилие рас-

тяжения, достаточное для ликвидации прихватов бурового сна-

ряда на значительной глубине скважины.

5.5.Разработка и практическая реализация технологии

и технического оснащения аксессуарами бурового машинно-

го агрегата для предупреждения его прихватов в скважине.

5.5.1.Разработка технологии прохождения прихвато-

опасных интервалов ствола бурящихся скважин.

Известно, что прихват или заклинивание обсадных и бу-

рильных колонн при их спуске в основ-ном происходит по сле-

дующим причинам : прихват под действием перепада давлений

из-за вынужденного оставления колонны без движения; обвал

стенок ствола скважин, состоящих из неустойчивых пород; не-

качественная подготовка ствола под спуск обсадных колонн.

Прихват колонны труб из-за вынужденного оставления их

без движения и не качественной подготовки ствола скважин яв-

ляется следствием несоблюдения требований технологического

процесса. Поэтому, ниже приводится новый способ бурения

скважин под спуск обсадных колонн с одновременным обса-

живанием пробуренного интервала при прохождении пластов,

состоящих из сыпучих и обваливающихся пород. Этот способ

бурения исключает не доведение обсадных колонн до пробу-

ренной глубины, и предотвращает прахват бурильной колонны

при условиях когда:

нефте-газо-водопроявление не ожидается;

по геологическому разрезу известна глубина залегания и

мощность пластов, состоящих из неустойчивых пород;

при оставлении колонны без движения в течении времени,

из-за выполнения ряда технологических операций.

Эти условия характерны при прохождении понтических

отложений, обладающие большой текучестью и состоящие из

неустойчивых пород. Известно что, бурение этих отложений

обычным способом не представляется возможным из-за резкого

повышения давления в циркуляционной системе необходимой

359

неоднократной проработки ствола после очередных спуско-

подъемных операций бурильного инструмента.

Автором предложена технология одновременного бурения

и обсаживания пробуренного интервала обсадной колонной, ре-

ализация которой реализуется в следующей последовательно-

стью (рис.5.71).

Рис.5.71.Компоновка для прохождения интервалов из не-

устойчивых пород: 1-I техническая колонна,2-заколонный це-

мент,3-обсадная колонна (“хвостовик”),4-понтические отложе-

ния,5-левый-правый переводник, 6-долото,7-гидравлический

расширитель,8-гидравлический винтовой двигатель (ГВЗД),9-

центратор,10-утяжеленные бурилные трубы, 11-гидравлический

ударный механизм (ГУМ), 12-утяжеленные бурильные тру-

бы,13-бурильная труба,14-двух ниппелный переводник, 15-трех

резьбовый переводник.

До кровли понтических отложений бурение ведется обыч-

ным споcобом, и ствол обсаживается первой технической ко-

лонной, возможно большего диаметра 1.Обсадная колонна це-

ментируется до устья скв.2.

После разбуривания цемента и «башмака» технической

колонны скважина углубляется на 3 м.

В дальнейшем, внутри технической колонны собирается

обсадная колонна («хвостовик») 3 соответствующего диаметра и

длиной 100 м больше мощности понтических отложений 4. К

последней трубе «хвостовика» наворачивается «левый-правый»

переводник 5. Затем, внутри «хвостовика» собирается буриль-

360

ный инструмент: долото-6+ гидравлический расширитель-7+

гидравлический винтовой забойный двигатель-ГВЗД-

8+центратор-9+утяжеленные бурильные трубы-УБТ-10-20м+

идравлический ударный механизм - ГУМ-11 + УБТ-20 м-12+

бурилные трубы 13.

Общая длина указанной компоновки должен быть на 2 м

больше длины «хвостовика». На последнюю трубы бурильно-

го инструмента наворачивается двух ниппельный переводник

14 и на него трёх резьбовый переводник с наружной левой

резьбой 15. Собранный, таким образом бурильной инструмент с

трёх резьбовым переводником с наружной левой резьбой на бу-

рильных трубах сажается на «левый-правый» переводник 5

навернутой на последнюю трубы «хвостовика», и соединяется с

обсадной колонной «хвостовиком».

После наворачивания рабочей трубы бурильный инстру-

мент вместе с «хвостовиком» опускается с промывкой на 2 м

ниже башмака технической колонны. При этом гидравлический

расширитель 7 будет находится в открытом стволе скважины.

В дальнейшем при полной производительности насосов

начинается углубление скважины.

При этом гидравлический расширитель выполняет свои

функции и обсадная колонна вместе с бурильной колонной дви-

жаются вниз по расширенному стволу скважины.

После отработки долота на заранее регистрируемом весе

инстумента с плавным вращением «вправо» отворачивается бу-

рильная колонна и проводятся полный подъем бурильного ин-

струмента. Под давлением проверяется ГВЗД. Сменивь отрабо-

танное долото, осуществляется спуск инструмента для бурения.

В случае заклинивания или прихвата инструмента, для его

освобождения имеется возможность использовать гидравличе-

ский ударный механизм, включенный в компоновку.

После прохождения полной мощности понтических отло-

жений одновременной обсадеой ствола скважины плавным

“правым” вращением освобождается бурильный инструмент и

производятся полный подъем инструмента.

361

Таким образом, предложенная на уровне патента АР авто-

ром технология производства буровых работ в интервалах ство-

ла с повышенной прихвато-опасностью дает возможность без

осложнения проходить полный мощность понтических отложе-

ний одновременным обсаживавшем ствола скважины, и как

результат предотвращать возможные осложнения.

5.5.2.Разработка и внедрение аксессуаров буровых и об-

садных колонн для предупреждения прихватных явлений в

процессе строительства ствола скважины

При бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых

скважин в качестве аксессуара широко используются обратные

клапаны различных конструкций.

Недостатки существующих аксессуаров – обратных клапа-

нов например в конструкцию тарельчатых клапанов входит

пружинный узел с упругим элементом в виде пружины, которая

при длительном использовании теряет свои эксплуатационные

характеристики.

При спуске бурильной колонны с обратным клапаном на

случай нефте-газо-водопроявления предотвращается поступле-

ние жидкости во внутрь бурильных труб и тем самым обеспечи-

вается отсутствие внутри трубах избыточного давления. Таким

образом создается условие для закачки тяжелого раствора во

внутр бурильной колонны. А возможность длительного исполь-

зования этих клапанов сокращает число спуско – подъемных

операций для их замены. Дроссельные обратные клапана

(ЦКОД) шарового исполнения, используемые в качестве оснаст-

ки обсадных колонн применяются при ограниченной произво-

дительности буровых насосов и при забойной температуры в

скважине ниже 1000C.

При спуске обсадных колонн в скважину, предотвращается

поступление бурового раствора во внутрь колонны и тем самым

создается условие для движения раствора (для циркуляции) в

затрубном пространстве.

362

При этом очищаются стенки ствола скважины и создается

благоприятное условие для прохождения колонны по стволу.

Возможно смятие колонны от гидравлического удара при поте-

ри работо – способности исполнительного органа клапана. По-

сле цементировки обсадных колонн клапан предотвращает об-

ратное поступление цементного раствора во внутрь колонны.

Согласно, закону Архимеда весь спускаемой в скважину

колонны с обратном клапаном уменьшается и тем самым снижа-

ется опасность перегрузки талевой системы во время спуска тя-

желый обсадных колонн.

На случай нефте-газо-водопроявлений также предотвраща-

ет поступление пластовых флюидов во внутрь колонны, что

обеспечивает возможность установки на устье скважины проти-

вовыбросового оборудования.

Учитывая выше указанные, автором разработаны, кон-

структивно отработаны и испытаны в стендовых условиях об-

ратные клапана магнитного действия для бурильных и обсадных

труб, номенклатурный ряд которых приводится в табл.5.1.

Номенклатурный ряд обратных клапанов магнитного дей-

ствие для обсадных и бурильных колонн.

Таблица 5.11 Бурилн. колонны Обсадн. колонны Эксплуат. колонны

диаметр

трубы,

мм

диаметр маг-

нитодерж.,мм

диаметр

трубы, мм

диаметр маг-

нитодерж.,мм

диаметр

трубы, мм

диаметр

магнито-

держ.,мм

139,7;

127;

114

104 406,4;377;

351;339,7;

323,9

305

168,3;

146,0;

139,7;

127,0;

114,3;

101,6

94 101,6; 89 75 298,5;

273,1;

244,5

227

219,1;

193,7;

177,8

160

Предложенная конструкция обратного клапана состоит из

корпуса (переводника), магнитной системы, и прижимающей

гайки (рис.5.72), а сама магнитная система включает ниже при-

водимые конструктивные элементы (рис.5.73): постоянный маг-

нит; левый и правый магнитопроводы; стакан; верхнюю и ниж-

363

нюю крышки; тарелку клапана; шток с гайкой; прокладку; винти

для крепления крышек (рис.5.73).

Принцип работы клапана магнитного действия состоит в

следующем.

При отсутствии циркуляции бурового раствора тарелка

клапана 7 притягивается магнитами 2 и 4 и перекрывает верхние

промывочные отверстия. Направление движения тарелки клапа-

на ориентирует шток 9.

Рис.5.72. Конструкция обратного клапана.

1 – корпус, 2 – магнитная система;

3 – прижимающая гайка, 4 – прокладка

Во время промывки раствор проходит через верхние от-

верстия и под действием столба жидкости тарелка клапана

смещается вниз открывая и обеспечения тем самым циркуля-

цию раствора через нижние отверстия.

Магнитная система разработанной конструкции обратно-

го клапана рассчитана на 1,0 МПа избыточного давления. Это

364

означает, что при создании циркуляции ОК открывается при из-

быточном давлении 1,0 МПа.

Рис.5.73.Магнитная система обратного клапана.

1–магнитная система; 2–магнитопровод; 3–стакан;4–

постоянной магнит; 5 – нижняя крышка; 6 – верхняя крышка; 7 –

тарелка клапана; 8- гайка; 9-шток; 10 – винт

Создание указанного избыточного давления способствует

перемещению тарелки клапана с усилием, равного 600÷800 Н.

Однако, в зависимости от геометрических размеров и матери-

ального исполнения конструкции магнитного узла могут стиму-

лироваться различной величины тяговые усилия клапана.

Для оценки силовой характеристики магнитной пары про-

ведены соответствующие лабораторные исследования.

На основании испытанный определено изменение тяговой

силы магнита в зависимости от расстояния между тарелкой кла-

пана и магнитным узлом (рис.5.74).

Из графика видно, что максимальная тяговой сила соответ-

ствует расстоянию тарелки клапана от торца магнита на величи-

ну 6-10 мм.

365

Обратные клапана для бурильных и эксплуатационных ко-

лонн диаметрами 127 и 140 мм, показанные на рис.5.73 и 5.74

прошли стендовое испытание в производственном цехе управ-

ления «Бурсервис и логистика» треста «Комплексные Буровые

Работы» SOCAR при следующих значениях режимных парамет-

ров:

Рис.5.74. Изменения тягового усилия магнита от расстоя-

ние расположения тарелки в конструкции клапана.

─ производительность насосов ─ 50 .

─ максимальные давление ─ 15 атм.

─ длина промывочного линии ─ 20 м.

По результатам стендовых испытаний клапана для буриль-

ных труб разработанный конструкции, диаметрами 140 и 127

мм, рекомендованы для промышленного использования с с но-

менклатурным рядом, приведенного в табл.5.11.

Выводы 1. Магнитная система разработанной конструкции обратного

клапана расчитана на 1,0 МПа избыточного давления. Это

означает, что при создании циркуляции он открывается при

избыточном давлении 1,0 МПа.

Тя

гов

ая

си

ла

Расстояние

F , Н

, м

366

2. Создание указанного избыточного давления способствует пе-

ремещению тарелки обратного клапана с усилием, равного

600÷800 Н, что обеспечивает герметичность магнитной си-

стемы.

5.5.3.Предупреждение осложнений путем внедрения ре-

сурсосберегающей технологии подготовки буровых раство-

ров на водной и нефтяной основах

Известно, что производство буровых работ на месторож-

дениях Азербайджана осуществляется в сложных горно-

геологических условиях. Необходимым условием предупрежде-

ния осложнений и сохранение целостности реализуемых стволов

является обработка буровых растворов различными химически-

ми реагентами в зависимости от интервалов и условий бурения.

Целью химической обработки буровых растворов является сни-

жение их водоотдачи (В) за счет добавления в состав химиче-

ских реагентов в очень больших объемах. Это, в свою очередь,

является причиной удоражания себестоимости процесса приго-

товления буровых растворов с заданными свойствами. Автором

разработана и внедрена ресурсосберегающая технология приго-

товления буровых растворов на водной основе и заданными

свойствами. В основе этой технологии использован принцип

Фактор-4, означающий уменьшение затрат и увеличение прибы-

ли, соответственно, в два раза, итого 2х2≈4 раза.

Использование принципа «Фактор-4» в технологии произ-

водства буровых работ в нефтяных и газовых скважинах, где ка-

питаловложения исчисляются в миллионах АЗН (80÷90% инве-

стиций, отводимые на разработку нефтегазового месторождения

осваиваются бурением), что не исключает а наоборот, подтвер-

ждает возможность получения ощутимой прибыли. В основу

принципа «Фактор-4», заложен второй принцип гомеопатии –

так называемый принцип «Малые дозы» предложенный еще до

нашей эры Гиппократом. В результате применения этого прин-

ципа, в основе которого использовано свойство сохранения фи-

зических параметров буровых растворов в памяти воды, науч-

367

ным путем обосновывается возможность снижения расходов

химических реагентов в процессе химической обработки буро-

вых растворов на водной основе. Такое уникальное свойство во-

ды, экспериментальным путем выявленное ранее позволило на

основе принципа гомеопатии разработать и внедрить ресурсо-

сберегающую технологию создания буровых растворов с задан-

ными свойствами для предупреждения осложнений деформаци-

онного характера в процессе строительства стволов нефтегазо-

вых скважин. Было установлено, что добавление в состав воды

очень малого количества (сульфанол, алкан и др.) позволяет

резко снизить и поддерживать стабильно её поверхностное

натяжение.

Используя эти свойства воды, в определенное время появ-

ляется возможность поддержания физических параметров буро-

вых растворов на водной основе неизменными.

Результаты проведенных экспериментов приводится в таб-

лице 5.12:

Таблица 5.12

№ Буровые раство-

ры Параметры буровых растворов

Плотность

г/см3

Условная

вязкость

сек

СНС

мг/см3

Водоотдача

см3/30 мин рН

1

Раствор, приго-

товленный путем

добавления воды

к 0,01% сульфа-

нола

1,31 180 13-26 4,0 9,5

2 В 3 раза раз-

бавенный раствор 1.31 78 10-22 4,0 9.5

3 В 5 раз разбав-

ленный раствор 1.34 70 8-16 4,0 9,5

Из таблицы вытекает, что буровой раствор, приготовлен-

ный в концентрате: вода+сульфанол, несмотря на его неодно-

кратные разбавления, сохраняет свои физические параметры

практически постоянными.

Основная идея создания технологии заключается в следу-

ющем. Буровой раствор, сопровождающий процесс производ-

368

ства буровых работ, в малых объемах обрабатывается необхо-

димыми химреагентами собирается в запасных резервуарах, а

затем добавляется в буровой раствор циркуляционной системы.

Такое перемешивание обработанной (первый) и необработанной

(второй) растворов позволяет передовать в память второй жид-

кости свойства первой. Этим появляется возможность регулиро-

вания свойствами бурового раствора циркуляционной системы и

устанавливать заданные его свойства. Эта технология, являю-

щейся ресурсосберегающей, была реализована при бурении

скважин №1711 месторождения «Говсаны» и скважин №453 ме-

сторождения «Гум дениз» (таблица 5.13.). Сравнительный ана-

лиз разработанной и существующей (реализованной на скважи-

нах №1704 и 1706 месторождения «Говсаны» и №451 и 452 ме-

сторождения «Гум дениз») технологий показывает, что исполь-

зование химических реагентов уменьшилось в 2,5 раза (от 36 кг

до 16 кг) каустик соды в 3 раза (от 14,7 кг до 5,5 кг), а водоотда-

ча бурового раствора в обоих случаях изменилось в одних и тех

же интервалах за равный промежуток времени, т.е. за 20 часов

от 36 см3/30мин до 5,5 см3/30 мин (см табл.5.13).

Все это подтверждает преимущество разработанной ре-

сурсосберегающей технологии, экономическая эффективность

подтверждена по нижеприводимой формуле:

1 2

1 2 1 2

. .a B cT cT

B B B B

(5.119)

Здесь -экономия, получаемая от химической обработки 1

м3 раствора, манат/м3; a -цена химического реагента и кау-

стической соды, использованные и базисных скважинах, манат;

в -цена химических реагентов и каустической соды, исполь-

зованные в экспериментальных скважинах, манат.

В1,В2-общий объем бурового раствора в сравниваемых

скважинах, м3; С-затраты, отводимые на одночасовую эксплуа-

тацию бурильной установки, манат;

Т1, Т2- вермя на предварительную обработку раствора в

сравниваемых скважинах, час.

369

Согласно таблицы (цифры соответствуют 2000 году):

46000000a ; В1=176м3, Т1=24 час; 43000000в манат;

В2=355м3; Т2=11 час; С=1355,0 манат/час (для площади Говсаны.

Поэтому

46000000 43000000 1355,24 1355,11;

176 255 176 355

(2600000 1200000) (180 40) 140000 140 140140

манат/м3

По данным таблицы 5.13. и согласно расчетом по формуле

(5.119) для скважины №1711 в сравнении со скважиной №1704

подсчитана эффективность предварительной химической обра-

ботки бурового раствора. Учитывая тот факт, что скважины

№1711 использан объем бурового раствора на 179 м3 больше

общая экономия составила 170 179 140140 25млнAZN

(цифры соответствуют 2000 году). Таким образом, применение

нового расчетного метода на скважине №1711 позволило полу-

чить экономию в размере ≈25млн АЗН (цифры соответствуют

2000 году.

370

Расчеты по обработке буровых растворов

Таблица 5.13

Но

мер

скваж

ин

ы

Мес

тор

ож

-ден

ие

Глу

би

-на

скваж

и-н

ы

Ди

амет

р и

дли

на

по

-

след

-ней

сп

уск

а-ем

ой

скваж

ин

ы

Об

ъем

скваж

ин

ы

Количество химических реагентов

Врем

я н

а х

им

ич

ес-к

ую

об

раб

отк

у р

аств

ора,

час

Водоотдача раствора, см3/30мин

Цен

а х

им

ич

еского

ре-

аген

та и

кау

сти

чес

ко

й

сод

ы,

мл.

ман

ат (

цен

ы

соо

твет

ству

ют

20

00

году

)

КМС КГР ФХЛС

Каусти-

ческая сода

Хи

ми

чес

ки

нео

браб

ота

н-н

ый

Хи

ми

чес

-ки

е о

б-

раб

ота

н-н

ый

су-хой жид-

кий

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Обычным методом

1704 Говсаны 2050 2050-

299мм

176 0,0113 - 0,04 - 0,0114 24,0 36,0 6,0 46,0

1706 ---«--- 1800 1800-

245мм

112 0,0450 0,0134 - - 0,018 35,0 35,0 5,0 42,0

1710 ---«--- 1830 1830-

245мм

114 0,0526 - - 0,09 0,018 25,0 35,0 5,5 46,1

451 «Гум дениз»

1720 1720-298мм

146 0,0150 0,0410 - - 0,014 22,0 35,0 6,0 32,0

452 ---«--- 1754 1754-

324мм

146 0,0140 - 0,04 - 0,017 26,0 38,0 5,0 42,2

Новым методом

1711 Говсаны 2250 200-426мм

355 0Ю0180 0,0070 - - 0,004 11,0 36,0 5,0 43,0

453 «Гум

дениз»

1200 1145-

245мм

90 0,0220 - 0,017 - 0,007 8,0 38,0 5,0 18,0

371

ГЛАВА 6.

ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ НАУЧНО-

ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ И ОПЫТНО-

КОНСТРУКТОРСКИХ РАЗРАБОТОК И ИХ

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

6.1.Внедрение результатов научно-исследовательских и

опытно-конструкторских разработок

6.1.1.Разработка нового параметрического ряда маг-

нитных ловителей на основе высокоэнергетичных магнит-

ных захватных механизмов

Как отмечено в главе 5, основными недостатками суще-

ствующих магнитных устройств является ограниченная грузо-

подъемность, зависящая от механических свойств материала

сердечника, а также возможность постепенного размагничива-

ния предварительно намагниченного на заводе сердечника, что

приводит к необходимости создания магнитной системы с мак-

симальной энергией и склонными к наименьшим потерям.

К основным требованиям, предъявляемым к конструкциям

магнитных устройств, относится обеспечение наибольшей гру-

зоподъемности при наименьших размерах (диаметрах) инстру-

мента и наибольшего числа спуска в скважину до повторного

намагничивания. Повышение грузоподъемности и ресурса рабо-

ты (число спусков в скважину) может быть достигнута разра-

боткой оптимальной, рациональной и надежной конструкции

магнитной системы основного рабочего органа магнитного ин-

струмента.

В данной работе большое место отведено мероприятиям по

ликвидации аварийных случаев в процессах бурения, где была

поставлена цель создания принципиально новых скважинных

магнитных грузоподъемных устройств с повышенными силовы-

ми характеристиками на основе высокоэнергетичных спеченных

магнитов системы Nd-Fe-B

В результате проведенных научно-исследовательских и

опытно-конструкторских работ была разработана конструкция

372

скважинного магнитного грузоподъемного устройства нового

типа c нерегулируемым (СМГУ) и регулируемым (СМГУР) маг-

нитным полем, повышенной грузоподъемности и с более рас-

ширенным диапазоном применяемости, заменяющий приме-

няемый в практике проведения ремонтных работ фрезер-

ловитель магнитный типа ФМ. Проведены работы по совершен-

ствованию данной конструкции и созданию грузоподъемного

магнитного устройства с регулируемым магнитным полем. Бла-

годаря таким устройствам повышена (см следующий раздел) эф-

фективность ремонтно-восстановительных работ на аварийных

скважинах.

Разрабатываемые конструкции СМГУ и СМГУР предназ-

начены для ликвидации аварий в бурящихся и эксплуатацион-

ных скважинах методом фрезерования и извлечения находящих-

ся на забое скважины мелких металлических предметов, обла-

дающих ферромагнитными свойствами. Эти инструменты име-

ют большую перспективу применения особенно там, где неиз-

вестно, как захвачен на забое скважины аварийный объект, т.е.

когда применение существующей ловильной техники нецелесо-

образно из-за малой грузоподъемности (в глубоких и сверхглу-

боких скважинах), а также малого диаметра эксплуатационный

колонны.

Скважинное магнитное грузоподъемное устройство с нере-

гулируемым магнитным полем СМГУ (рис.6.1) включает в себя

корпусные детали, а именно, переводник, соединяющий СМГУ с

колонной бурильных труб, корпус, ограничительную втулку и

фрезер, изготовленный в виде режущей коронки, армированной

дробленным твердым сплавом, а также магнитную систему.

Магнитная система (рис.6.1) состоит из магнитопроводов (лево-

го и правого) и постоянных магнитов (левый и правый), которые

помещены в диамагнитном стакане. Стакан изготовлен из алю-

миниевого сплава, имеет в верхней части бурт, который во вре-

мя сборки устанавливается на бурт корпуса СМГУ. Магнито-

проводы устанавливаются на бурт стакана и закрываются крыш-

кой. Нижняя часть постоянных магнитов изолируется специаль-

373

ными вставками, которые вставляются в соответствующие пазы

в магнитопроводах.

Рис.6.1.Магнитная система СМГУ в деталях и сборе.

Рис.6.2.Магнитная система СМГУР.

374

Конструкция скважинного магнитного грузоподъемного

устройства с регулируемым магнитным полем (СМГУР) была

разработана на базе СМГУ, также состоит из корпусных деталей

и магнитной системы Магнитная система СМГУР отличается по

конструкции от магнитной системы СМГУ и состоит из двух

рядов парных магнитопроводов, помещенных в общий стакан.

Магнитная система СМГУР (рис.6.2) снабжена вращате-

лем, при помощи поворота на 180 град. которого осуще-

ствляется смена магнитных полюсов, что обеспечивает резкое

уменьшение притягивающей силы до минимального значения,

обеспечивающего тем самым возможность отделения выловлен-

ных из скважины посторонних предметов с поверхности устрой-

ства. Возможность регулирования магнитным полем зна-

чительно облегчает ремонтные работы, связанные с ловильными

операциями, и значительно сокращает время их проведения.

После проведенных лабораторных, стендовых и промыс-

ловых испытаний была подтверждена возможность увеличения

грузоподъемной характеристики разрабатываемых конструкций

до пяти раз. Это позволило пересмотреть существующий пара-

метрический ряд магнитных устройств типа МФ и создать но-

вый ряд с охватом предлагаемых уровней грузоподъемных ха-

рактеристик. Ниже представлена сравнительная таблица суще-

ствующих магнитных фрезеров-ловителей типа ФМ по стан-

дарту и предлагаемых конструкций скважинного магнитного

грузоподъемного устройства с регулируемым и нерегулируемым

магнитным полем (табл.6.1).

Анализ представленных данных показывает, что при раз-

работке типоразмерного ряда предлагаемой конструкции сква-

жинного магнитного устройства существующие по ГОСТу 13

типоразмеров можно сократить до 3-х типоразмеров, а именно

СМГУР-103, СМГУ-118 и СМГУ-225.

Сравнительная таблица существующих магнитных фрезе-

ров-ловителей типа ФМ по стандарту и предлагаемых кон-

струкций СМГУ и СМГУР

375

Таблица 6.1. Фрезер-ловитель по отраслевому стандарту Применяемые долота

Тип

Усл

овн

ая г

ру

-

зоп

одъ

емн

ая

сила,

Н

Нар

уж

ны

й

ди

амет

р,

мм

Присоединительные

замки

Диаметр, мм Тип

тип диаметр,

мм

1 2 3 4 5 6 7

ФМ-86 400 86 3-62 83

140

Не

зави

сит

от

ко

нст

рукти

вн

ого

исп

олн

ени

я

ФМ-88 700 88 3-66 80

ФМ-93 800 93 3-62 83

ФМ-103* 850 103 3-76 95 151

ФМ-115* 950 115 3-62 83 161

ФМ-118 1000 118 3-76 95

ФМ-135 1200 135 3-88 108

190

ФМ-150 2400 150 241 (243)

ФМ-170* 2800 170 3-121

146

269

ФМ-195* 3250 195 295

ФМ-225** 5600 225

3-147 178 346

ФМ-270** 6800 270

ФМ-315** 12000 315 394

Обсадная колонна Предлагаемый размерный ряд СМГУ

Наружный диа-

метр,

мм

Внутренний диаметр, мм

Тип Условная грузо-подъемность, Н

Наружный диа-метр, мм

8 9 10 11 12

114 103,9…93,9

СМГУР-103 1600 103

127 115,8…105,6

139,7 127,3…118,7

146 130,7…124

СМГУ-118 5900 118 168 144

178 (219) 147,8 (190,7)

193,7 (244) 163,5 (212)

273 240,1

298,5 268,9

СМГУ-225 23600 225 323 295

351 327

Примечание: * - заменяемый СМГУ требует переводник, для перевода с замка З-88, З-121 на

замок З-76.

** - заменяемый СМГУ требует только направляющую воронку с соответствующими диа-метрами 225, 270 и 310.

376

6.1.2.Проведение стендовых и промысловых испытаний

магнитных ловителей для использования в бурящихся

скважинах

По результатам стендовых испытаний, подтвердивших ра-

ботоспособность и эффективность разработанных конструкций,

оба типоразмерных исполнений магнитных ловителей были

подготовлены для проведения промысловых испытаний. Для

организации испытаний в некоторые производственные струк-

туры ГНКАР («Бинагады ойл», Компания Азери Дриллинг,

Трест «Комплексные буровые работы») были отправлены соот-

ветствующие предложения. По результатам проведенных пере-

говоров с производственными структурами и с учетом воз-

никшей промысловой необходимости применения ловильного

инструмента диаметром 190мм (в скважине бурящейся долотом

диаметра Ф215 мм) руководством Треста «Комплексные буро-

вые работы» (КБР) ГНКАР была поставлена задача разработки

типоразмерного исполнения СМГУР-190 на базе СМГУР-135 с

соответствующей тяговой характеристикой. В связи с этим были

разработаны рабочие чертежи СМГУР-190, которые представ-

лены на рис.6.3. В конструкции СМГУР-190 для соединения с

внутрискважинным оборудованием предусмотрен переводник с

замковой резьбой «З-121» по ГОСТ 5886-75, для размещения

магнитной системы специальный направляющий корпус, для

обеспечения плавности перехода от переводника к корпусу со-

единительная втулка и для фиксации магнитной системы в вер-

тикальном положении–ограничитель. Все указанные детали на

основе подготовленного заказа в кратчайшие сроки были изго-

товлены и осуществлена сборка СМГУР-190 на базе магнитной

системы СМГУР-135 (рис.6.4-6.7).

С учетом конструктивного исполнения и геометрических

характеристик инструмента была разработана конструкторская

документация, включающая паспорт и программу и методику

проведения промысловых испытаний. Были проведены перего-

воры с производственными структурами и по приказу руко-

водства треста КБР создана комиссия по организации промыс-

377

ловых испытаний, включающая представителей разработчика (в

лице автора) и потребителя (в лице ответственных по внедре-

нию новой техники от треста КБР).

Рис.6.3.Общий вид СМГУР-190.

Рис.6.4. Переводник СМГУР-190.

378

Рис.6.5. Втулка СМГУР-190.

Рис.6.6. Корпус СМГУР-190.

379

Рис.6.7.Ограничитель СМГУР-190.

Рис.6.8.Детали СМГУР-190.

Для проведения промысловых испытаний на скважинах

площади «Бахар» был издан соответствующий приказ руковод-

ством управления буровых работ «Баил Лиманы» треста КБР.

Приказом предусмотрено проведение предпромысловых стен-

довых испытаний разработанной конструкции при участии чле-

нов комиссии. В связи с этим были организованы и проведены

соответствующие испытания на кафедре «Прикладная механи-

ка» АГНА (рис.6.8, 6.9), подтвердившие готовность конструк-

380

ции к промысловым испытаниям. Для проведения испытаний

непосредственно на аварийной скважине проанализированы

аварийные обстановки на скважинах №.КБР. Аварию удалось

ликвидировать за один спуско-подъем бурильного инструмента

в скв №.на глубину 1485 м.

Рис.6.9.Процесс проведения стендовых испытаний

СМГУР-190.

Рис.6.10.Заявка на предполагаемый патент АР «Мно-

гофункциональный инструмент для очистки забоя скважины от

посторонних предметов» 1-корпус; 2-магнитная система; 3-

8

381

переводник; 4-паук с ножками; 5,6-фрезерная головка; 7-

направляющая; 8-магнитная втулка; 9-соединительный калибр.

По результатам дополнительно проведенных теорети-

ческих исследования по оценке (раздел 5.19) динамических

нагрузок, действующих на заловленный посторонний предмет

при его транспортировке по стволу скважины, были выявлены

направления доводки разработок и проведены конструкторские

исследования для обеспечения надежности доставления залов-

ленного предмета на дневную поверхность. В итоге разработан

захватный механизм с механической фиксацией, на который

оформлена и отправлена в комитет по изобретательству заявка

на предполагаемый патент АР «Многофункциональный инстру-

мент для очистки забоя скважины от посторонних предметов»

(рис.6.10). Суть изобретения состоит в следующем. В много-

функциональном инструменте, предназначенном для очистки

забоя от посторонних предметов, размещены узлы, выполня-

ющие четыре основных технологических процесса, а именно,

для выполнения комплекса технологических работ в процессе

промывки скважин, предусмотрен специальный центральный

проход; для захвата и затягивания внутрь инструмента посто-

ронних предметов имеется расположенная в корпусе 1 магнит-

ная система 2. Для соединения с колонной труб предусмотрен

переводник 3, а для возможности фрезерования – фрезер 6. Для

обеспечения дополнительного удержания постороннего предме-

та предусмотрен «паук» 4, ножки 5 которого, двигаясь по

направляющим 7 входят друг в друга, образуя тем самым «ро-

машку-органичитель», предупреждающая падение захваченного

предмета

Кроме того, для вынужденного сбора в карман находящих-

ся на забое скважины механических стружек от фрезерования и

других мелких предметов внутри кармана установлена магнит-

ная втулка 8.

Проведенные исследования позволили сделать нижеприво-

димые выводы:

382

1.Показатели конструкций разработанных устройств будут

приведены в соответствие требованиям международных стан-

дартов API, ISO и др.

2.Будет проведена патентная проработка разработанных

конструкций для определения возможностей их патентования в

заинтересованных странах, в основном занимающихся освое-

нием запасов энергоносителей.

3.Будет проведено изучение рынков по данному классу

оборудования для уточнения потребностей на разработанное

устройство.

4.Будут проведены исследования для повышения надежно-

сти захвата аварийных предметов на забое скважины и транс-

портировки по стволу на дневную поверхность.

5.Будут проведены исследования с целью коммерциа-

лизации разра-ботанных устройств.

6.Будут проведены работы в направлении поиска заказ-

чиков для заключения с ними партнерских договоров на изго-

товление и поставку необходимого номенклатурного ряда и в

нужном количестве. С этой целью информация о разработки, её

эксплуатационных характеристиках и т.д. размещена в между-

народной межуниверситетском промышленной инновационной

сети, разработанной при поддержке Европейской комиссии и с

участием стран СНГ и участниц Европейского союза.

7.Разработанные конструкции могут быть и востребованы

всеми компаниями, оказывающими соответствующие сервисные

услуги по ремонтно-восстановительным работом, включая про-

изводственные образования SOCAR, Азербайджанскую между-

народную операционную компанию (АМОК), структуры Гло-

бал-Энерджи Азербайджан, Бахар-Энерджи, Халлибуртон, Дой-

таг, Везерфорд, Бейкер Хьюз и т. д.

383

6.1.3. Расчет экономической эффективности внедрения

инновационных разработок в практике бурения скважин на

производственных площадях треста комплексные буровые

работы ГНКАР

Согласно структуре и содержания работы проводимые ис-

следования и рекомендуемые разработки охватывают целый

спектр вопросов строительства стволов нефтегазовых скважин.

По результатам исследований получен и рекомендован к внед-

рению ряд весьма эффективных и перспективных технико-

технологических инноваций для использования на отдельных

этапах реализации процессов производства буровых работ. Ни-

же приводятся рассчеты экономической эффективности внедре-

ния некоторых разработок на производственных площадях тре-

ста «Комплексные буровые работы» ГНКАР, а именно:

а) экономический расчет от применения СМГУ-225 и

СМГУ-140 на скважинах №89 (площадь «Булла-море») и №209

(площадь «Бахар»). Расчет производился по формуле

Э=С1(Т1-Т2)-С2, (6.1.)

где С1-стоимость одного затраченного часа на ликвидацию ава-

рии путем установки цементного моста и зарезки нового ствола,

АЗН/час; С2-стоимость магнитного ловителя СМГУ-225, АЗН;

Т1иТ2-соответственно, время затраченное на ликвидацию аварий

путем установки цементного моста для зарезки нового ствола и

применения магнитного ловителя СМГУ-225 и СМГУ-140. Со-

держание аварий заключалась в оставлении в скважинах (на за-

бое) долота и клиньев клинового захвата, для ловли которых ис-

пользовались СМГУ-225 взамен примения технологии установ-

ки цементого моста и извлечения мелких ферромагнитных

предметов, для ловли которых использован СМГУ-140 взамен

соответствующего типаразмера забойного плоскодонного фре-

зернего инструмента. Все необходимые данные для рассчета

экономической эффективности приведены в таблицах 6.2. и 6.3.

Подставляя исходные данные по таблицам 6.2. и 6.3. в (6.1)

определяется экономическая эффективность, полученная от реа-

лизации ловильных работ разработанными грузподьемными

384

устройствами. Соласно рассчетам для первого варианта в пер-

вом и втором случаях

Э=532(303-22)-8000=141492 АЗН,

а суммарно Э=282984 АЗН. Для второго вариант-76252 АЗН.

Расчет экономической эффективности от внедрения СМГУ

– 225

Таблица 6.2. Показатели Установка

цементного

моста

Магнитный ловитель СМГУ-

225для извлечения:

Долота Клина от кли-

нового захвата

И с х о д н ы е д а н н ы е

Глубина скважины, м 3000 3000 3000

Тип и размер долота - С-ГВ-320 -

Вес долота, кг - 90,0 -

Вес клина от клинового захвата, кг - - 32,5

Грузоподъёмность СМГУ-225, т - 10,2 10,2

Расход сухого цемента для уста-

новки цем. моста, т

2,0 - -

Стоимость одной тонны сухого

цемента, АЗН

820,0 - -

Стоимость СМГУ-225, АЗН - 8000 8000

Р а с ч е т н ы е п о к а з а т е л и

Общая затрата времени на ликви-

дацию аварии, час

303,0 22,0 22,0

- на ловильные работы - 1,0 1,0

- на установку цементного моста и

затвердения цемента

48,0 - -

- СПО 112,0 16,0 16,0

- ВЗВР 23,0 5,0 5,0

- на зарезку нового ствола - 281,0 281,0

Экономия времени, час - 165,0 165,0

Стоимость одного часа, АЗН/час 532,0 532,0 532,0

Стоимость установки цем. моста,

АЗН/час

7500 - -

Экономический эффект от приме-

нения СМГУ-225

- 141492 141492

385

Расчет экономической эффективности внедрения СМГУ

Таблица 6.3. Показатели Плоскодонный

фрезер ФЗС -

268

Магнитный

ловитель

СМГУ - 225

Плоскодонный

фрезер ФЗС -

268

Магнитный

ловитель

СМГУ - 225

Плоскодонный

фрезер ФЗС -140

Магнитный лови-

тель СМГУ - 140

Исходные данные

Номер скважины 89 209 209

Месторождение Булла-море Бахар Бахар

Глубина скважины, м 5064 5064 3611 3611 5070 5070

Цена СМГУ и фрезера, АЗН 15000 8000 15000 8000 9500 3000

Расчетные показате-

ли

Общая затрата вре-

мени, АЗН 51,0 28,0 40,0 22,0 41,0 20,0

- на ловильные рабо-

ты 1,0 1,0 1,0

- на фрезеровку 20,0 15,0 10,0

- СПО 24,0 24,0 18,0 18,0 24,0 24,0

- ВЗВР 7,0 3,0 7,0 3,0 7,0 3,0

Экономия времени 23,0 18,0 13,0

Стоимость одного

часа, АЗН /час 1707 1707 532,0 532,0 532,0 532,0

Экономический эф-

фект от применения

СМГУ

46260 16576 13416

386

Сравнительные данные результатов бурения 3-х шарошечными и разработанными долотами

Таблица.6.4.

Сер

ий

но

вы

пу

скае

мы

е д

оло

та Марка долота № скважины,

месторож-дение

Проходка,м Способ буре-

ния

Время,

час

Средняя механи-

ческая скорость

м/час

Кален-

дарное вре-

мя, сутки

311,1-СТБ-

20 шт

77 (МСП-14)

Гюнешли

2250-2895

645 А9 Ш 360 1,80 34

190,5-СГНУ-

11шт

273(МСП-15)

Гюнешли

3220-3745

525 Ротор 354 1,48 37

295,3-SMİT-2

шт

273 (МСП-15)

Гюнешли

2945-3110

165 Ротор 134 1,23 14

215,9-СГНУ-

3шт

76 (МСП-14)

Гюнешли

3420-3460

40 Ротор 51 0,78 7

215,9- SMİT-5

шт

70(МСП-6)

Гюнешли

3247-3627

380 Ротор 239 1,60 25

Раз

раб

ота

нн

ые

до

ло

та

311, 1шт 76 (МСП-14)

Гюнешли

2265-2800

535 А9 Ш 241 2,22 17

190,5 1шт 72 (МСП-19)

Гюнешли

3230-3735

505 А6 Ш 460 1,1 28

295,3-1шт 72(МСП-19)

Гюнешли

2965-3110

145 А9Ш 154 0,94 24

215,9-1шт 77 (МСП-14)

Гюнешли

3428-3470

42 А6Ш 20 2,10 1,0

215,9-1шт 76 (МСП-14)

Гюнешли

3460-3580

120 А6Ш 158 0,76 10

215,9-1шт 77(МСП-14)

Гюнешли

3428-3645

217 А6Ш 112 1,94 7

387

Расчет экономической эффективности внедрения разработок по долотам, оснащенные твер-

досплавными вставками

Таблица 6.5.

Показатели

В а р и а н т ы

Базовый СЗ-ГВ ф

311,1 мм

Разработ. долота ф 311,1

мм

Базовый 3-х шар 215,9 - СГНУ

Разработ. долота ф 215,9 мм

Базовый 3-х шар -190,5-

СГНУ

Разработ. долота

ф 215,9 мм

И с х о д н ы е д а н н ы е

Номера скважин 77(МСП-14) 76(МСП-14) 70(МСП-6) 77(МСП-14) 273(МСП-15)

72(МСП-19)

Глубина скважины 2895 2800 3627 3645 3745 3735

Интервал бурения, м 2250-2895 2265-2800 3247-3627 3428-3645 3220-3745 3230-3735

Проходка на долото, м 32,3 535 76 217 47,7 505

Механическая скорость, м/час 1,80 2,22 1,6 1,94 1,48 1,1

Время на один СПО, час 12,0 12,0 16 16,0 18,0 18,0

Цена долота, АЗН 6700 50100 4274 51220 3077 45500

Р а с ч е н ы е п о к а з а т е л и

Проходка в интервале, м 645 535 380 217 525 505

*Количество долот, шт 20 0,4 5 0,12 11,0 0,11

Время (календарное), час 816 408 624 144 864 720

- мех, бурения 360 241 239 112 354 460

- СПО 240 36 80 16 198 72

Экономия календарного врем., час 308 480 144

Коммерческая скор.бурения, м/ст.мес 570 938 437 1080 438 505

Стоимость 1 часа эксплуатации буровой установки , АЗН/час

848 848 848 848 848 848

Экономический эффект от применения

с учетом цены долота, АЗН

- 375184 - 401000 - 122110

*Примечание: Количество разработанных долот определялось по их степени отработки.

388

В итоге, общая экономическая эффективность от примен-

неия двух типоразмеров СМГУ составил-359236 АЗН.

б) экономический эффект от применения модернизирован-

ных долот истирающе-режущего типа с твердосплавными

вставками.

Исходные данные для рассчета экономической эффектив-

ности разработок по долотам приведены в табл.6.4. и 6.5.

Как видно из табл.6.4 при бурении скв.77 (МСП-14) в ин-

тервале 2250-2895 м были использованы 20 штук 3-х шарошен-

ных долот типа 311,1-СГВ и затрачены 34 календарных дней. На

этой же площади на скважине № 76 (МСП-6) при бурении ин-

тервала 2265-2800 м было использовано одно долото диаметром

311,1 мм и затрачены 17 календарных дней. Это долото повтор-

но использовано при бурении других скважин.

В этой таблице приводятся отработка долот диаметров

190,5; 215,9;295,3 мм., преимущества которых перед 3-х шарош-

ечными долотами очевидно. В табл.6.5 приведены результаты

расчета экономической эффективности внедрения разработок

автора по долотам с твердосплавными вставками в сравнении с

3-х шарошечными долотами.

Экономия от внедрения этих долот вычислялась по фор-

муле:

Э =ТС1±ΔС,

где, Т-экономия календарного времени; час. С1-стоимость одно-

го часа эксплуатации буровой установки на пл. «Гюнешли»,

АЗН/час. ΔС–разность стоимости отработанных 3-х шарошеч-

ных и испытанных долот; АЗН

Как видно из таблицы 6.5, экономия от внедрения разрабо-

ток автора при бурении скв.№76 (МСП-14) в сравнении с 3-х

шарошечными долотами диаметрами 311,1 мм и 215,9 мм соста-

вил, соответственно, 375184 АЗН и 401000 АЗН.

Другие разработки для выполнения необходимых техноло-

гических операций, включая забойны двигатели, усилитель осе-

вой нагрузки, зарезные долота и т.д., для бурения наклонно-

направленных и горизонтальных скважин находятся в распоря-

жении треста КБР ГНКАР и ожидают стади внедрения из-за от-

389

сутствия необходимой готовности объектов испытаний. Поэто-

му информация об экономическом эффекте этих разработок в

работе не приводится.

390

ВЫВОДЫ

1.Установлено, что технико-экономические показатели от-

работки буровых долот истирающе-режущего типа, включая и

энергоемкость разрушения горных пород существенно зависят

от степени совершенства вооружения долот, определяемое схе-

мой и уровнем оснащенности рабочих поверхностей твердо-

сплавными вставками, формой и структурой их изготовления.

Доказано, что схема оснащения бурового инструмента твердо-

сплавными вставками с переменной структурой, построенная на

основе функции оснащенности-интегрального коэффициента

перекрытия позволяет на (30-40) % сократить расход твердо-

сплавного вооружения без снижения технических показателей

его использования.

2.Установлено, что совместимые комбинации режима

нагружения, формы и геометрических характеристик твердо-

сплавных вставок, механических, рео и теплофизических

свойств их материального исполнения определяют показатели

работоспособности вооружения долот истирающе-режущего ти-

па, подвергающихся воздействию периодичного высокотемпе-

ратурного воздействия в условиях скважины в процессе произ-

водства буровых работ. При этом в зависимости от степени и

характера определенности этих комбинаций могут быть решены

различного содержания проектные задачи для разработки во-

оружения долот истирающе-режущего типа, что обеспечивается

разработанной и предлогаемой для этих целей методики.

3.Исследованиями подтверждено, что форма и геометриче-

ские характеристики поверхности течения жидкости в промы-

вочных насадках, их монтажные параметры (ориентация-«α»,

соответственно, радиус и высота установки – «Р» и «щ», диа-

метр «д0») в корпусе долота в различных комбинациях, форма

поверхности режущей части определяют степень совершенства

системы промывки долота и могут существенно влиять на про-

ектные решения по регламентам технологических факторов. Да-

ны конкретные исполнения по монтажным параметрам системы

391

промывки долот истирающе-режущего типа и технологическим

регламентам производства буровых работ.

4.Выявлено, что в зависимости от скорости движения ко-

лонны труб в пространственно искривленном стволе наклонно-

направленной скважины силы натяжения на крюке могут увели-

чиваться или уменьшаться, соответственно, при её подъеме или

спуске на (5-8)%;

5.Получены и рекомендованы к использованию аналитиче-

ские зависимости для расчета нагрузок на крюке при движении

колонны труб в наклонно-направленных скважинах с простран-

ственным искривлением а также для оценки параметров их ис-

кривления в зависимости от характеристик анизотропии разбу-

риваемых пород и конструктивного исполнения бурового ма-

шинного агрегата и управления на этой основе технологически-

ми и проектными параметрами реализации их стволов;

6.Доказано, что выдержка параметров трасы и попадание

в поле рассеивания забоя наклонно-направленной скважины

может быть достигнута при совместимых неуправляемых горно-

геологических и управляемых конструктивных технологических

параметрах машинного агрегата, а на базе анализа и обработки

промыслово-статистического материала определены конкретные

их проектные комбинации;

7.Даны рекомендации по дополнению бурового машинно-

го агрегата созданными, теоретически, конструктивно и техно-

логически отработанными разработками, позволяющие компен-

сировать потери в проектных значениях осевой нагрузки в ство-

ле пространственно искривленной наклонно-направленной

скважины;

8.Разработана технология расчета стволов наклонно-

направленных скважин с горизонтальным окончанием, внедре-

ние которой позволило установить, что в зависимости от проек-

та реализации время разрушения стенок в зависимости от значе-

ния коэффициента бокового распора ( 10 ) может изменять-

ся в 6,7 и 3,3 раза, соответственно, для незакрепленной и за-

крепленной областей. Наличие внутреннего давления может из-

392

менять период устойчивости пород в пределах от 1,16 до 3-х раз

для соответственно, закрепленной и незакрепленной областей.

9.Получены зависимости для определения допустимой

нагруженности забойной компоновки, позволяющая поддержи-

вать направленное её движение в стволе наклонно-направленной

скважины с продолжительным горизонтальным участком. Нали-

чие подобных регламентов позволяют создавать многопролет-

ные забойные компоновки для проектов буровых программ го-

ризонтальных стволов значительной протяженности для всего

диапазона режимно-технологических факторов.

10.Конструктивными решениями доказано, что устойчи-

вость центрирующих приспособлений в общей геометрической

цени забойной компоновки может быть обеспечения за счет

технологического докрепления и предупреждения раскрепления

от реактивных воздействий в процессе производства буровых

работ.

11.Доказано, что радиальное взаимодействие элементов

механической модели «база установки-захватный механизм-

корпус» определяет характер их нагруженности и параметры

конструктивного исполнения корпуса, захватного и запирающе-

го механизмов созданного, конструктивно отработанного техно-

логически освоенного и практически опрабированного съемного

центрирующего приспособления, а вдоль продольной оси уста-

новлена квадратичная зависимость расположения элементов в

геометрической цепи забойной компоновки с нулевым отклоня-

ющим усилием на долоте, предназначенной для проводки гори-

зонтального участка наклонно-направленной скважины.

12.На основе моделирования и расчета контактного взаи-

модействия со стенками скважины калибрующих элементов за-

бойных компоновок установлено, что контактное давление зна-

чительно (примерно в 3 раза) выше при работе в составе колон-

ны, чем при их установке непосредственно над долотом причем

на величину этой нагрузки существенно могут влиять погреш-

ности монтажа и монтажных технологий, в связи с чем разрабо-

тано и внедрено калибрующее при способление с высокой мон-

тажпригодностью исполнительного механизма.

393

13.Разработан и внедрен автоматизированный расчет раз-

мещения твердосплавных вставок на торцевой, калибрующей и

затыловочной поверхностиях долот для зарезки дополнительных

стволов обеспечивающий высокие их эксплуатационные харак-

теристики и показатели работоспособности.

14.Установлено, что эксплуатационные характеристики

СМГУ (регулируемых и нерегулируемых) определяются кон-

структивным исполнением захватного механизма, обеспечива-

ющего совместимость формы, геометрических параметров и ма-

териального исполнения магнитных элементов и магнитопрово-

дов, а также его расположением в конструкции устройства.

15.Доказано, что за счет использования энергетического

потенциала технологических факторов и новизны конструктив-

ного исполнения имеется возможность увеличения тяговой ха-

рактеристики и грузоподъемности устройств в более чем 5 раз

для одинаковых типоразмеров, что позволило существенно

упростить существующий параметрический ряд.

16.Доказано что, виброударные механизмы и машины,

позволяющие создавать допустимые возмущающие усилия на

буровой инструмент при ликвидации прихватов в скважинных

условиях необходимо проектировать на основе основных ча-

стотно-энергетических параметров с учетом дополнительных

исходных данных (соответствие стандартному оборудованию,

совместимость геометрических параметров, необходимый уро-

вень показателей работоспособности конструктивных элемен-

тов, простота в эксплуатации, возможность извлечения из сква-

жины при аварийных ситуациях и т.д.).

17.Установлено, что спроектированные с учетом основных

и дополнительных исходных данных гидроударные машины

позволяют ускорять процесс ликвидации прихватов 5-20 раз и

снизить соответствующие расходы в 3-24 раза (в зависимости от

их сложности) по отношению к извлечению бурильной колонны

по частям с обуриванием и фрезерованием.

18.Установлено, что с увеличением глубины скважины при

импульсном нагружении прихваченной бурильной колонны от-

ношение динамических нагрузок к статическим заметно умень-

394

шается вследствии роста последних от 26% (для глубин 500м,)

до 5% (для глубин 3000м), т.е. в 5,2 раза при скорости подъема

колонны секм /25,0 ; от 21% до 4% для секм /2,0 ; т.е. в

5,25 раза; от 15% до 3% для секм /15,0 , т.е. в 5,0 раза.

19.Разработан и рекомендован к внедрению новый пара-

метрический ряд в трех модификациях скважинных грузоподъ-

емных устройств, перекрывающий диапазон эксплуатационных

характеристик ранее существующего ряда в 13-ти модификаци-

ях по ГОСТ.

20.Разработана процедура проектирования нормального

ряда работоспособных конструкций погружных виброударных

механизмов для ликвидации прихватов бурильной колонны, на

различных глубинах скважин.

21.Рекомендован к внедрению типоразмерный ряд разра-

ботанного механизма подачи осевой нагрузки, позволяющие ис-

ключить из бурильной колонны УБТ и создавать необходимую

осевую нагрузки на долота, увеличивая тем самым его ресурс и

механическую скорость бурения, соответственно, в 2÷5 и

1,5÷2,5 раза.

395

ЛИТЕРАТУРА

1. Atakişiyev M.C. Qazımada istehsalın iqtisadi səmərəliliyinin

yüksəldilməsi problemləri. Bakı, Elm nəşr 1998, 194 səh.

2. Həsənov R.Ə., Şirəli İ.Y. Quyu dibi mühərrikləri. Müasir

vəziyyət və perpektivləri. – Bakı, 2010, 147 s.

3. Həsənov R.Ə. Həsənov İ.Z., Şirəli İ.Y. və başqaları. Qaldırma-

endirmə əməliyyatlarında müqavimət qüvvələrinin tədqiqi. Bakı,

2009, 112 s.

4. Həsənov İ.Z. Maili quyuların əyriliyinin idarə edilməsi. Bakı,

Şirvannəşr, 2006, 135 s.

5. Həsənov R.Ə., Şirəli İ.Y., Əmirov R.C., Zeynalova Z.E., Orucov

Y.Ə. Quyu dibinin yad cisimlərdən təmizlənməsi üçün alət.

Patent № a2008215.

6. Həsənov R.Ə., Şirəli İ.Y., Müzəffərov B.N., Ağayev T.T.

Mexanikanın inteqral variasiya prinsiplərinin quyudaxili maili

qazma və təmir avadanlıqlarının layihələndirilməsində tətbiqinin

mümkünlüyü haqqında professor S.H.Babayevin 70 illik

yubileyinə həsr olunmuş elmi-texniki konfransın materialları,

Bakı,1999.s.70-80.

7. Həsənov R.Ə., Şirəli İ.Y., Məmmədov Ə.A., Cicinadze A.N.

Sabitləşdirici-mərkəzləşdirici. Patent № i20010026, 2001.

8. Həsənov R.Ə., Şirəli İ.Y., Məmmədov Ə.A., Kazımov M.Y.,

Məcidov H.N., Qafarov F.M. Boruların qıfıl birləşdiricisi. Patent

№ İ20010027, 2001.

9. Həsənov R.Ə., Şirəli İ.Y., Əmirov R.G. Quyu dibinin yad

cisimlərdən təmizlənməsi üsulu və qurğusu. Patent ərizəsi №

a200700219. İxtiraya dair iddia sənədi barəsində məlumatın dərci

haqqında müsbət qərar, Bakı, 12.05.2008.

10. Həsənov R.Ə., Şirəli İ.Y., Gülzəli Ə.S., Nadirov İ.İ., Orucov

Y.Ə. Dağ mexanikasının əsasları. ADNA, Bakı, 2010, 102 s.

11. İlyasov A.K., Şirəli İ.Y. Qoruyucu kəmərin aşağı hissəsinin maili

quyu lüləsində keçidinin təmin edilməsinin tədqiqi. Azərbaycan

Neft təsərüffatıŞ №12, 1998.

396

12. İlyasov A.K., Şirəli İ.Y. Maili quyu lüləsində yönəldilməyən

qazma kəmərinin aşağı hissəsinin tədqiqiş. ADNA, Elmi əsərlər,

№3, 1998.

13. Şirəli İ.Y. İki kameralı özlü-plastik kipləyici paker. Patent №

a20090221, 2009.

14. Şirəli İ.Y. İcra mexanizminin quraşdırma yararlığı yüksək olan

kalibrator. Patent № a20090201, 2009.

15. Şirəli İ.Y Maili quyuların üfüqi lüləsinin qazılması üsulu. Patent

№ a20090270, 2009.

16. Şirəli İ.Y. Hər iki yarusлu hidromonitor effektli balta. Patent №

a020100003, 2010.

17. Şirəli İ.Y., Sadıqov S.X. Homeopatiyanın ikinci prinsipini tətbiq

etməklə qazıma məhlulunun ilk kimyəvi işlənməsi. Dövlət elm və

texnika komitəsi, Elm və texnikanın yenilikləri № 1 (5), 2001.

18. Şirəli İ.Y., Sadıqov S.X. Neft və qaz quyularının qazılmasında

məhlulların kimyəvi işlənməsi zamanı ehtiyatlara qənaətli

texnologiyanın tətbiqi. Faktor-4 elmi-təcrübi konfransın

məruzələr toplusu, Bakı 2001.

19. Şirəli İ.Y. İstinad mərkəzləşdirici elementsiz qazma kəmərinin

aşağı hissəsinin tədqiqi. ADNA, Elmi əsərlər, 1998.№8 s.21-27.

20. Şirəli İ.Y., Əmirova R.G., Gülgəzli Ə.S., Abbasov S.H., Həsənov

Ə.R. Seqmentli fləns birləşməsi. Patent № 20060254.

21. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Проектирование

профилей горизонтальных скважин / Сб. научных трудов. /

БашНИПнефть, 1991. Вып.84.

22. Александров М.М. Взаимодействие колонн труб со стенками

скважины. -М.: Недра, 1982.-143 с.

23. Александров Б.Л., Антипов Б.Д. Определение пластовых

давлений по деформационным характеристикам пород при

дифференцированном учете коэффициента разгрузки.

Нефтяное хозяйство, 1982, №2, с.22-24.

24. Алексеев Л.А., Трушкин Б.Н., Ганиев Р.Г. и др. Формирова-

ние рабочей поверхности долот истирающее-режущего типа

и условие равномерного износа вооружения // Технология

бурения нефтяных и газовых скважин.-УФА: Башк.книж.

изд., 1977, вып.4.-с.3-9.

397

25. Алексеев Л.А., Татаринов Л.Н., Акчурин Х.И. и др. Некото-

рые вопросы работоспосбности долот режуще-истирающего

типа. // Технология бурения нефтяных и газовых скважин.-

УФА: Башк.книж.изд, 1976.-Вып 3. –с.56-63.

26. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Технология применения гори-

зонтальных скважин. М.: Нефть и газ – РГУ нефти и газа им.

И.М. Губкина, 2006 г.

27. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных

скважин: Учебн. пособие. М.: ФГУП, Изд-во Нефть и газ

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.

28. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор

оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин.

М.: Техника, 2001.

29. Алиев З.С., Шеремет В.В. Влияние потерь давления в гори-

зонтальной части ствола на производительность горизон-

тальных газовых скважин. Экспресс-информ. Сер. Геология,

бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконден-

сатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, Вып.5,1992.

30. Алиев М.М., Шипилова О.А. Определение размеров пре-

дельной области и расчет скорости сужения ствола скважи-

ны с учетом разупрочнения горной породы// Социально-

экономические реалии и перспективы развития нефтебизнеса

на юго-востоке Татарстана: Материалы регионального науч-

но-практического семинара.-Альметьевск: АМУ, 2001.-68 с.

31. Алиев М.М., Шипилова О.А. Устойчивость стенки скважины

с учетом разупрочнения горной породы// Большая нефть: ре-

алии, проблемы, перспективы: материалы всероссийской

научно-технической конференции -Альметьевся: АлНИ,

2001-С.384-390.

32. Алиев М.М., Миндиярова Н.И., Шипилова О.А. Критерий

прочности для анизотропных тел, применяемых для решения

базовых задач при бурении скважин// АлНИ-2002: Материа-

лы научно-технической конференции- Альметьевск: АлНИ,

2003.-С.31-32.

33. Алиев М.М., Шипилова О.А. Определение плотности буро-

вого раствора по методу предельного равновесия // Материа-

398

лы научной сессии по итогам 2003 года. -Альметьевск: АГ-

НИ, 2004,-С.14.

34. Алиев М.М., Шипилова О.А. Расчетные модели и критерии

прочности горных пород, применяемые при расчете устой-

чивости ствола скважины // Материалы научной сессии по

итогам 2003 года.- Альметьевск: АГНИ, 2004.-С5.

35. Алиев М.М., Шипилова О.А. Применение критерия Друкке-

ра-Прагера при расчете устойчивости ствола скважины//

Ученые записки: Сб.науч.тр.-Альметьевск: АГНИ-2005.-Т.З.-

С. 15-20.

36. Алиев М.М., Шипилова О.А. Влияние выбранного критерия

прочности на величину плотности бурового раствора.// Изве-

стия вузов «Нефть и газ» №6, 2005.-c.22-26.

37. Алиев М.М., Закиров А.Ф., Миннулин Р.М., Шипилова О.А.

Длительная устойчивость открытых стволов эксплуатируе-

мых наклонных скважин. // Ученые записки: сб. науч. тр.-

Альметьевск: АГНИ, 2006, Т.4.-С.140-145.

38. Алиев М.М., Шипилова О.А. Влияние температуры на вели-

чину плотности жидкости, удерживающей в равновесии

стенку скважины // Актуальные проблемы нефтегазового де-

ла: сб. науч. тр. Уфа: УГНТУ, 2006.-Т.1 С.4-8.

39. Алиев Н.А. Нефть и нефтяной фактор в экономике Азербай-

джана в XXI веке.-Баку: 2010.-244 с.

40. Алликвандер Э. Современное глубокое бурение. Перевод с

немецкого.-М.: Недра, 1969-228 с.

41. А.С. 1285139 СССР, МКИЕ21В 10/46. Алмазное буровое до-

лото/ Э.Д. Скляров, И.Ф.Вовчановский, В.С. Боловол и др.

Опубл. БИ №3, 23.01.83.

42. А.С. 594289 СССР, МКИЕ21 в 9/22. Лопастной калибратор/

И.И.Барабашкин, А.Г. Новиков, Сианка-Ибарра Луис.-

Опубл.02.02.78, БИ №7.

43. А.С 480823 СССР, МКИ Е21 в 9/22. Инструмент для калиб-

рования ствола буровых скважин /Г.С.Григорьев,

А.Н.Зархин.-Опубл.15.08.75, БИ №30.

399

44. А.С. 592957 СССР МКИЕ21 в 9/22. Лопастной калибратор /

И.И.Барабашкин, Л.П.Константинов, В.М.Беляев и др.-

Опубл.28.02.78, БИ №6.

45. А.С. 899835 СССР, МКИЕ21 в 17/10. Наддолотной калибра-

тор-стабилизатор / Р.Н.Марченко, Л.Б.Измайлов,

А.И.Булатов и др. -Опубл. 28.01.82, БИ №3.

46. А.С. 836333 СССР, МКИЕ21В 10/42. Лопастной калибра-

тор/В.П. Янькин, К.В. Потанин, И.И. Барабашкин и др.-

Опубл. 07.06.81, БИ №21.

47. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые

гидравлические машины: в 2-х т. М.: ООО «ИРЦ Газпром»,

2007, Т.1. Винтовые забойные двигатели. -с. 31-35.

48. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые

гидравлические машины: в 2-х т. М.: ООО «ИРЦ Газпром»,

2007, Т.2. Винтовые забойные двигатели- 126 с.

49. Байдюк Б.В., Зарецкий С.Д. и др. Методическое руководства

по определению и использованию показателей свойств гор-

ных порд в бурении. РД 39-3-679-82 М. Миннефтепром

СССР, 1983 г.

50. Байдюк Б.В., Близнюков Б.Ю. Прогнозирование градиента

давления устойчивости пород при разработке конструкции

скважин.-Нефтяное хозяйство, 1987, № I, с.6-8.

51. Басарагин Ю.М., Булатов А.И.Проселков Ю.М. Осложнения

и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учебно

– практическое пособие. М.- Недра 2000. 680 стр.

52. Башлык С.М., Загибайло Г.Т. Бурение скважин. -М., Недра,

1983.-447 с.

53. Беларуссов В.О., Боднарук Т.М. Прогнозирование и расчет

естественного искривления скважин. Справочное пособие. -

М.:Недра,1988-174 с.

54. Богданов В.Л., Медведев Н.Я., Брохин В.П.Анализ результа-

тов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин. Текст

Нефтяное хозяйство №8, 2000 г.

55. Богоявленский В.И., Будагова Т.А., Беженцев А.В.

Термоборические условия нефтегазоносных отложений

Западной Арктики // New methods and technology in

400

development and production of oil and gas-onshore and offshore.

Geopetrol-2010. Краков: 2010.-с.407-419.

56. Бондаренко Н.А., Жуковский А.Н., Мечник В.А. /Под ред.

Н.В.Новикова/ Основы создания алмазосодержащих матери-

алов для породоразрушающих инструментов – Киев: Инсти-

тут сверхтвердых материалов им. В.Н.Бакуля НАН Украины,

2008.-456 с.

57. Борисов К.И. Методика оценки эффективности процесса ди-

намического резания горных пород инструментами режуще-

скалывающего действия // Нефтяное хозяйство. 2008, №11,

С.112-113.

58. Борисов К.И. Определение сопротивляемости породы раз-

рушению при резании: сб. «Технология и техника геолого-

разведочных работ» // М.: Изд-во МГРИ, 1987, Вып. 10, с.28-

30.

59. Борисов К.И. Экспериментальная количественная оценка

силовых характеристик резания горных пород, ТПУ, изве-

стия ВУЗов, Т. 305, Вып. 8,2002-с.216-219.

60. Борисов К.И. Основные положения научной методики оцен-

ки процесса динамического резания горных пород при буре-

нии скважин: Сб. «Минеральносырьевая база Сибири: исто-

рия становления и перспективы», Изд-во. ТПУ, 2009, Том 1.-

с. 38-40.

61. Борисов К.И. Исследование сил резания горных пород твер-

досплавными резцами: Сб. «Технология и техника геолого-

разведочных работ». М.: Изд-во МГРИ, 1982, Вып. 5.-с. 117-

126.

62. Борисов К.И. Методика оценки динамических прочностных

свойств горных пород и эффективности процесса разруше-

ния горных пород инструментами режуще-скалывающего

действия // М.: Бурение и нефть, 2008. №1.-С.24-27.

63. Борисов К.И. Количественная оценка важнейших силовых

характеристик разрушения горных пород при резании: Сб.

«Проблемы научно-технического прогресса в бурении сква-

жин. Изд-во ТПУ, 2004.-С.38-42.

401

64. Бочко Э.А., Никишин В.А. Упрочнение неустойчивых гор-

ных пород при бурении скважин.-М., Недра: 1979.-165 с.

65. Бочковский А.М. Применение долот режущего типа в мело-

вых отложениях западной Сибири // Нефтяная и газовая

промышленность.-1990.-№4.-с.22-25.

66. Бревдо Г.Д. Проектирование режима бурения. -М., Недра,

1988.-200 с.

67. Броек Д. Основы механики разрушения. -М., Высшая школа,

1980-368с.

68. Булатов А.И. Правда о тампонажных цементах: Исследова-

ния и практика применения (Продолжение «Детективной

биографии герметичности крепи нефтяных и газовых сква-

жин): в 2-х т-Краснодар, 2006, 425 с.

69. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и

технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник

для Вузов. Часть 1.-М: Недра, 2003.-1006 с.

70. Будак Б.М., Самарский А.А., Тихонов А.Н. Сборник задач по

математической физике.-М.:Наука, 1972.-576 с.

71. Вадецкий Ю.В. Коэффициент обвалообразования и его

практическое применение. Труды Института нефти АН

СССР “Нефтопромысловое дело” т. XI, М. 1958 г.

72. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. –М.,

Недра, 1993.-471 с.

73. Велиева Э.Б. Геологические основы комплексной оценки ре-

сурсов месторождений нефти и газа. Баку, XXI – Ени нашр-

ляр еви, 2007, 320 стр.

74. Вельгемут Э.А. Устройства подачи долота для бурения

нефтяных и газовых скважин. -М.:Недра, 1969.-221 с.

75. Вовчановский И.Ф. Породоразрушающий инструмент на ос-

нове славутича для бурения глубоких скважин.-Киев: Науко-

ва думка, 1979.-208 с.

76. Воздвиженский Б.И., Воробьев Г.А., Горшков Л.К. и др. По-

вышение эффективности колонкового алмазного бурения. -

М., Недра, 1990.-208с.

77. Вольтера В. Математическая теория борьбы за существова-

ние. Наука, 1976 г.

402

78. Войтенко В.С. Понижение прочности горных пород в жид-

ких средах – НТС. Проблемы нефти и газа Тюмени. вып. 62,

1984 г, с.35-37.

79. Войтенко В.С. Управление горным давлением при бурении

скважин.-М.,Недра, 1985. -181 с.

80. Войтенко В.С., Тур В.Д., Усынин А.Ф. Кавернообразование

в солевых и глинистых породах.-Азербайджанское нефтяное

хозяйство, № 3, 1984, с.23-27.

81. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Меджидов Г.Н. и др. Решение

механико-математических моделей буровых процессов. Ба-

ку: 2010-363 с.

82. Гасанов Р.А., Гулъгазли А.С., Алекперов Р.Б, Исмаилов Г.А.

Разработка методов расчета технологических вариантов

укладки трубопровода по морскому дну и на участках с

большой кривизной. Бакы-Тбилиси-Ъейщан нефт кямяринин

бейнялхалг ящямиййяти щаггында тезисляр. Бакы 6-7 ийун

2002.

83. Гасанов Р.А., Меджидов Г.Н., Керимов К.С. и др. Породо-

разрушающие инструменты на основе дисперсно-

упрочненных композиционных материалов. -Баку,

Чашыоглы, 2000.-307 с.

84. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Мамедбеков О.К. Разработка и

исследование опорно-центрирующего устройства низа бу-

рильной колонны для проводки ствола наклонно-нап-

равленной скважины. Труды международной научно-техни-

ческой конференции «Научные проблемы Заподно-

Сибирского нефтегазового региона: гуманитарные естест-

венные и технические аспекты» Тюмень 1999.

85. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Гульгазли А.С., Музаффаров

Б.Н. Разработка метода расчёта захватных механизмов сква-

жинной техники. Материалы докладов II Международной

научно-технической конференции: Проблемы машинострое-

ния XXI века. Баку (25-26) 10, 2001.

86. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Волков А.С. Оценка несущей

способности цементного камня в системе обсадная колонна-

403

цементный камень-порода. Азербайджанское нефтяное хо-

зяйства №7, 2007.

87. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Амиров Р.Г., Волков А.С. Мо-

делирование и оценка эксплуатационных характеристик ша-

рошечных калибраторов в стволе наклонной скважины. По-

родоразрушающий и металлообрабатывающий инструмент-

техника и технология его изготовления и применения. Сбор-

ник научных трудов. Вып.10 ИСМ. им В.Н.Бакуля, Киев,

2007.

88. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Джамалов В.Р., Гульгазли А.С.

Разработка методики расчёта многослойных композицион-

ных материалов на термическую усталость. Программа кон-

ференции «Породоразрушающие и металло-

обрабатывающие инструменты»: техника, технология, его

применения, изготовления. Ялта, Украина, (20-26) 09.2009,

секция 1, доклад №8.

89. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Садыгов С.Х. Применение ава-

рийно-восстановительного инструмента при бурении сква-

жин на Азербайджанском шельфе Каспийского моря. Совре-

менные проблемы нефтегазового комплекса Казахыстана,

Актау, (23÷25) 02.2012.

90. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Эйвазова З.Э., Гульгазли А.С.,

Амиров Р.Г. Скважинные грузоподъемные устройства на ба-

зе нано структурных магнитов. АГНА, Баку-2009,247 c.

91. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Аббасов С.Г. Анализ влияния

гидравлического подпора на возможности нагружения осе-

вой нагрузкой бурового машинного агрегата. Й.Мяммядовун

80 иллик йубилейиня щяср олунмуш «Рийазиййат вя меха-

никанын актуал проблемляри» адлы бейнялхалг конфрансын

материаллары Бакы, (27-28)12.2010.

92. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Гульгазли А.С., Оруджев Ю.А.,

Бекиров Ш.Х. Анализ деформационного поведения много-

слойных конструкции при нагружениях внешнего и внут-

реннего их слоев. 49-ая Международная Конференция «Ак-

туальные проблемы прочности». АПП-2010, (14-18) 06.2010,

Киев, Украина.

404

93. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Гасанов И.З., Джамалов В.Р.

Оценка энергетических показателей породоразрушающих

инструментов в пространственно-искривленных скважинах.

Международная конференции Породоразрушающий и метал-

лообрабатывающий инструмент-техника и технология его

изготовления и применения (18-25) 06.2010, вып.13, Киев

Украина,c.8-14.

94. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Гасанов И.З., Ахундов Д.С. Про-

ектирование технологических параметров для проводки

стволов наклонно-направленных скважин. 9-ая международ-

ная конференция «Ресурсовоспроизводящие, малоотходные

природоохранные технологии освоения недр» (13÷19)

09.2010, Африка. Бенин, Котону.

95. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Агаев Т.Ю., Кязимов М.И. Ана-

лиз нагруженности якорной системы технологической базы

спускоподъемных агрегатов. Международная научная кон-

ференция «Актуальные вопросы дидактики современного

профессионального образования. под.ред. Д.Ю.Трушникова

Тюмень: Тюм ГНГУ.-2010.-484 с.

96. ИСБ №978-5-9961-0168-9.

97. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Садыгов С.Х., Меджидов Н.А.

Опыт бурения глубоких скважин на нефтегазовых площадях

Азербайджана. Баку, АГНА, 2011, 88 стр.

98. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Садыгов С.Х., Микайылова Г.Э.

Разработка технологии прохождения интервалов из неустой-

чивых пород при бурении нефтяных и газовых скважин.

Международная конференция “Нефть и газ Западной

Сибири”. Том I (20÷22).10.2011.

99. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Садыгов С.Х. О способах очист-

ки ствола от металлических предметов на бурящихся сква-

жинах. ВНИОНГ журнал “Нефтепромысловое дело”.

Göndərilib: 12.2011.

100. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Садыгов С.Х. Определение

действующих нагрузок на исполнительные органы шарош-

ечных калибраторов.

405

101. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Садыгов С.Х., Микайылова

Г.Э. Разработка обратных клапанов магнитного действия

для бурильных и обсадных труб. Международная научно-

практическая конференция “Инновационное развитие

нефтегазового комплекса Казахстана”.

102. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Гульгазли А.С., Оруджев

Ю.А.,Акперов М.Г. Разработка условия прочности для ани-

затропныо тел. Находится в печати в трудах Российского

Государственного Университета Нефти и Газа. (ожидается

изд. 2012 г.).

103. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Мамедбеков О.К., Меджидов

Г.М. Компоновка для разрушения и очистки пород приза-

бойной зоны. Патент № I 20030022. Б.И. №1, 2003.

104. Гасанов Р.А., Ширали И.Я., Аббасов С.Г., Гасанов А.Р. Ре-

зультаты стендовых и промысловых испытаний магнитных

ловителей новой конструкции для использования в аварий-

но – простаивающих скважинах. Современные проблемы

нефтегазового комплекса Казахстана, г. Актау,

(23÷25).02.2011.

105. Гусман М.Т., Балденко Д.Ф. и др. Забойные винтовые дви-

гатели для бурения скважин. М.Недра 1981г., 232 с.

106. Гержберг Ю.М и др. Опыт применения эксцентричных

упругих ниппелей при бурении наклонно направленных

скважин. “Нефтяник” (СССР), 1986 г. №11.

107. Гержберг Ю.М. Радиально упругое устройство для управ-

ления траекторией ствола скважин. “Нефтяное хозяйства”,

1986 г. №1.

108. Гиргулецкий В.Г. О приближенном исследовании устойчи-

вости форм равновесия нижней части бурильной колонны.

АНТ №7, 1988 г.

109. Граф Л.Э., Киселев А.Т. Техника и технология ударно вра-

щательного бурения гидроударниками. М. Недра, 1967 г.,

349 стр.

110. Гулизаде М.П., Мамедбеков О.К. Разработка забойных

компоновок для стабилизации зенитного угла наклонных

скважин. Известия ВУЗов “Нефть и газ”, 1985 г. №6.

406

111. Даныш Д.В., Леонов Е.Г., Филатов Б.С. О методике экспе-

риментального исследования устойчивости стенок буровых

скважин. “Геология и разведка”, 1973 г. №2.

112. Даныш Д.В., Леонов Е.Г., Филатов Б.С. Расчет скорости

сужения ствола скважины в пластичных породах.- М.:

Нефтяное хозяйство, 1972. №6, с.9-12.

113. Дергунов И.А. Особенности применения горизонтальных

скважин на верхнечонском месторождении. “Территория

Нефтегаз”, 2011 г., №3.

114. Деньгаев А.В. Повышение эффективности эксплуатации

скважин погружными центробежными насосами при откач-

ке газожидкостных смесей. / Дис. …канд. техн. наук. М.:

2005. -212 с.

115. Добычин М.Н. Кинетика изнашивания дискового сопряже-

ния // Трение и износ.-1990.-11, №2.-с.206-212.

116. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погруж-

ными насосами в осложненных условиях. М.: МАКС пресс,

2008. -312 с.

117. Есьман Б.И., Габузов Г.Г. Термо-гидравлические процессы

при бурении скважин. -М.:Недра, 1991. -215 с.

118. Есинко О.А., Горбачев В.И., Соколова Т.Н. Физические

свойства пород Тюменской сверхглубокой скважины по

данным геофизических исследований // Геология и геофи-

зика, 2000, Т.41, №6.-с. 905-919.

119. Зайцев Г.С. и др. Компьютерная система по диагностике

отклонений процесса разработки залежей нефти от проект-

ных решений/ Тр.ВНИИ, вып.125. М.: 2001. -с.78-83.

120. Иванов А.С., Матвеев И.Е. Куда движется мировая энерге-

тика?!!. Нефть России.-2010, №9.-с.22-29.

121. Ивановский В.Н., Сазонов Ю.А., Сабиров А.А. и др. О не-

которых перспективных путях развития УЭЦН // Террито-

рия НЕФТЕГАЗ, 2008, №5.-с.24-32.

122. Иллюстрированная англо-русская и русско-английская эн-

циклопедия морских технологий нефтегазовой промыш-

ленности. -США, Abbion Weeds, Dallas.-1970.

407

123. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник. -М.:Недра,

1986.-294 с.

124. Исаев М.И. Об устойчивости стенок скважин при бурении.

сер. “Нефть и газ” №10, М. 1958 г.

125. Исаченко В.М. и др. Методический подход к обоснованию

экономического предела эксплуатации добывающих сква-

жин // М.: Нефтяное хозяйство. 2004, №2. -С.92-93.

126. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З.

Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справоч-

ник - М., Недра, 2002.-255 с.

127. Калинин А.Г. Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бу-

рения разведочных скважин на нефть и газ. -М.: Недра,

1998.-373 с.

128. Калинин А.Г. Бурение наклонных скважин. Справочник. -

М.: Недра, 1990.-346 с.

129. Карнаухов М.Л., Балуев А.А. Опыт строительства горизон-

тальных сважин и боковых горизонтальных стволов. Сбор-

ник трудов, выпуск 2, Тюмень, 2007 г.

130. Каталог геологоразведочного оборудования, разработанно-

го геологическими организациями СССР.-М.:ВИЭМС,

1989.-185 с.

131. Керимов З.Г. Динамические расчеты бурильной колонны. -

М.:Недра, 1970-235 с.

132. Климов М., Гапонова Л., Карнаухов М. Особенности разра-

ботки месторождений системой многоствольных горизон-

тальных скважин [Текст]. Практический опыт, Вестник SPE

Россия и Каспийский регион. Вып.№4, 2008 г.

133. Коломоец А.В. Предупреждение и ликвидация аварий в

разведочном бурении. -М.:Недра, 1990.-238 с.

134. Корнеев К.Е., Палий П.А. Буровые долота. Справочник. -

М.:Недра, 1965.-496 с.

135. Крапивин М.Г., Михайлов В.Г. Горные инструменты. -М.:

Недра, 1970.-215 с.

136. Кравченко В.И. Изменение коэффициента кавернозности

вскрываемых пород со временем. ЭИ сер. Бурение., М.:

ВНИИОЭНГ, 1987, № 12. с.5-8.

408

137. Крылов К.А., Стрельцова О.А. Повышение долговечности и

эффективности буровых долот. -М.: Недра, 1983-206 с.

138. Крылов В.М., Крецул В.В. Гидродинамические особенно-

сти технологии бурения горизонтальных скважин: М.:

Нефтяное хозяйство, 2001, №6.-с.20-24.

139. Кулаковский В.Н., Сидорко А.А., Диденко А.С. Информа-

ционно поисковая экспертная система «Сверхтвердые ма-

териалы» // Вест. ХГТУ.-2001, №10.-с.444-445.

140. Кумабе Д. Вибрационное резание. Перевод с япон. -М.:

Машиностроение, 1985-423 с.

141. Курочкин Б.М. Изменение подхода к способу разработки

купольной части антиклинальных складок: М.: Нефтепро-

мысловое дело, №6, 2003, с.7-12.

142. Левицкий А.З. К расчету и построению профиля направля-

ющего участка горизонтальной скважины для вхождения в

круг допуска по заданной траектории. Строительство

нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М. ОАО

ВНИИОЭНГ 2000, № 6-7, стр.6-9.

143. Левкович С.В. Анализ эффективности строительства пер-

вых боковых стволов с горизонтальными ответствлениями

на месторождениях ОАО “Сургутнефтегаз”, “Территория

нефтегаз”, №12, 2009.

144. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэродинамика в бурении. -

М.: Недра, 1987-300 с.

145. Лехницкий С.Г. Определение напряжений в упругом, изо-

тропном массиве вблизи вертикальной цилиндрической

выработки круглого сечения. Известия АН СССР, ОТН №7,

М., 1938 г.

146. Литвак Б.Г. Экспертные оценки и принятия решений. -

М.:Патент, 1996.-271 с.

147. Лошак М.Г. Прочность и долговечность твердых сплавов. -

Киев: Наук. думка: 1984.-328 с.

148. Лысенко В.Д. Определение потерь дебитов и запасов нефти

при выключении скважин из эксплуатации // М.: Нефте-

промысловое дело, 2002. №5. -с.4-8.

409

149. Луговская Е.Э. Совершенствование буровых растворов в

США. ЭИ, сер. Бурение, М.: ВНИИОЭНГ, 1986, 17. -с.1-6.

150. Мавлютов М.Р., Алексеев П.А. и др. Технология бурения

глубоких скважин. -М.:Недра, 1982.-284 с.

151. Мамедбеков О.К. Влияние типа долота на изменение ази-

мута скважин. “Азербайджанское Нефтяное Хозяйство”,

№4, 1981 г.

152. Мамедбеков О.К., Гулизаде П.М., Ширинов М.М., Шмони-

ева Е.Е. Проектирование профилей наклонных и горизон-

тальных скважин. Баку, Нафта-пресс, 1999 г.

153. Масленников И.К., Матвеев Г.И. Инструмент для бурения

скважин. М.:Недра, 1981.-335 с.

154. Масленников И.К. Буровой инструмент. Справочник. -

М.:Недра, 1989.-430 с.

155. Матвеев И.Е. Конкурентоспособность на рынке энергоре-

сурсов и использование альтернативных источников энер-

гии // Российская экономика: пути повышения конкуренто-

способности / Под общ. Ред. Холопова А.В (МГИМО-ВР)-

М.: Журналист, 2009.-690 с.

156. Меджидов Г.Н., Раджабов С.А., Гасанов Р.А., Керимов К.С.

Повышение эффективности спуско-подъемного комплекса

установок для бурения нефтяных и газовых скважин. -Баку,

Чашыоглу: 2000-263с.

157. Меджидов Г.Н. Морская буровая техника и пути её совер-

шенствования. -Баку: 2002.-397с.

158. Мирзаджанзаде А.Х., Ширинзаде С.А. Повышение эффек-

тивности и качества бурения глубоких скважин. -М.:Недра,

1986.-277 с.

159. Мирзаджанзаде А.Х., Ентов В.М. Гидродинамика в буре-

нии. -М.:Недра, 1985.-196 с.

160. Мохов М.А., Цуневский А.Я. Исследования диспергатора

МНД01-250 в компоновке с электроцентробежным насосом

в осложненных условиях // М.: Нефтяное хозяйство. 2009.

№6. -с.82-84.

410

161. Наджафов Н.И., Бабаев А.К. К вопросу исследования рабо-

ты КНБК в сверхглубоком бурении. “Азербайджанское

Нефтяное Хозяйство” №6, 1984 г.

162. Назаров В.И. Новые ударные механизмы для ликвидации

прихватов бурильной колонны. -М.: ВНИИОЭНГ, Бурение,

1981, №10.-с.17-21.

163. Насибов Н.А. Расчет номинального давления в контакте

алмазного бурового инструмента с забоем скважины //

Трение и износ.-2000.-21, №6.-с.618-622.

164. Новиков В.С. Оценка устойчивости горных пород при бу-

рении скважин. “Нефтяное Хозяйство” №6, 1984 г.

165. Новая реальность для России // Oil and Gas Eurosia, 2010,

№6-с.52-61.

166. Новые исследования в области совершенствования породо-

разрушающего и керноотборного инструмента и его отра-

ботки. Под. ред. Апановича Ю.Г.-М.: Труды ВНИИБТ, вып

63, 1987.-234 с.

167. Новые технические средства ликвидации аварий при буре-

нии скважин / Неудачин Г.И., Калиниченко О.И., Коломоец

А.В., Пилипец В.П.-Уголь Украины, 1981, №10.-с.9-14.

168. Окулов Я.С., Мордвинов В.А. Оценка возможных потерь

извлекаемых запасов нефти при отключении части фонда

скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и

газовых месторождений, 2005. №9-10. -с. 49-52.

169. Олейник А.Г. Топливно-энергетический комплекс мира:

Учебное пособие (МГИМО-ВР).М.: Навона, 2008.-472 с.

170. Панов В.С., Чувилин А.М. Технология и свойства спечен-

ных твердых сплавов и изделий из них. - М.: МИСИС,

2001.-427 с.

171. Петухов И.М., Линьков А.М. Механика горных ударов и

выбросов. -М.:Недра, 1983.-280 с.

172. Погарский А.А., Чефранов К.А., Шишкин О.П. Оптимиза-

ция процессов глубокого бурения. -М.: 1981.-295 с.

173. Поляков В.П., Ножкина А.В., Чириков Н.В. Алмазы и

сверхтвердые материалы. -Москва: Металлургия, 1990.-

327с.

411

174. Пономарев П.П. Алмазное бурение трещиноватых пород.-

Недра, Ленинградское отд.: 1985.-144с.

175. Понтрягин Л.С., Болтянский В.Г., Гамкрелидзе Р.В., Ми-

щенко Е.Ф. Математическая теория оптимальных процес-

сов. М. Наука, 1983 г., 390 стр.

176. Породоразрушающий и металлообрабатывающий инстру-

мент-техника и технология его изготовления и применения.

Сборник научных трудов. ИСМ им. В.Н.Бакуля НАН Укра-

ины, вып.7. -Киев: 2004.-295 с.

177. Породоразрушающий и металлообрабатывающий инстру-

мент-техника и технология его изготовления и применения.

Сборник научных трудов. ИСМ им. В.Н.Бакуля НАН Укра-

ины, вып.5. -Киев: 2002.-208 с.

178. Породоразрушающий и металлообрабатывающий инстру-

мент-техника и технология его изготовления и применения.

Сборник научных трудов. ИСМ им. В.Н.Бакуля НАН Укра-

ины, вып.8. -Киев: 2005.-324 с.

179. Породоразрушающий и металлообрабатывающий инстру-

мент-техника и технология его изготовления и применения.

Сборник научных трудов. ИСМ им. В.Н.Бакуля НАН Укра-

ины, вып.10. -Киев: 2007.-506 с.

180. Породоразрушающий и металлообрабатывающий инстру-

мент-техника и технология его изготовления и применения.

Сборник научных трудов. ИСМ им. В.Н.Бакуля НАН Укра-

ины, вып.12. -Киев: 2009.-544 с.

181. Породоразрушающий и металлообрабатывающий инстру-

мент-техника и технология его изготовления и применения.

Сборник научных трудов. ИСМ им. В.Н.Бакуля НАН Укра-

ины, вып.13. -Киев: 2010.-560 с.

182. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и ликвидация аварий

в бурении. -М.:Недра, 1988.-280 с.

183. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и методы ликвидации

аварий и осложнений в бурении. -М.: Недра, 1987.-237 с.

184. Рабинович И.Р. Инженерные задачи механики сплошной

среды в бурении. - М.:Недра, 1989.-268 с.

412

185. Разведка, добыча и технологии ТНК-ВР, информационный

бюллетень.: - 2008.-36 с.

186. Ребриков А.А. на тему «Разработка методов и технологий,

повышающих эффективность применения горизонтальных

скважин и достоверность получаемой информации по ре-

зультатом исследований»: -Работа на соискание ученой

степени к.т.н. 2008 г-132 с.

187. Рекин С.А., Янтурин Р.А. Частота размещения и жеткость

центраторов обсадной колонны на наклонных и горизон-

тальных участках скважины: - М.: Нефтепромысловое

дело, 2002, №8.-с.22-25.

188. Ременников В.В. Разработка управленческого решения. -

М.: ДАНА, 2000.-140 с.

189. Садыгов А.С. Исследование влияния форма стабилизатора

на изменение угла искривления и азимута ствола наклон-

ных скважин. “Учение записки” АзИНефтеХим, №7, 1971 г.

190. Саврей С.Д. Результаты промышленных испытаний амор-

тизатора АЗЭ-190,5-4-146// MTC «Бурение»-1982, №4.-с.25-

26.

191. Сафаров Я.И. Повышение эффективности бурения газовых

скважин в осложненных условиях. -Баку: 2000.-240 с.

192. Седов Л.И. Механика сплошной среды, том 1.-М.: Наука,

1983.-528 с.

193. Седов Л.И. Механика сплошной среды, том 2.-М.: Наука,

1984-560 с.

194. Сеид-Рза М.К., Фараджев Т.Г., Гасанов Р.А. Предупрежде-

ние осложнений в кинетике буровых процессов. -М.:Недра,

1991.-270 с.

195. Сеид-Рза М.К., Исмаилов Ш.И., Орман Л.М. Устойчивость

стенок скважин. М., Недра, 1979 г.

196. Середа М.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых

скважин. -М.:Недра, 1988.-359 с.

197. Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых

скважин на море. -М.:Недра, 1989.-325 с.

413

198. Современные спеченные твердые сплавы. Сборник науч-

ных трудов/ под общ.ред. Н.В.Новикова. -Киев: ИСМ им.

В.Н.Бакуля НАН Украины. Киев: 2008.-344 с.

199. Современные композиционные материалы. Перевод с англ.

-М.:Мир, 1970.-672 с.

200. Спивак А.И., Попов А.И. Разрушение горных пород при

бурении скважин. М., Недра, 1979 г.

201. Справочник инженера по бурению геологоразведочных

скважин. Под.ред. Е.А.Козловского. -М.:Недра, 1984.-том

I.-512 с.

202. Справочник инженера по бурению. Том.2.-М.: Недра, 1973.-

243 с.

203. Степанов Н.В. Моделирование и прогноз осложнений при

бурении скважин. М. Недра, 1989 г., 255 стр.

204. Сулакшин С.С. Направленное бурение. М., Недра, 1987 г.

205. Султанов Ч. Нефтегазовые стратегии и политика в XXI ве-

ке. -Баку, Нурлан: 2008.-703 с.

206. Сулакшин С.С., Борисов К.И. Результаты аналитического и

экспериментального определения глубины внедрения еди-

ничного резца в горную породу: сб. «Технология и техника

геологоразведочных работ. -М.: Изд-во МГРИ, 1985. №8. -

С.61-66.

207. Таванец А.И., Серебряков О.И. О размерах каверн.- М.:

Нефтяное хозяйство, 1980, №3. -с.17-19.

208. Таванец А.И., Ченцов Б.Т. О форме каверн.- М.: Нефтяное

хозяйство, 1983, №8. -с.15-18.

209. Тараскин А.Ф. Статические моделирование и метод Монте

–Карло, Самарский Государственный аэрокосмический

Университет, 1997 г.

210. Тарко Л.М. Волновые процессы в трубопроводах гидроме-

ханизмов. -М.:Машгиз, 1963.-162 с.

211. Травкин В.С. Породоразрушающий инструмент для враща-

тельного бескернового бурения скважин. –М.: Недра, 1982.-

190 с.

212. Угнивенко В.В. Систематизация устройств для создания до-

полнительной динамической нагрузки на забой при буре-

414

нии скважин /Сбор. Наукови праци Дон ДТУ. –Донецк:

ДОНДТУ, вып.24, 2001.-с.175-187.

213. Урманов Р.З. Оценка влияния ликвидации и длительного

простоя скважин на эффективность выработки запасов

нефти Мамонтовского месторождения // М.: Нефтепромыс-

ловое дело, 1999. №8. -с.2-4.

214. Ушаков А.С. Исследования влияния гидравлического раз-

рыва пласта на интенсификацию добычи в скважинах с го-

ризонтальным окончанием. Автореферат дисс. КТН-

Тюмень, ТюмГНГУ, 2011.

215. Черепанов Г.П. Механика разрушения горных пород в про-

цессе бурения. -М.:Недра, 1987.-308 с.

216. Членов В.А., Михайлов Н.В. Виброкипящий слой.-

М.,Наука, 1972.-343 с.

217. Шамсиев А.А. Обвалы пород при бурении нефтяных и га-

зовых скважин, Баку, АзНефтиздат, 1955 г.

218. Шипилова О.А. Применение критерия прочности Шлейхера

для расчета устойчивости стенки скважины.// «Большая

нефть XXI века»: материалы всероссийской научно-

практической конференции. – Альметьевск: АГНИ, 2006.-

4.- С.268-270.

219. Ширали И.Я. О механизме самопроизвольного искривления

трассы наклонного ствола при бурении забойными двигате-

лями. Сборник тезисов республиканской конференции мо-

лодых ученых и аспирантов Баку, АГНА.

220. Ширали И.Я. Новые технические разработки элементов

КНБК. Баку, Чашыоглы, 2000, 147 с.

221. Ширали И.Я. Оптимизация геометрии режущих элементов

вооружения породоразрушающего инструмента. Междуна-

родная конференции Породоразрушающий и металлообра-

батывающий инструмент-техника и технология его изго-

товления и применения (18-25) 06.2010, вып.13, Киев Укра-

ина.

222. Ширали И.Я. Оптимизация профиля промывочных насадок

породоразрушающих инструментов. Международная кон-

ференции Породоразрушающий и металлообрабатывающий

415

инструмент-техника и технология его изготовления и при-

менения (18-25) 06.2010, вып.13, Киев Украина.

223. Ширали И.Я. Породоразрушающие инструменты и пути их

модернизации. Баку, АГНА, 2011 г.

224. Ширали И.Я. Бурение наклонно-направленных скважин с

горизонтальным окончанием. Баку, АГНА, 2011, Часть I.

225. Ширали И.Я. Бурение наклонно-направленных скважин с

горизонтальными окончанием. Баку, АГНА, 2011, Часть II.

226. Ширали И.Я. Оценка работоспособности бурового машин-

ного агрегата. Баку, АГНА, 2011 г.

227. Ширали И.Я. Разработка нового параметрического ряда

магнитных ловителей на основе энергетических магнитных

захватных механизмов. Международная конференция

“Нефь и Газ Западной Сибири”. Том III. (20÷22).10.2011.

228. Ширали И.Я. Обратный метод оценки энергоемкости раз-

рушения пород призабойной зоны с учетом показателей их

свойств. ADNA, “Neftin, qazın geotexnoloji problemləri və

kimya”. XII cild, Bakı, 2011.

229. Ширали И.Я. Влияние реомеханических свойств горных

пород на энергоемкость их разрушения. ADNA, “Neftin,

qazın geotexnoloji problemləri və kimya”. XII cild, Bakı, 2011.

230. Ширали И.Я. Разработка и внедрение механизма для созда-

ния дополнительной нагрузки на буровой машинный агре-

гат. Журнал “Азербайджанское Нефтяное Хозяйство”

(АНХ). Qəbul edilib 11.2011.

231. Ширали И.Я. Исследование устойчивости окружающего

массива пород стенок горизонтального ствола наклонно –

направленных скважин. Москва, Специализированный

журнал “Бурение и Нефть”. Göndərilib 01.2012.

232. Ширали И.Я. Разработка метода расчета участков профилей

наклонно – направленных скважин по результатам анализа

промыслово – статической информации.

233. Ширали И.Я. Разработка и исследование опорно-

центрирующего устройства низа бурильной колонны для

проводки ствола наклонно-направленной скважины. Труды

международной научно-технической конференции «Науч-

416

ные проблемы Заподно-Сибирского нефтегазового региона:

гуманитарные естественные и технические аспекты» Тю-

мень 1999, с.60-61.

234. Шрейнер Л.А. Физические основы механики горных пород.

М. Гостоп-техиздат, 1950 г.

235. Эллиот. Управление эвтектическим затвердеванием. Пере-

вод с англ.-М.: Металлургия, 1987.-350 с.

236. Энергетические измерения международных отношений и

безопасности в Восточной Азии / под ред. Торкунова А.В. -

М.: МГИМО, 2007.-759 с.

237. Яремийчук Р.С., Семак Г.Г. Обеспечение надежности и ка-

чества стволов глубоких скважин. - М.:Недра, 1982.-259 с.

238. International analytical journal Caspian energy. August-

September, 4 (52) 2008.

239. Yusifzade Ch.B. New hydrocarbon fields in Azerbaijan. Caspi-

an energy, №2, 2009. -p.100-103.

240. Johnon K.L. Contact mechanics and the wear of metals //

Wear.-1995.-190, №2. -p.162-170.

241. Composite cataloq of oil field equipment and services.-1976-

1977, 1980-1985, 1985-1990.

242. Laherrere J.H. “The Hubbert Curve: Its strengths and Weak-

nesses.” http://dieoff.com/page 191.htm.

243. Alexander M. “The innovation wave and secular Market trends”.

http://csf.colorado.edu/authors/Alexander Mike/I-wave.htm.

244. Isakson G.H. Central North Sea hydrocarbon systems: Genera-

tion, migration, entrapment and thermal degradation of oil and

gas // AAPG Bull, 2004, Vol.88, №11: -P.1545-1572.

245. BP Statistical Review of World Energy, June, 2010.

246. www.minenergo.gov.ru/activity/statistics/5511. html Просве-

щение.-ЮГ, 2010, Т.2.-844 с.

247. http://knowledge.allbest.ru/geology/2c0b65625b3bd68a4d43b88

421206d37_0.html

248. http://cribs.me/burenie-skvazhin/profili-naklonnykh-skvazhin

249. http://otherreferats.allbest.ru/geology/00148423_0.html

250. http://revolution.allbest.ru/geology/00249828_0.html

417

251. http://gendocs.ru/v38646/%D1%88%D0%BF%D0%B0%D1%8

0%D0%B3%D0%B0%D0%BB%D0%BA%D0%B0_%D0%BF

%D0%BE_%D0%B1%D1%83%D1%80%D0%B5%D0%BD%

D0%B8%D1%8E_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D1

%8F%D0%BD%D1%8B%D1%85_%D0%B8_%D0%B3%D0

%B0%D0%B7%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D1%85_%D1%

81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD

252. http://vahtovik.com/glavnaia/article/8-

naklonnonapravlennieskvazini/1-2011-09-21-18-33-56.html

253. http://cribs.me/burenie-skvazhin/profili-naklonnykh-skvazhin_

254. http://www.BestReferat.ru/referat-178247.html

255. http://dis.podelise.ru/text/index-101605.html?page=402

256. http://goumtk.ru/books/d-yu-trushnikov/v-nastoyashch

257. http://dis.podelise.ru/text/index-101605.html?page=402

258. http://www.goumtk.ru/books/d-yu-trushnikov/namebookmark2

259. http://dis.podelise.ru/text/index-101605.html?page=403

260. http://referat.znate.ru/text/index-16297.html?page=403

261. http://referat.znate.ru/text/index-16297.html?page=403

262. http://dis.podelise.ru/text/index-101605.html?page=404

263. http://referat.znate.ru/text/index-16297.html?page=404

264. http://dis.podelise.ru/text/index-101605.html?page=405

265. http://referat.znate.ru/text/index-16297.html?page=405

266. http://avtoreferati.ru/obosnovanie-parametrov-

gidrodinamicheskogo-usilitelya-osevoj-nagruzki-dlya-

vrashhatelnogo-bureniya-skvazhin.html

267. http://bus.znate.ru/docs/index-743.html?page=10

268. http://bus.znate.ru/docs/index-6715.html?page=8

269. http://files.stroyinf.ru/Data1/8/8363/

270. http://nordoc.ru/doc/52-52239

271. http://wordpress.org/extend/plugins/formbuilder/screenshots

272. http://www.mathworks.com/help/matlab/math/constructing-

sparse-matrices.html

273. http://en.wikipedia.org/wiki/Formation_(association_football)

274. http://wordpress.org/extend/plugins/contact-form-7/download/

275. http://files.stroyinf.ru/Data1/10/10583/