Контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем

Мищенко, Роман Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем"

На правах рукописи

МИЩЕНКО РОМАН НИКОЛАЕВИЧ

КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ ПАРАМЕТРАМИ РЕЖИМА БУРЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ НАВИГАЦИОННЫХ ТЕЛЕСИСТЕМ

(на примере месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции)

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта - 2009

003473527

Диссертация выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета.

Защита состоится 02 октября 2009 года в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.291.01 при Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300 г. Ухта Республики Коми, ул. Первомайская, 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета.

Автореферат размещен на интернет-сайте Ухтинского государственного технического университета www.ugtu.netB разделе «Диссертационный совет».

Автореферат разослан июня 2009 года.

Научный руководитель:

- доктор технических наук, профессор

Ведущая организация:

Официальные оппоненты:

[Виктор Федорович Буслаев|

- кандидат технических наук, доцент Светлана Александровна Кейн

- доктор технических наук, профессор Иван Бмельянович Долгий

- кандидат технических наук Георгий Павлович Злотников ООО «ПечорНИПИнефть»

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.291.01, кандидат технических наук, профессор

ЗСьлмН. М. Уляшева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Анализ технологии бурения и способов управления траекторией наклонно направленных скважин показал, что для эффективного управления процессом ориентированного наклонно направленного бурения необходимо расширение информативной базы и получение достоверных данных о параметрах режима бурения, что может быть достигнуто при использовании измерений в забойных условиях.

На протяжении многих лет определение силовых параметров режима бурения основывалось на интерпретации и расчетах по данным измерительных приборов, расположенных на устье скважины, которые не отражают истинных значений этих параметров.

Информация, полученная с забоя скважины в комплексе с показаниями приборов на устье, позволяет вести эффективный контроль и управление параметрами режима бурения. Решение этой актуальной задачи возможно при использовании навигационных телесистем.

Из выше сказанного следует, что контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем является актуальной задачей, решение которой позволит повысить технико-экономические показатели бурения скважин.

Цель работы

Разработка методики контроля и управления параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем.

Основные задачи исследований

1. Выполнить анализ методов получения информации о параметрах режима бурения.

2. Создать методику проведения промысловых исследований для установления зависимости угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната.

3. Разработать методику определения силовых параметров режима бурения на основе эмпирических и аналитических исследований.

4. Создать методику управления параметрами режима бурения с применением навигационных телесистем.

Научная новизна

1. Получена зависимость для определения угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната, которая имеет линейный характер с изменяющимся тангенсом угла наклона прямой от 0,8 до 1,6.

2. Предложен способ выбора максимальной механической скорости бурения методом предварительного забойного тестирования величины изменения азимута плоскости действия отклонителя в зависимости от силы натяжения неподвижного конца талевого каната.

3. Показано, что азимут установки отклонителя для достижения максимальной механической скорости определяется как сумма проектного азимута и угла закручивания бурильной колонны, полученного в результате забойного тестирования.

Основные защищаемые положения

1. Результаты промысловых исследований, которые обеспечили возможность оценки силовых параметров режима бурения по показаниям навигационного блока телесистемы.

2. Методика определения параметров режима бурения, которая обеспечивает объективность оценки фактической нагрузки и момента на долоте.

3. Методика управления силовыми параметрами режима бурения, которая обеспечивает выявление и реализацию оптимального режима бурения в заданном направлении.

4. Результаты промысловых испытаний разработанных методик, подтверждающие их эффективность.

Практическая значимость

1. Создание компьютерной программы в среде Borland Delphi, которая может быть оперативно использована на буровой и позволяет получать данные о фактической нагрузке и моменте на долоте.

2. Создание компьютерной программы в среде MS Excel для использования на практических занятиях по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин».

3. Применение методики в процессе наклонно направленного ориентированного бурения и на стадии разработки проектных решений, позволяет провести оптимизацию режима бурения.

4. Получение нового способа контроля и управления параметрами режима бурения, который позволяет оперативно и эффективно управлять процессом бурения в заданном направлении с меньшими трудозатратами, при этом механическая скорость бурения увеличивается на 20-30% и предупреждаются аварийные состояния бурильной колонны (патент РФ №2354824, приоритет от 06.06.2006г).

5. Расширение области применения навигационных телесистем для контроля и управления параметрами режима бурения позволяет отказаться от применения дополнительных дорогостоящих блоков телесистем для контроля параметров режима бурения.

6. Результаты исследований нашли свое применение и представлены в научно-исследовательских отчетах по госбюджетной и хоздоговорной тематике Ухтинского государственного технического университета, в том числе, по заявкам ООО «Севергазпром». Результаты, полученные при выполнении работы, использованы на кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета при подготовке специалистов и магистров техники и технологии.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на международных научно-технических конференциях «Севергеоэкотех» при Ухтинском государственном техническом университете в 2003-2008 годах, на научно технических конференциях преподавателей и сотрудников УГ'ГУ (2007, 2009 г. г.), использовались при разработке дипломных работ и магистерских диссертаций на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, Ц глав, заключения, библиографического списка из/^ЗЯтименований и 2 приложений, содержит

страниц текста, включая-^рисунков и-^таблиц.

Публикации

Основные "результаты исследований опубликованы в 8 статьях, в т. ч. 5 в изданиях рекомендованных ВАК РФ.

Благодарности

Автор с благодарностью хранит светлую память о первом научном руководителе, докторе технических наук, профессоре, академике Российской академии естественных наук ¡Викторе Фёдоровиче) [Буслаеве| за постановку задач исследований, оказание огромной помощи и постоянный контроль на всех этапах научно-исследовательской работы.

Автор выражает благодарность научному руководителю: доценту, кандидату технических наук Светлане Александровне Кейн за постоянный контроль и неоценимую помощь в подготовке работы.

Автор признателен ректору Ухтинского государственного технического университета, профессору, доктору технических наук Николаю Денисовичу Цхадая за создание оптимальных условий для подготовки работы.

Автор благодарен кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета, и лично канд. техн. наук, доценту Ю. Л. Логачеву, канд. техн. наук, профессору Н. М. Уляшевой, докт. техн. наук, профессору И. 10. Быкову за консультации и советы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена актуальность диссертационной работы.

В первой главе проведен анализ методов получения информации о параметрах режима бурения при строительстве наклонно направленных скважин, а так же рассмотрены теоретические и практические аспекты существующих исследований, методик, технологий и средств по измерению, контролю и управлению параметрами режима бурения, в том числе, с применением навигационных телесистем.

Среди работ, выполненных в этом направлении, следует отметить исследования ученых, таких как, Балденко Д. Ф., Балден-ко Ф. Д., Буслаев В. Ф., Гержберг Ю. М., Иоанесян Ю. Р., Ишемгу-жин Е. И., Калинин А. Г., Кейн С. А., Лукьянов В. Т., Осипов П. Ф., Повалихин А. С., Сорокин В. Н., Султанов Б. 3., Хегай В. К., Шафи-ков Ф. X., Шаммасов Н. X., Шмидт А. П., Юнин Е. К. и многих других.

Для получения информации о силовых параметрах отечественными изобретателями ООО «ТатНИПИнефть», Куйбышев НИИ НП, ВНИИБТ, НИПИ «Нефтехимавтомат» и АзИНХ были созданы различные устройства для бурения электробурами в 1950—1980гг. Однако трудоемкость измерений, малый объем этого типа бурения в нашей стране (1,5-2%) и трудности организации проводного канала связи при турбинном и роторном бурении обусловили поиск новых способов получения информации об этих параметрах.

На основе анализа библиографических данных показано, что:

- применение навигационных телесистем для контроля и управления траекторией ствола направленных скважин приобрело в XXI веке устойчивый и практически безальтернативный характер;

- среди разработок иностранных фирм (Analysts-Shlumberger, Norton Christensen) в области измерения силовых параметров получили распространение дополнительные блоки навигационных телесистем, использование которых влечет дополнительные затраты, вклю-

чающие стоимость проката, ремонта, обслуживания, создания методического обеспечения и обучения кадров;

- анализ исследований, методик, технологий и средств по измерению силовых параметров, показал необходимость развития возможности применения навигационных телесистем для контроля и управления параметрами режима бурения;

- существует возможность использования данных навигационных телесистем для разработки методики, алгоритма и программы расчёта параметров режима бурения, в частности фактической нагрузки и момента на долоте.

Возможный путь решения проблемы получения информации о силовых параметрах режима бурения - это разработка новой методики использования информации навигационных телесистем, применяющихся в массовом бурении наклонных скважин.

Этот вопрос актуален и требует дальнейшего развития, особенно в сложных горно-геологических условиях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Вторая глава посвящена созданию методики проведения промысловых исследований по установлению зависимости угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната.

Повышение точности определения фактической нагрузки на долото в непосредственной близости от забоя скважины с минимальными затратами времени и средств по-прежнему остается одной из приоритетных задач при строительстве наклонно направленных и горизонтальных скважин.

На основе экспериментальных и теоретических исследований, выполненных ранее, заложены основы определения угла закручивания бурильной колонны под действием различных факторов и условий в скважине.

В связи с совершенствованием бурового оборудования, средств по контролю режима бурения и повсеместным применением навигационных телесистем, стало возможным исследование процесса закручивания бурильной колонны под действием реактивного момента забойного двигателя (далее по тексту угол закручивания бурильной колонны) от силы натяжения неподвижного конца талевого каната современными средствами.

В главе приводятся основные результаты и анализ промысловых экспериментов, которые были получены лично автором при строительстве двух наклонно направленных скважин на Мусюршорском нефтяном месторождении в интервале 1400-2100 м совместно с технологами и буровыми мастерами компаний ООО «Интегра-Бурение» и ООО «НК «Северное Сияние».

При проведении промысловых исследований использовалась компоновка низа бурильной колонны, которая включала долото Hughes Christensen MXL-1, забойный двигатель объемного типа ДР-240 и телесистему MWD «Geolink», установленную в немагнитных утяжеленных бурильных трубах (рисунок 1).

Надежное центрирование компоновки низа бурильной колонны в стволе скважины обеспечивали два опорно-центрирующих элемента. Точка регистрации положения отклонителя навигационного блока телесистемы находилась в 17 м от забоя скважины.

Для измерения азимута плоскости действия отклонителя применяли навигационную телесистему «ОеоНпк».

Последовательность операций при проведении промысловых исследований была следующей:

1. Начальное положение системы КНБК-забой: КНБК находится над забоем скважины, сила натяжения неподвижного конца талевого каната равна собственному весу инструмента, при постоянной скорости подачи промывочной жидкости измеряют азимут плоскости действия отклонителя А], град.

2. Рабочее состояние системы КНБК-забой: при постоянной скорости подачи промывочной жидкости ступенчато разгружают бурильную колонну на забой скважины, измерют силу натяжения неподвижного конца талевого каната Ргив; наземным датчиком. При этом определяют соответствующие показания азимута плоскости действия отклонителя Аь град.

«- Долото 295,3 мм (MXL-1); 0,4 м

Рисунок 1 - Компоновка низа бурильной колонны

3. Рассчитывают углы закручивания бурильной колонны по формуле,

Ф1 = А|-А!. (1)

Промысловые исследования проведены на скважинах №300 и №306 Мусюршорского месторождения, которое расположено на севере Республики Коми.

По скважине №300 экспериментальные исследования проведены в интервале 1400-2100 м, который характеризуется следующими параметрами: в литологическом разрезе преобладают глины плитчатые с прослоями песчаников малой мощности, наклонный ствол зарезан с глубины 600 м, среднее значение зенитного угла 31°, азимут скважины 351,5°. Буровой раствор полимер-бентонитовый (структурообразо-ватели Ро1уРАС Я, Ро1уРАС ЕЬУ, бентонит, смазывающая добавка РК-ЬиЬе).

По скважине №306 экспериментальные исследования проведены в интервале 1400-2100 м, наклонный ствол зарезан с глубины 1060 м, среднее значение зенитного угла 25°, азимут скважины 84°, параметры бурового раствора такие же, как и на скважине №300.

На рисунках 2-5 приведены данные промысловых исследований угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната, которые были обработаны методами математической статистики, что позволило выявить линейную регрессионную зависимость этих параметров.

В результате обработки данных промыслового эксперимента методами математической статистики было выявлено, что между углом закручивания бурильной колонны и силой натяжения неподвижного конца талевого каната существует корреляционная связь, которая наилучшим образом может быть описана трендом регрессионной зависимости линейного характера.

Выявленная связь данных имеет следующие характеристики:

- коэффициент корреляции изменяется в пределах 0,6-0,9;

- величина достоверности аппроксимации изменяется в пределах 0,3-0,8.

В результате промыслового эксперимента получена зависимость для определения угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната, которая имеет линейный характер с изменяющимся тангенсом угла наклона прямой от 0,8 до 1,6.

Эти знания обеспечили в дальнейшем возможность определения фактической нагрузки на долото по величине угла закручивания бурильной колонны.

Результаты полученные при исследованиях позволили разработать методику определения силовых параметров режима бурения с применением навигационной телесистемы, расположенной в непосредственной близости от забоя скважины.

я и о ч о

¡й «

о и

.д

600 580 560 -540 520

>> л ю £-500 к „

в «9-

Я 480

ез

5 460 440 420 400

о.

♦ ♦

..... ♦ - - ■

........ ..

250 270 290 310 330 350

Сила натяжения неподвижного конца талевого каната Ргив, кН

Рисунок 2 - Промысловые исследования в интервале 1607-1612 м (скважина №300)

о г .л

к _

& I

>о

I §

о >.

440 420 400 380 360 340 320 300 280 260 240

------------- ------------ --------- -------------- ------ ♦ ♦ ♦♦♦

< > ♦-. <---

----♦— >у ♦ г

185 200 215 230 245 260 275 290 Сила натяжения неподвижного конца талевого каната Иглв, кН

Рисунок 3 - Промысловые исследования в интервале 2041-2045 м (скважина №300)

100 -I-*-i--1-1-

190 210 230 250 270 290

Сила натяжения неподвижного конца талевого каната Ргив, кН

Рисунок 4 - Промысловые исследования в интервале 1408-1414 м

(скважина №306)

ф — _ t 4

250 260 270 280 290 300 310 320 330 340 Сила натяжения неподвижного конца талевого каната Ггив, кН

Рисунок 5 - Промысловые исследования в интервале 1619-1624 м

(скважина №306)

В третьей главе изложена разработанная методика определения силовых параметров режима бурения на основе эмпирических и аналитических исследований.

Вопросу взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины посвящены работы: Александрова М. М., Багирова Р. Е., Балденко Д. Ф., Балденко Ф. Д., Балицкого А. Г., Бронзова А. С., Буслаева В. Ф., Васильева Ю. С., Григулекого В. Г., Григоряна Н. А., Гноевых А. Н., Гулизаде М. П., Иоанесяна Ю. Р., Иоанесяна Р. А., Калинина А. Г., Касьянова В. М., Курепина В. И., Мдивани А. Г., Некрасова А. М., Никитина Б. А., Осипова П. Ф., Садыхова Ю. В., Сердюка Н. И., Солодко-го К. М., Спивака А. И., Симонянца Л. Е., Султанова Б. 3., Фоменко Ф. Н., Шетлера Г. А. и других. Результаты получаемые по этим методикам не дают полного представления об этом процессе, так как ограничены использованием только теоретических исследований.

В диссертационной работе разработана методика определения силовых параметров режима бурения с применением навигационного блока телесистемы, расположенного в непосредственной близости от забоя скважины, использующая выявленную при проведении промысловых исследований зависимость для определения угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната, которая имеет вид линейной зависимости, что позволяет достоверно оценивать силовые параметры режима бурения.

Известно, что изменение угла закручивания бурильной колонны зависит от множества параметров, среди которых наиболее важные: нагрузка и момент на долоте, крутящий момент забойного двигателя, длина колонны бурильных труб, жесткость материала колонны бурильных труб на кручение, момент сил сопротивления перемещению долота и бурильной колонны в скважине.

Для расчета угла закручивания бурильной колонны в наклонной скважине большинство исследователей этого вопроса используют известную формулу сопротивления материалов, которую впервые в бурении предложил использовать Иоанесян Ю. Р.:

где М - результирующий момент сил действующих на бурильную колонну, Н-м; С1р - жесткость на кручение сечения труб бурильной колонны, Н-м2; Ь - длина колонны бурильных труб, м.

На основе обобщения исследований результирующий реактивный момент определяем по формуле:

М = М„-М6-Мо, (3)

где Мр - крутящий момент забойного двигателя (паспортная характеристика), Н-м; Мб - обобщённый момент боковых сил вращения долота и

его взаимодействия с забоем скважииы под действием фактической нагрузки на долото и при фрезеровании стенок скважины под действием отклоняющей силы, Н-м; Мс - обобщённый момент сил взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины, Н-м.

Схема действия сил и моментов сил в системе бурильная колонна-стенки скважины при ориентированном наклонно направленном бурении приведена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Схема действия сил и моментов сил в системе бурильная колонна-стенки скважины при ориентированном наклонно направленном бурении

Обобщенный момент боковых сил вращения долота определяем по формуле:

Мб=Мф+М0, (4)

где Мф - момент сил взаимодействия долота с забоем скважины под действием фактической нагрузки на долото, Н-м; М0 - момент сил радиального взаимодействия долота с забоем скважины, отклонении и фрезеровании стенок скважины долотом, Н-м.

Для определения момента боковых сил вращения долота, его взаимодействии с забоем скважины под влиянием фактической нагрузки на долото и фрезеровании стенок скважины под действием отклоняющей силы используются различные аналитические и эмпирические зависимости. Не существует единого мнения о характере изменения Мф в зависимости от фактической нагрузки на долото и частоты его вращения. В некоторых случаях расхождения во мнениях ряда исследователей является следствием оперирования не действительным, а кажущимся значением фактической нагрузки на долото.

Момент сил взаимодействия долота с забоем скважины (далее по тексту момент на долоте) определяем по формуле:

Мф=рф-т>,> (5)

где Бф - фактическая нагрузка на долото, Н; туд - удельный момент на долоте, Н-м/Н.

Понятие удельный момент было введено Г. И. Булахом для характеристики энергоемкости типоразмера долота и породы при данном режиме разрушения последней. В связи с тем, что накоплен достаточно большой материал промысловых исследований, характеризующих изменение удельного момента при различных нагрузках на долото и режимах разрушения породы, его определение будем вести по справочным данным, которые приводит в своих работах А. Г. Калинин.

Момент сил радиального взаимодействия долота с забоем, его отклонении и фрезеровании стенок скважины определяем по формуле:

М0=^-Р„, (6)

где Од - наружный диаметр долота, м; Г - коэффициент трения долота о стенку скважины; Рот - отклоняющая сила на долоте, Н.

Значения коэффициента трения для различных типов долот и категорий твердости пород получены экспериментально в исследованиях А. Г.Калинина, Б. З.Султанова.

Для определения отклоняющей силы рассмотрим схему действия сил и моментов сил в системе бурильная колонна-стенки скважины при ориентированном наклонно направленном бурении (рис. 6), которая находится в состоянии равновесия при проводке криволинейного участка профиля скважины с использованием гидродвигателя с искривленным корпусом (кривым переводником между силовой и шпиндельной секциями). Для поддержания заданной интенсивности искривления необходимо, чтобы на верхнюю стенку скважины действовала отклоняющая сила Рот, направленная перпендикулярно к оси долота.

Отклоняющая сила определяется по формуле:

М-(5„-Ь -^(а +Р) ' " ь"-—(7)

где Му - момент упругих сил действующий в сечении изгиба корпуса забойного двигателя, Н м; С2„ - сила тяжести шпинделя и долота в буровом растворе, Н; Ьц - расстояние от центра тяжести шпинделя и долота до плоскости изгиба отклонителя, м; Ь„ - расстояние от торца долота до плоскости изгиба отклонителя, м; а - зенитный угол скважины, градус; (3 - угол между осями скважины и долота, градус.

Момент упругих сил определяется с учетом жесткости стенок скважины, корпуса забойного двигателя, нагрузки на долото и зенитного угла скважины.

Из работ вышеупомянутых ученых следует, что при практических расчетах можно допустить, что стенки скважины и корпус забойного двигателя являются абсолютно жесткими телами, и принять, что Му соответствует максимальному моменту упругих сил:

Му=с,-\УИ, (8)

где стт - предел текучести материала искривленного корпуса (кривого переводника), Н/м2; \У„ - момент сопротивления сечения изгибу, м3.

Обобщённый момент сил взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины определяем по формуле:

Мс =МС,+М„+М„, (9)

где Мсж, Мст, Ми - соответственно моменты сил взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины на участках сжатия, стабилизации и искривления ствола, Н-м.

Момент сил взаимодействия бурильной колонны на участке сжатия определяем по формуле:

М _ Кд ' Чишк •г' Руст ' Шс«. ' Цж

24 Е-1р ' и ^

где кд - коэффициент динамичности нагрузки (из работ Л. Е. Симо-нянца и А. М. Некрасова 1,3+1,4); qкнБK - вес погонного метра КНБК (с УБТ) в буровом растворе, Н/м; г - зазор между стенкой скважины и УБТ, м; Оувт - наружный диаметр УБТ, м; ц3.сж - коэффициент сопротивления закручиванию сжатой части УБТ в скважине; Ьсж - длина сжатой части КНБК (с УБТ), м; Е-1р - жесткость УБТ на изгиб, Н-м2.

Момент сил взаимодействия бурильной колонны на участке стабилизации ствола скважины определяем по формуле:

М„ = Ц„, ■ Чвт • ^ • Ь„ • 5та„, (11)

где ц3 СТ - коэффициент сопротивления закручиванию бурильной колонны на участке стабилизации ствола скважины; 03 бТ - диаметр замков бурильных труб, м; Ьст - длина участка стабилизации, м; аст - зенитный угол ствола скважины на участке стабилизации, град.

На участке набора зенитного угла наблюдается изменение направления ствола и происходит прижатие бурильных труб под действием веса растянутой части колонны, расположенной на прямолинейном наклонном участке профиля скважины.

Величина силы давления зависит от веса растянутой части бурильной колонны на участке стабилизации и от угла обхвата, то есть от интенсивности искривления скважины на участке набора зенитного угла. Поэтому при исследовании взаимодействия бурильной колонны со стенками скважины необходимо учитывать силы прижатия колонны на этом участке.

Момент сил взаимодействия бурильной колонны на участке искривления со стенками скважины рассчитываем по формуле:

где Цз и - коэффициент сопротивления закручиванию бурильной колонны на искривленном участке; Рп - сила прижатия бурильной колонны к стенкам скважины на интервале набора зенитного угла под действием собственного веса и силы давления труб на стенки скважины за счет натяжения весом колонны, определяемая по формуле:

где Цбт - вес погонного метра бурильной трубы в буровом растворе, Н/м; (1„ — коэффициент сопротивления закручиванию бурильной колонны на искривленном участке скважины; Ь„ - длина участка искривления ствола скважины, м; а„ - зенитный угол на участке искривления ствола скважины, град.

Формула для расчета фактической нагрузки на долото имеет вид:

Р --V-^

В формулу для расчета фактической нагрузки на долото входят взаимосвязанные параметры, а именно: угол закручивания бурильной колонны и сила натяжения неподвижного конца талевого каната, корреляционная зависимость, между которыми установлена в промысловых исследованиях и представлена на рисунках 2-5.

На рисунках 7-8 приведены зависимости изменения силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны по промысловым данным и по разработанной методике (зависимость фактической нагрузки на долото от угла закручивания). Анализ графиков говорит о том, что при наклонно направленном бурении па долото доводится от 50 до 80% силы натяжения неподвижного конца талевого каната, в интервале 1400-2100 м, что соответствует стандартным расчетам и не противоречит общепринятым представлениям.

На рисунке 9 приведены зависимости момента на долоте от угла закручивания бурильной колоны по скважинам №300 и №306 Мусюр-шорского месторождения, которые рассчитаны по разработанной в работе методике.

(12)

-Чет-Ь.-ап^-, (13)

а,

Угол закручивания бурильной колонны ср, град

Рисунок 7 - Зависимости изменения нагрузки от угла закручивания бурильной колонны (месторождение Мусюршор, скважина №300) 1 - линия тренда (зависимость силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны); 2 - расчет по методике (зависимость фактической нагрузки на долото от угла закручивания бурильной колонны)

120 160 200 240 280 320 360

Угол закручивания бурильной колонны <р, град

Рисунок 8 - Зависимости изменения нагрузки от угла закручивания бурильной колонны (месторождение Мусюршор, скважина №306) 1 - линия тренда (зависимость силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны); 2 - расчет по методике (зависимость фактической нагрузки на долото от угла закручивания бурильной колонны)

2 N

/ 1 -1 ! 1 -1-

О 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550

Угол закручивания бурильной колонны <р, град

Рисунок 9 - Зависимость момента на долоте от угла закручивания бурильной колонны на месторождении Мусюршор (расчет по методике) 1 - скважина №300, 2 - скважина №306

Разработанная методика расчета силовых параметров режима бурения использует выявленную при проведении промысловых исследований линейную зависимость силы натяжения неподвижного конца талевого каната от угла закручивания бурильной колонны и позволяет определять фактическую нагрузку и момент на долоте.

Для оперативного применения методики на буровой была разработана компьютерная программа в среде Borland DELPHI. Её использование позволяет оперативно при минимуме входных данных получать информацию о фактической нагрузке и моменте на долоте. Таким образом, возможно поддерживать и корректировать те режимы бурения, которые указаны в режимно-технологических картах, а так же учитывать полученные данные при разработке проектных решений.

Четвертая глава посвящена разработке методики управления силовыми параметрами режима бурения, которая позволяет провести его оптимизацию по критерию максимума механической скорости бурения.

Известно, что применяемые для управления режимом бурения измерительные наземные приборы и датчики не отражают истинных значений силовых параметров режима бурения, и поэтому не дают возможности вести бурение скважин в оптимальных режимах, с использованием имеющихся резервов.

В последние годы на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета Буслаевым В. Ф., Кейн С. А. Мищенко Р. Н. проведены работы по расширению области применения навигационных телесистем для управления режимом бурения.

В результате была разработана методика управления силовыми параметрами режима бурения, использующая измерения навигационного блока телесистемы и наземных датчиков станции контроля процессов бурения.

Для получения информации, на основе которой будет проведена оптимизация режима бурения, необходимо провести забойное тестирование: в пределах рекомендованного диапазона разгружают бурильную колонну на забой скважины с шагом 10 кН, измеряют силу натяжения неподвижного конца талевого каната Ргив; наземным датчиком, определяют показания блока измерения азимута навигационной телесистемы А( и механическую скорость бурения V, датчиком станции контроля процессов бурения.

Изменение азимута плоскости действия отклонителя ф, рассчитывают по формуле (1).

Оптимизацию режима бурения осуществляют, выбирая из серии замеров тот, при котором получен максимум механической скорости бурения. Параметры выбранного замера соответствуют оптимальному режиму бурения. Углубление скважины ведут по выбранным параметрам режима бурения: сила натяжения неподвижного конца талевого каната, изменение азимута плоскости действия отклонителя, механическая скорость бурения. Плоскость действия отклонителя ориентируют по требуемому азимуту Атр, который рассчитывают по формуле:

АТр — А„р фопт, (15)

где фопт - изменение азимута плоскости действия отклонителя оптимального режима бурения (в случае, когда значение Атр получается больше 360°, необходимо из Атр вычесть 360°), град.

Углубление скважины ведут по проектному азимуту Апр без изменения параметров выбранного режима бурения.

Если в процессе углубления скважины механическая скорость бурения уменьшается на 25% и более, процесс забойного тестирования повторяют.

Промысловые испытания методики были проведены на скважине №300 и №306 Мусюршорского месторождения, что подтверждено соответствующими актами.

Этапы реализации технологии по скважине №300:

1. Спускают компоновку низа бурильной колонны на расстояние двух метров от забоя скважины, которая включает: долото Hughes Christensen 295,3 мм (MXL-1) с рекомендуемой для данного интервала испытаний разгрузкой бурильной колонны на забой скважины 190-280 кН, которая определяется силой натяжения неподвижного конца талевого каната, винтовой забойный двигатель объемного типа и телесистему MWD «Geolink», установленную в немагнитных утяжеленных бурильных трубах (рисунок 1).

2. Запускают циркуляцию бурового раствора (Q = 30 л/с) без разгрузки бурильной колонны на забой скважины. При устойчивом режиме работы забойного двигателя определяют показания блока измерения азимута навигационной телесистемы Ai = 92° (азимут плоскости действия отклонителя не изменяется, (pi = 0°).

3. С шагом 10 кН увеличивают разгрузку бурильной колонны на забой скважины, определяемую силой натяжения неподвижного конца талевого каната FrHBi (190, 200, 210, ...280 кН). Регистрируют показания блока измерения азимута навигационной телесистемы А; и данные измерительных приборов станции контроля процессов бурения, а именно FrnBt и V;.

4. Результаты замеров заносят в таблицу. Таблица - Данные промысловых испытаний

Сила натяжения непод- Фактическая Показания блока измерения азимута отклонителя А;, град Изменение азимута Механиче-

Номер замера вижного конца талевого каната FrHB¡, кН нагрузка на долото (расчет) Ft, кН плоскости действия отклонителя 9i = Ai-Ai, град ская скорость бурения V¡, м/ч

1 0 - 92 0 0

2 190 114 260 168 13,6

3 200 121 268 176 12,4

4 210 127 275 183 15,8

5 220 134 283 191 13,3

6 230 140 291 199 7,0

7 240 147 299 207 7,0

8 250 153 307 215 18,1

9 260 160 315 223 15,8

10 270 167 323 231 15,8

11 280 173 331 239 8,9

5. Проанализировав полученные данные, выбирают замер, который обеспечивает максимальную механическую скорость бурения. Анализ показывает, что оптимальным является замер под номером 8, которому соответствует механическая скорость 18,1 м/ч, разгрузка бурильной колонны на забой скважины составляет 250 кН, изменение азимута плоскости действия отклонителя 215°. Расчет по методике показывает, что фактическая нагрузка на долото составляет 153 кН. По проекту на строительство скважины оптимальной является разгрузка бурильной колонны на забой скважины 190 кН.

На самом деле выполненные исследования показывают, что при 190 кН, механическая скорость бурения 13,6 м/ч. На основании вышесказанного была дана рекомендация для корректировки проектного решения.

6. Рассчитывают по формуле (15) требуемый азимут установки отклонителя (проектный азимут Апр=351°):

А^ = 351° + 215° = 566°, так как 566° > 360°, то А^ = 566° - 360° = 206°.

7. Расхаживают колонну бурильных труб. Фиксируют плоскость действия отклонителя по требуемому азимуту Атр=206° и ведут дальнейшее углубление скважины до следующего наращивания без изменения выбранных параметров режима бурения.

Основные выводы:

1. Установлено, что при ориентированном наклонно направленном бурении зависимость угла закручивания бурильной колонны от силы натяжения неподвижного конца талевого каната по данным наземных датчиков носит корреляционный характер и имеет вид линейной зависимости.

2. Научно обоснована и доказана на практике буровых работ возможность применения навигационных блоков телесистем для определения и оптимизации параметров режима бурения.

3. Получила дальнейшее развитие теория взаимодействия бурильной колонны и стенок скважины при ориентированном наклонно направленном бурении: установлено, что величина фактической нагрузки на долото может быть определена величиной угла закручивания бурильной колонны.

4. Разработан новый способ контроля и управления параметрами режима бурения, который позволяет оперативно и эффективно управлять процессом бурения в заданном направлении с меньшими трудозатратами, при этом механическая скорость бурения увеличивается на 20-30% и предупреждаются аварийные состояния бурильной колонны (патент РФ №2354824, приоритет от 06.06.2006г).

5. Разработана научно-обоснованная методика контроля и управления параметрами режима бурения с применением навигационных телесистем, используя которую на Мусюршорском месторождении, получили увеличение механической скорости бурения на 28%.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих

работах:

1. Мищенко, Р. Н. О возможности использования забойных навигационных телесистем для оптимизации режимов бурения [Текст] / Р. Н. Мищенко, В. Ф. Буслаев, А. Н. Горбиков, Н. И. Кузнецов // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: «ВНИИОЭНГ», 2007. - №2. - С. 6-7.

2. Мищенко, Р. Н. Результаты промысловых испытаний определения забойных параметров с использованием телесистем [Текст] / Р. Н. Мищенко, В. Ф. Буслаев, А. Н. Горбиков, А. В. Мануйлов // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: «ВНИИОЭНГ», 2008. - №1. - С. 19-22.

3. Мищенко, Р. Н. Обоснование и выбор траектории сверхглубокой наклонно направленной скважины [Текст] / Р. Н. Мищенко, В. Ф. Буслаев, А. Н. Горбиков, А. В. Кравчук, А. В. Мануйлов. // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: «ВНИИОЭНГ», 2008. - №1. - С. 3-4.

4. Буслаев, В. Ф. Исследование работы бурильной колонны, контроля и управления процессом бурения, горизонтальных скважин с большой протяженностью ствола [Текст] / В. Ф. Буслаев, Р. Н. Мищенко, А. Н. Горбиков, Р. Р. Абдуллин, Ю. Г. Башаров // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: «ВНИИОЭНГ», 2008. - №4. - С. 14.

5. Мищенко, Р. Н. Опыт применения навигационных телесистем для управления забойными параметрами режима бурения на примере месторождения Мусюршор [Текст] / Р. Н. Мищенко, В. Ф. Буслаев, С. А. Кейн // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». - М.: «ВНИИОЭНГ», 2009. -№4. - С. 27-30.

6. Мищенко, Р. Н. Исследование продольных колебаний бурильной колонны [Текст] / Р. Н. Мищенко, В. К. Хегай // Тез. докл. IV межрегиональной молодежной научной конференции «Севергеоэко-тех-2003»: материалы конференции (19-21 марта 2003 г., Ухта). - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 204-206.

7. Мищенко, Р. Н. Исследование крутильных колебаний бурильной колонны [Текст] / Р. Н. Мищенко, В. К. Хегай, М. И. Юхнин // Тез. докл. IV межрегиональной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2003»: материалы конференции (19-21 марта 2003 г., Ухта). - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 216-218.

8. Пат.2354824 Российская федерация, МПК8 Е21В47/02. Способ контроля и управления забойными параметрами режима бурения [Текст] / Р. Н. Мищенко, В. Ф. Буслаев, Г. В. Буслаев и др. -№20061 19886-03; заявл. 06.06.06; опубл. 10.05.09, Бюл. № 13.

Ухтинский государственный технический университет Отпечатано в отделе оперативной полиграфии. Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Усл. печ. 1,40 Тираж 100 экз. Заявка №.1159.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мищенко, Роман Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ О ПАРАМЕТРАХ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

1.1 Анализ существующих исследований по моделированию, контролю и управлению забойными параметрами режима бурения направленных скважин, в том числе с использованием забойных телесистем

1.1.1 Анализ способов управления траекторией направленных скважин и актуальность применения навигационных телесистем

1.1.2 Анализ способов контроля положения ствола, управления и ориентирования забойной компоновки при бурении скважин

1.2 Анализ методик по контролю и управлению траекторией ствола и режимами бурения с использованием навигационных телесистем

1.2.1 Анализ методики определения угла закручивания бурильной колонны

1.2.2 Анализ методики определения угла закручивания бурильной колонны с учетом действия моментов сил сопротивления Уфимского государственного нефтяного технического университета

1.2.3 Анализ методики определения угла закручивания бурильной колонны Ухтинского государственного технического университета

1.2.4 Расчет угла закручивания бурильной колонны в скважинах сложного профиля

1.2.5 Расчет угла закручивания бурильной колонны, составленной из труб различной жесткости

1.2.6 Методика анализа характеристик гидравлических винтовых забойных двигателей для контроля и управления процессом бурения

1.2.7 Исследование управления забойными параметрами с учетом динамики бурильной колонны с использованием навигационных телесистем

1.2.8 Момент сил сопротивления сжатого участка бурильной колоны при наклонно направленном бурении

1.2.9 Момент сил сопротивления, действующий на участке искривления скважины на колонну

1.3 Анализ разработок в области забойных автоматизированных систем управления забойными параметрами

1.3.1 Система автоматического управления процессом турбинного бурения

1.3.2 Автоматизированная система управления режимом работы и ориентирования забойного оборудования при бурении скважин

1.4 Анализ современных телеметрических систем по контролю забойных параметров режима бурения направленных скважин

1.4.1 Обзор существующих телесистем и каналов связи

1.5 Забойные устройства для измерения и регистрации силовых параметров режима буре11ия

1.5.1 Прибор измерения угла закручивания УБК-2ч

1.5.2 Глубинный регистратор момента гидравлического принципа РМГ

1.5.3 Радиальный динамограф РДГ

1.5.4 Автономное цифровое измерительное устройство для регистрации силовых параметров АЦИУ

1.6 Выводы. Цель и задачи исследований

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ! HABHF АЦИОННЫХ БЛОКОВ? ТЕЛЕСИСТЕМ? ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ^ СИЛОВЫХ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

2. Г Краткий обзор оборудования применяемого для исследований

2.2 Методика проведения промысловых исследований

2.3 Данные скважин и результаты выполненных исследований

2.4 Выводы

3 РАЗРАБОТКА НАУЧНО-ОБОСНОВАННОЙ! МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМА БУРЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ НАВИГАЦИОННЫХ ТЕЛЕСИСТЕМ!

3:.1 Характеристика и значение моделирования для исследования режимов бурения и работы долота

3.2 Анализ и характеристика существующих исследований перемещений бурильной колонны, под действием реактивного момента

3.2.1 Закручивание бурильной* колонны в-искривленной скважине от действия реактивного момента

3.22 Мощность, затрачиваемая на вращение бурильной колонны в скважине 90 3:23 Расчет энергетических характеристик бурильной колонны

3:3 математические , модели исследования реактивных моментов забойных двигателей - отклонителей

3.3 .1 Факторы, влияющие на трение долота в скважине

3.3 ;2 Зависимости момента сил трения долота о стенки ствола от частоты; вращения; долота и расхода бурового раствора

3.3.3'Момент на преодоление сил трения долота в скважине:

3.3.4 Влияние свойств пород на момент сил трения долота в скважине 123 3;3;5 Влияние диаметра долота на момент сил трения в скважине

3.4 Колебания бурильной колонны 128 3:4.1 Крутильные колебания бурильной колонны 128 3;4.2 Поперечные колебания бурильной колонны

3.5 Аналитические методики определения силовых параметров режима бурения

3;5 Л Метод определения силы сопротивления и осевой нагрузки на долото в процессе бурения искривленной скважины

3.5:2 Развитие методики определения сил сопротивления и осевой нагрузки M. М.Александрова

3.5.3 Определение нагрузки доходящей до забоя скважины,при наклонно направленном ориентированном бурении на различных участках профиля

3.6 Методика контроля параметров режима бурения с применением навигационных телесистем '

3.7 Выводы. Обобщение

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ УПРАВЛЕНИЯ ПАРАМЕТРАМИ РЕЖИМА БУРЕНИЯ

4.1 Методика управления силовыми параметрами режима бурения

4.2 Опыт применения методики управления силовыми параметрами режима бурения на примере месторождения Мусюршор '

4.3 Расчет экономической эффективности. Основные выводы

4.3.1 Аннотация мероприятия

4.3.2 Расчет ожидаемой экономической эффективности

4.3.3 Показатели для учета в планах (отчетах) объединения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем"

Анализ технологии бурения! и способов управления траекторией наклонно направленных скважин показал, что для эффективного управления процессом ориентированного наклонно направленного бурения необходимо расширение информативной базы и получение достоверных данных о параметрах режима бурения, что может быть достигнуто при использовании измерений в забойных условиях.

Разработка методики контроля и управления параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем. Научная новизна*

Основные защищаемые положения

2. Методика определения параметров режима бурения, которая обеспечивает объекI тивность оценки фактической нагрузки и момента на долоте.

4. Результаты промысловых испытаний разработанных методик, подтверждающие их эффективность.

Практическая значимость

5. Расширение области'применения навигационных телесистем для контроля и управления параметрами режима бурения позволяет отказаться от применения дополнительных дорогостоящих блоков телесистем для контроля параметров режима бурения.

6. Результаты исследований нашли свое применение и представлены в научно-исследовательских отчетах по госбюджетной и хоздоговорной тематике Ухтинского государственного технического университета, в том числе, по заявкам ООО «Север-газпром». Результаты, полученные при выполнении работы, использованы на кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского государственного технического университета при подготовке специалистов и магистров техники и технологии.

Реализация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на международных научно-технических конференциях «Севергеоэкотех» при Ухтинском государственном техническом университете в 2003-2008 годах, на научно технических конференциях преподавателей и сотрудников УГТУ (2007, 2009 г. г.), использовались при разработке дипломных работ и магистерских диссертаций на кафедре бурения Ухтинского государственного технического университета.

Основные результаты исследований опубликованы в 8 статьях, в т. ч. 5 в изданиях рекомендованных ВАК РФ.

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ! ПОЛУЧЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ О ПАРАМЕТРАХ РЕЖИМА БУРЕНИЯ?

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Мищенко, Роман Николаевич

3.7 Выводы. Обобщение

Опыт ориентированного искривления скважин показывает, что повышение точности определения угловых перемещений бурильной колонны под действием реактивного момента необходимо для повышения качества проводки наклонно направленных скважин. В работах М. П. Гулизаде, Р. А. Иоанесяна, А. С. Бронзова, 10. С. Васильева, Г. А. Шетлера, М. М. Александрова и других исследователей рекомендуются формулы для расчета угла закручивания бурильной колонны.

Анализ показал, что в большинстве случаев в формулах учитываются не все моменты, препятствующие и способствующие закручиванию бурильной колонны. Это кратно уменьшает достоверность полученных результатов, необходимых для надежного ориентирования отклонителя в скважине и говорит о том, что необходимо выработать новый подход к решению данной задачи.

В процессе вращения колонны крутящий момент не является постоянным, наблюдается неравномерность вращения, сопровождающаяся различным расходом энергии на изогнутом участке колонны за счёт деформации бурильной колонны. Момент и затраты мощности на вращение бурильной колонны имеют составляющую связанную с силовыми и энергетическими затратами на деформацию при вращении труб.

Предложенные различные формулы по вычислению мощности, затрачиваемой на работу шарошечных и лопастных долот (формулы В. С. Федорова и др.), не нашли практического применения. Отсутствие простых и надежных расчетных уравнений приводит к необходимости при определении Ид пользоваться в.основном данными, полученными при стендовых испытаниях.

Динамические нагрузки в колонне возникают в момент циклического изменения скорости и ускорения и связаны часто с остановкой вращения долота, например, при заклинивании, когда кинетическая энергия,вращающейся колонны переходит в потенциальную энергию деформации. Наибольшие динамические напряжения возникают в трубе, расположенной.в наддолотной части колонны.

Динамические напряжения кручения характерны также вначале вращения колонны, когда на вращающийся бурильный вал действует угловое ускорение. Необходимо также учитывать переменность момента за счет деформаций бурильной колонны в искривленном стволе. Неравномерность вращения колонны является основной причиной возникновения переменных напряжений, колебаний как продольных, так и поперечных.

Установлено, что низкочастотные колебания момента турбобура связаны с пульсацией подачи рабочего агента при входе потока в каналы турбин турбобура. Пульсация промывочной,'жидкости вызывает низкочастотные колебания вращающего момента на валу турбобура (П. В. Балицкий, Н. Ф. Лебедев). В соответствии с колебаниями давления на резинометаллической осевой опоре турбобура изменяется момент сопротивления вращению вала.

Из работ Гусмана М. Т., Султанова Б. 3. известно, что коэффициент трения существенно зависит от удельного давления на контактной поверхности резиноме-таллической осевой опоры. На коэффициент трения в осевой опоре также оказывает влияние скорость скольжения на поверхности трения. Все эти факторы вызывают колебания момента турбобура более высокого порядка по частоте, чем пульсация подачи промывочной жидкости.

Установление закономерностей изменения мощности или момента на преодоление сил трения долота о буровой раствор и стенку ствола, а также ее фрезерование в зависимости от основных факторов позволят технологически обоснованно проектировать рациональные режимы бурения, выбирать для их осуществления забойные двигатели, способные повысить эффективность бурения скважин особенно на больших глубинах.

Общей5 характеристикой условий вращения долота в скважине и особенностей проводки; наклонных скважин; может служить не зенитный угол ствола,, а; величина боковой: (отклоняющей) силы: Зенитный угол ствола может характеризовать условия работы долота только при данной компоновке низа бурильной колонны. Оценка же условий работы долота при различных компоновках низа бурильной колонны» должна быть осуществлена: не через зенитный угол ствола, а через; величину отклоняющей, силы на долоте.

Особенность проводки наклонных скважин»выражается;в возникновениина долоте отклоняющей силы, зависящей от компоновка низа бурильного инструмента, очевидно: то, что потери момента на преодоление сил трения, долота о стенки, скважины и их фрезерование в среде бурового раствора должны быть определены в» зависимости' от указанной силы. Это позволит полученные, результаты для однош компоновкифаспространить на другие компоновки с аналогичным, долотом:

Неоднородность горных пород вызывает значительные: колебания; их механических и абразивных свойств. Вследствие этого они характеризуютсяфазличной» буримостью;.коэффициентом трения и способностью изнашиватьчпризтрении твер--дые тела. Изменение:механических свойств пород и их буримости по стратиграфическим свитам оказывает соответствующее влияние на; величину момента сил трения долота о стенки, скважины в среде бурового раствора. Это влияние обусловливает диаметр ствола:при бурении и коэффициент трения; долота о породы, слагающие стенки скважины.

Основным; источником крутильных колебаний: является', неравномерное врат щение колонны в результате воздействия на нее переменных касательных нагрузок, изменения момента сопротивления вращению долота, изменения : сил трения по длине колонны, а также вращение колонны на наклонных участках. Характер возмущающих нагрузок может быть как периодическим, так и случайным.

Периодические: колебания крутящего момента, как; правило, приводят к пет риодическим колебаниям нагрузки на долото с одинаковой частотой. На возникновение поперечных колебаний большое влияние оказывает несбалансированность вращающегося вала, проявляющаяся в несоосности бурильных труб и резьбовых соединений, в наличии разностенности и овальности труб, их кривизны,и т.д;

При этом бурильный вал будет вращаться при воздействии возмущающей силы, которая в определенных условиях может иметь периодический характер. Экспериментальные исследования поперечных колебаний над забоем показали [150], что увеличение колебаний сопровождается ростом колебаний осевой нагрузки. Поперечные колебания при этом принимают периодический характер с частотой, равной частоте вращения утяжеленных бурильных труб.

В результате создания методики контроля параметров режима бурения с применением навигационных телесистем получила дальнейшее развитие теория взаимодействия бурильной колонны и стенок скважины: установлено, что величина фактической нагрузки на долото может быть определена по величине угла закручивания бурильной колонны.

Главным достижением является, то что появилась возможность расчета фактической нагрузки на долото в которую входят взаимосвязанные параметры, а именно: угол закручивания бурильной колонны (рассчитывается по показаниям навигационной телесистемы) и нагрузка на долото по показаниям наземного датчика ГИВ, корреляционная связь между которыми установлена при промысловых исследованиях во второй главе.

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ! УПРАВЛЕНИЯ', ПАРАМЕТРАМИ •.•'•-, *

РЕЖИМА БУРЕНИЯ

Известно из трудов БасовичаВ. С., Варламова В. П., Грачева К). В1, Исааковича Р. Я., Мшцевича В. М. Орлова А. В., Погарского А. А., Портера Л. Г., Чефра-нова К. А., что применяемые для контроля режима буренияшзмерительные наземные приборы и датчики;, не отражают истинные, значения" силовых параметров режима бурения; и поэтому не дают возможности вести бурение: скважин в оптимальных режимах, с использованием имеющихся резервов.

Вопрос управления: режимом бурения: приобретает особую актуальность в связи с разработкой северных и арктических месторождений^ углеводородов; для» которой; характерна: концентрация: хозяйственной^ деятельности на ограниченных площадках, проведение поисково-разведочных- работ, с возобновлением глубокого и сверхглубокого буренияна старых.месторождениях.

При поиске рациональных- режимов: бурения-, исследователи опираются? на; данные измерительных приборов и датчиков; расположенных на поверхности

Известноа[115]; что5применяемые для контролясрежимаШуреншпизмеритель-ные наземные приборы и датчики, не отражают истинных: значений забойных параметров; и поэтому не дают возможности вести; бурение скважин в оптимальных режимах, с использованием имеющихся резервов.

При; использовании^ дополнительных блоков навигационных; телесистем для контроля забойных параметров режима бурения возникают дополнительные затраты, включающие стоимость, прокат, ремонт, обслуживание, создание методического обеспечения и обучение кадров.

Многолетний опыт применения навигационных телесистем при проводке наклонных скважин показал, что их возможности для управления забойными параметрами режима бурения; исследованы недостаточно полно.

В; последние годына кафедре бурения;Ухтинского государственного технического университета Буслаевым, В. Ф., Кейн С. А., Мищенко Р. Н: совместно с ООО "СЕВЕРГАЗПРОМ" проводились работы, по расширению возможности применения забойных навигационных телесистем для управления! силовыми; параметрами режимом бурения [139-143].

В результате была разработана методика^ управления силовыми параметрами режима бурения," использующая измерения навигационного блока телесистемы и наземных датчиков станции контроля процессов бурения.

4.1 Методика управления силовыми параметрами режима бурения

Был выполнен: анализ технических средств и забойных телесистем, патентная проработка существующих решений по контролю и управлению > забойными параметрами режима'бурения с использованием навигационных телесистем.

Анализ показал, что несомненно, продолжаются-попытки рационального регулирования процесса бурения, то-есть его оптимизация^ по заданному критерию, непрерывный контроль и автоматическое регулирование хода этого процесса, но, к сожалению не-всегда полученная; на поверхности информация соответствует реальности, очень много факторов сопутствует этому. Этим усложняется ситуация по оптимизации процесса бурения:

Задача определения силовых параметров режима бурения решается методикой включающей использование забойной навигационной телесистемы и наземных систем контроля параметров режима бурения.

Для» получения информации, на основе которой будет проведена оптимизация режима бурения^ необходимо провести забойное тестирование: в пределах рекомендованного диапазона разгружают бурильную колонну на забой скважины с шагом 10 кН, измеряют силу натяжения неподвижного конца талевого каната FraBj наземным датчиком, определяют показания блока, измерения азимута навигационной телесистемы А; и механическую скорость бурения Vj датчиком станции контроля процессов бурения.

Изменение азимута плоскости действия отклонителя ср; рассчитывают по формуле (2.1).

Оптимизацию режима бурения осуществляют, выбирая из серии замеров тот, при котором получен максимум механической скорости бурения. Параметры выбранного замера соответствуют оптимальному режиму бурения. Углубление скважины ведут по выбранным оптимальным параметрам режима бурения: сила натяжения неподвижного конца талевого каната Ргив, изменение азимута плоскости действия отклонителя Аопт, механическая скорость бурения-VMax.

После выявления оптимальных параметров" режима бурения- ориентируют плоскость, действия отклонителя по требуемому азимуту А-ф, который рассчитывают по формуле:

Атр = Апр + фопх, (4.1) где фонт - изменение азимута плоскости действия отклонителя оптимального режима бурения (в случае, когда значение'Атр получается больше 360°, необходимо из А-rp вычесть 360°), град.

Более подробное описание забойного тестирования приведено далее. Непосредственно в скважине на необходимой глубине производят измерение на забое зенитного угла, азимута ствола скважины и установки отклонителя. Далее производят замеры.

При первом замере при промывке и работе забойного двигателя, без создания нагрузки на долото производят измерение забойной навигационной телесистемой азимут плоскости действия отклонителя А] и далее в следующих замерах при разгружении бурильной колонны на забой скважины, которое измеряют датчиком веса станции контроля процессов бурения (измерение силы натяжения неподвижного конца талевого каната) Бгивь где i = 2, 3, . , п, производят измерение забойной навигационной телесистемой азимута плоскости действия отклонителя А,-, где i = 2, 3, . , п, далее по показаниям станции контроля процессов буренияопределяют механическую скорость V; (i = 2, 3, . , п), далее рассчитывают угол закручивания бурильной колонны:

- в первом замере измеряют забойной навигационной телесистемой азимута плоскости действия отклонителя Ai при промывке и работе забойного двигателя, без создания разгрузки бурильной на забой скважины измеренной на поверхности датчиком веса станции контроля процессов бурения FraBi = 0 кН (схема первого замера рисунок 4.1 и 4.5), угол закручивания бурильной колонны рассчитывают по формуле 2.1.

- в третьем и последующих замерах забойной навигационной телесистемой азимута плоскости действия отклонителя А;, где i = 2, 3, . , п, при промывке и работе забойного двигателя, при создании разгрузки бурильной колонны на забой скважины измеренной на поверхности датчиком веса станции контроля процессов бурения 17гивь где i = 2, 3, . , п, (схематретьего, четвертого замера рисунок 4.2, 4.3, 4.6, 4.7) угол закручивания бурильной колонны рассчитывают по формуле 2.1.

Далее выбирают оптимальный угол закручивания бурильной колонны, (ропт = А) - A;, (i = 2, 3, . п), соответствующий критериям оптимизации режима бурения, исходя из максимума механической скорости.

Далее устанавливают отклонитель по требуемому (оптимизированному) азимуту плоскости действия отклонителя А^ = Апр + (ропх, где Апр - проектный азимут, фопт - оптимальный угол закручивания бурильной колонны, Ахр - требуемый (оптимизированный) азимут плоскости действия отклонителя, соответствующий максимуму механической скорости.

Углубление скважины ведут по проектному азимуту Апр без изменения параметров выбранного режима бурения.

На рисунках 4.1-4.10: 1 - долото, 2 - забой скважины, 3 - бурильная колонна, 4 - промывка и работа забойного двигателя, 5 - забойный двигатель.

Рисунок 4.1 - Схема первого замера з 5 n

Vs фг Г гиб;

Рисунок 4.2 - Схема второго замера п 3 Ь

45ZV

V з гивз ^ g Q о

Рисунок 4.3 - Схема третьего замера 4n 3

-5 фЬпт- фз 2 mqx

Г, И В V.ЧАХ

Асгт=Аз опт

Рисунок 4.4 - Схема оптимизации параметров режима бурения

4.2 Опыт применения!методики управления силовыми параметрами режима бурения на примере месторождения Мусюршор

Промысловые испытания методики были проведены на скважине №300 и №306 Му сюр шорского месторождения, что подтверждено соответствующими актами (приложение 2).

Этапы-реализации методики по скважине №300:

1. Спускают компоновку низа бурильной колонны на> расстояние двух метров от забоя скважины, которая включает: долото Hughes Christensen 295,3 мм (MXL-1) с рекомендуемой для данного интервала испытаний разгрузкой бурильной колонны на забой скважины 190-280 кН, которая определяется силой натяжения неподвижного конца талевого каната, винтовой забойный двигатель объемного типа и телесистему MWD «Geolink», установленную в немагнитных утяжеленных бурильных трубах (рисунок 2.5).

2. Запускают циркуляцию бурового раствора (Q = 30 л/с) без разгрузки бурильной колонны на забой скважины. При устойчивом режиме работьт забойного двигателя определяют показания блока измерения1 азимута навигационной «телесистемы Ai = 92° (азимут плоскости действия отклонителЯ)Не изменяется, cpi = 0°).

3. С шагом 10 кН увеличивают разгрузку бурильной колонны на забой скважины, определяемую силой натяжения неподвижного конца талевого каната FraB; (190, 200, 210, .280 кН). Регистрируют показания блока измерения азимута навигационной телесистемы А; и данные измерительных приборов станции контроля процессов бурения, а именно FraB, и V;.

4. Результаты замеров заносят в таблицу 4.1.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Результаты исследований выполненных в-работе заключаются в утверждениях, что:

2. Научно обоснована» и доказана на практике' буровых работ возможность применения навигационных блоков .телесистем для определения и оптимизации параметров режима бурения.

3. Получила дальнейшее развитие теория взаимодействия* бурильной колонны и стенок скважины при ориентированном наклонно направленном бурении: установлено, что величина фактической нагрузки на долото может быть определена величиной угла закручивания бурильной колонны.

4. Разработан новый способ контроля и управления параметрами режима бурения, который позволяет оперативно* и эффективно управлять процессом бурения в заданном направлении с меньшими трудозатратами, при этом механическая скорость бурения увеличивается на 20-30% и пр е ду пр еж даются аварийные состояния бурильной колонны (патент РФ №2354824, приоритет от 06.06.2006г). j. 5. Разработана научно-обоснованная методика контроля и управления параметрами режима бурения с применением навигационных телесистем, используя которую на Мусюршорском месторождении, получили увеличение механической скорости бурения на 28%. i

6. Результаты исследований нашли свое применение и представлены в научно4 исследовательских отчетах по госбюджетной и хоздоговорной тематике Ухi тинского государственного технического университета, в том числе, по заяв

I кам ООО «Севергазпром». Результаты, полученные при выполнении работы,

I использованы на кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Ухтинского

Г государственного технического университета при подготовке специалистов и магистров техники и технологии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мищенко, Роман Николаевич, Ухта

1. А.с. 832019 СССР, МКИ4 Е21В43/00. Отклонитель для наклонно-направленного бурения скважин Текст. / В. Ф. Буслаев, Ю. Ф. Рыбаков, Н. С. Гаджиев и др. - № 2581591/03; заявл. 16.02.78.

2. Александров, М. М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины Текст. / М. М. Александров М.: Недра, 1982. - 60 с.

3. Александров, М. М. Определение сил сопротивления при бурении скважин Текст. / М. М. Александров М.: Недра, 1965.

4. Александров, М. М. Определение силы трения, при движении бурильных труб в глубоких малоискривленных скважинах Текст. / М. М. Александров // Разведка и охрана недр. 1963. - №7. - С. 32-37.

5. Александров, М. М. О влиянии величины бокового зазора на условия спуска обсадных колони Текст. / М. М. Александров, Ю. А. Воропаев // Технология бурения нефтяных и газовых скважин. — 1974. — С. 113-117.

6. Александров, М.М. О прижимающих силах для спирально изогнутой сжатой бурильной колонны оснащенной замками Текст. / М.М. Александров // Нефть и газ. 1968. - №9.

7. Александров, М. М. О силе и коэффициенте сопротивления в условиях скважины Текст. / М. М. Александров // СевКавНИИ. 1969. - С. 14-18.

8. Александров, М.М. Об учете упругости труб в пределах сжатой части бурильной колонны Текст. / М.М. Александров // Нефть и газ. — 1967. №5.

9. Александров, М. М. Характер вращения бурильной колонны Текст. / М. М. Александров//Научно-технический журнал «Нефть и газ». 1968. -№4. - С. 33-36.

10. Андронов, И. Н. Исследование поперечных сил в бурильной колонне при-проводке направленных скважин Текст. / И. Н. Андронов; В. Ф. Буслаев, В. В. Михарев // Сборник докладов №1 «Бурение скважин на Европейском Севере России» /-М., 2001. С. 79-84.

11. Балденко, Д. Ф. О выборе рациональной схемы для проектирования объемного забойного гидравлического двигателя Текст. / Д. Ф. Балденко // Научно-технический журнал «Машины и нефтяное оборудование». 1973. -№4.-С. 9-13.

12. Балденко, Д. Ф. Винтовые забойные двигателе Текст. / Д: Ф. Балденко, Ф. Д. Балденко, А. Н.* Гноевых. М.: Недра, 1999. - 375 с.

13. Балденко, Д. Ф. Винтовые забойные двигатели: новые конструкции и способы управления Текст. / Д. Ф. Балденко, Ф. Д!. Балденко, А. П. Шмидт // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1997. - №1. - С. 13-17

14. Балденко, Д. Ф. Одновинтовые насосы в СССР и за рубежом Текст. / Д. Ф. Балденко, М. Г. Бидман. М.: Цинтихимнефтемаш, 1972.

15. Балденко, Д. Ф. Испытания забойных винтовых двигателей в глубоком бурении Текст. / Д. Ф. Балденко; М. Т. Гусман, В. И. Семенец // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». — 1976. №11. - С. 9-12.

16. Балденко, Д: Ф:. Исследование геометрии рабочих органов» винтового забойного давления Текст. / Д. Ф. Балденко, JI. П. Медведева // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1975. -№3. - С. 56-65.

17. Балденко, Д. Ф. Контактное давление в рабочих органах одновинтовой гидравлической машины Текст. / Д: Ф. Балденко, JI. П. Медведева // Научно-технический журнал «Химическое и нефтяное машиностроение. — 1976. — №2.-С. 23-24.

18. Балденко, Д. Ф. Нагрузочные характеристике винтовых забойных двигателей при бурении Текст. / Д. Ф. Балденко, А-. П. Шмидт // Научно-технический'журнал «Строительство, нефтяных и газовых скважин на суше и наборе». 1998. - №5.,- С. 10—15.

19. Балденко; Д. Ф. Исследование вопроса влияния зазора и натяга в рабочих органах одновинтового насоса на его характеристику Текст. / Д. Ф. Балденко, В. Н. Зорин // Научно-технический журнал «Машины и нефтяное оборудование». 1968. - №8. - С. 16-20.

20. Балицкий, П. В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем^скважины Текст. / И. В. Балицкий: М.: Недра, 1975. - 293 с.

21. Балицкий, П. В*. Исследование взаимодействия бурильной' колонны с забоем при бурении вертикальных скважин- шарошечными долотами с забойными двигателями Текст.: дис. . д-ра техн. наук / Павел Владимирович Балицкий. М.: МИНХ и ГП, 1970. - 683 с.

22. Балицкий, П. В. Исследования» критических и резонансных частот вращения шарошечных долот Текст. / П. В. Балицкий // Научно-технический журнал «Нефтяноехозяйство». 1980. - №12. - С. 15-17.

23. Балицкий, П. В. Исследование на механической модели статической устойчивости колонны бурильных труб Текст. / П. В. Балицкий // Научно-технический журнал «Нефтяное машиностроение». — 1958. — С. 25-32.

24. Буслаев, В.Ф; О^возможности бурения1 условно-вертикальных скважин с учетом закономерностей искривления- Текст.: сб. науч. тр. ПЕЧОРНИПИ-НЕФТЬ / В. Ф. Буслаев: М.: «ВНИИОЭНГ», 1976. - С. 114-121.

25. Буслаев, В. Ф. Прогнозирование естественного-искривления наклонно направленных скважин Текст. / В: Ф: Буслаев // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1988: - №7. - С. 15-18.

26. Буслаев, В. Ф. Состояние и перспективы научных исследований, техники и технологии буровых работ на Севере- европейской части России Текст. / В. Ф. Буслаев // Докл. всерос. науч. конф. «Фундаментальные проблемы нефти и газа». — 1996. — С. 65-73.

27. Буслаев, В: Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальных и разветвленных скважин Текст. / В. Ф. Буслаев // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1992. - С. 8-10.

28. Буслаев, В. Ф. Технология и техника проводки направленных скважин на Севере Европейской, части России Текст.: дис. . д-ра техн. наук: 05.15.10 / Виктор Федорович Буслаев. Ухта: УИИ, 1994. - 549 с.

29. Буслаев, В. Ф. Выбор оптимального числа горизонтальных скважин в кусте Текст. / В. Ф. Буслаев, Н. С. Бакаушина, С. А. Кейн [и др.] // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 19901 — №8. - С. 14-16.

30. Буслаев,5 В. Ф1 Строительство скважин на Севере Текст.: монография / В. Ф. Буслаев, П. С. Бахметьев, С. А. Кейн, В. М. Юдин. Ухта: УГТУ, 2000. - 287 е.: ил.

31. Буслаев, В. Ф. Предупреждение аварий и осложнений при строительст-вё скважин в многолетнемерзлых породах Текст.: учебное пособие для вузов / В! Фi Буслаев. Ухта: УИИ, 1995. - 88 с.

32. Буслаев; В. Ф. Учет природоохранной составляющей при оптимизации кустов нефтяных и газовых скважин Текст.: сб. докладов / В. Ф." Буслаев, О. Hi Григорьева; В: М. Юдин, О. В. Шалимова. М., 2001. - №1. - С. 91-94.

33. Буслаев, В. Ф. Совершенствование кустового строительства и эксплуатации скважин Текст.: сб. докладов / В. Ф. Буслаев, Г. В. Данилов, О. В. Шалимова, В. В. Михарев. М., 2001. - №1 - С. 65-70.

34. Буслаев, В. Ф. Выбор оптимального количества скважин в кусте Тескт.:. сб. науч. тр. Печорнипинефть / В. Ф. Буслаев, А. Н. Ильин, В. И. Тарелкин. М.: «ВНИИОЭНГ», 1977. - С. 49-53.

35. Буслаев, В. Ф. Опыт бурения наклонно направленных скважин на нефтяных месторождениях Тимано-Печорской провинции. РНТС Текст.: сер. Бурение / В. Ф. Буслаев, Ю. Ф. Рыбаков, Н. С. Гаджиев [и др.]. М.: «ВНИИОЭНГ», 1982. - С. 8-9.

36. Буслаев, В. Ф. Опыт строительства скважин в северных районах Коми АССР Текст.: обзорная информация / В. Ф. Буслаев, Б. JL Салгир, В. В. Соловьев [и др.]. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 80с.

37. Вагапов, Ю. Г. Влияние продольных колебаний труб на величину вибрационных нагрузок в колонне штанг и на форму динамограмм Текст.: сб. науч. трудов / Ю: Г. Вагапов, Б. 3. Султанов. Уфа: УГНТУ, 1972. - С. 98105.

38. Вагапов, Ю. Г. О необходимости уточнения понятия "тяжелый низ" колонны труб в нефтепромысловом деле Текст.: межвуз. тематич. сб. науч. трудов. Вып. 28 / Ю. Г. Вагапов, Б. 3. Султанов, Т. А. Утемисов. — Уфа: УфГНТУ, 1976.-С. 103-110.

39. Вадецкий, Ю. В. Практика бурения скважин с применением низкобо-ротных забойных двигателей Текст. / Ю. В. Вадецкий. М:: «ВНИИОЭНГ», 1980.

40. Вадецкий, Ю. В. Низкооборотный забойный двигатель его роль - иtj перспективы в техническом1 прогрессе бурения скважин Текст. / Ю. В. Вадецкий, С. С. Никомаров, Н. Д. Деркач // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство. 1975. — №1. - С. 5-7.

41. Вольгемут, Э. А. Устройство подачи долота для. бурения нефтяных и газовых скважин Текст. / Э. А. Вольгемут [и др.]. М.: Недра, 1969. - 210 с.

42. Вопияков, В. А. Возникновение автоколебаний бурильной колонны — критерий износа шарошечных долот Текст. / В. А. Вопияков, С. А. Носташ, П. И. Колесников // Научно-технический журнал «Бурение» 1974. - №8. — С. 23-25.

43. Гилязов, Р. М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами Текст. / Р. М. Гилязов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 255 е.: ил.

44. Григорян, Н. А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров Текст. / Н. А. Григорян. М.: Недра, 1974.

45. Григорян, Н. А. О принципе работы турбинных отклонителей ОТС Текст. / Н. А. Григорян // Журнал «Нефтяное хозяйство». 1983. -№5.

46. Григорян, Н. А. О режимах работы турбобуров и моментных характеристик долот Текст. / Н. А. Григорян // Журнал «Нефтяное хозяйство». -1977.-№7.-С. 15-18.

47. Григорян, Н. А. Анализ процесса турбинного бурения Текст. / Н. А. Григорян, Р. Е. Багиров. -М.: Недра, 1982. 207 с.

48. Григулецкий, В. Г. Оптимальное управление при бурении скважин Текст. / В. Г. Григулецкий. М.: Недра, 1988. - 229 с.

49. Григулецкий, В. Г. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны Текст. / В. Г. Григулецккий. М;: Недра, 1990. - 302 е.: ил.

50. Гусман, М. Т. Новые конструкции турбобуров Текст. / М. Т. Гусман // Журнал «Новости нефтяной техники». 1961. - №8. - С. 8-10.

51. Гусман, М. Т. Турбинное бурение нефтяных скважин Текст. / М. Т. Гусман. — М.: Гостоптехиздат, 1952. 167 с.

52. Гусман, М. Т. Винтовые забойные двигатели Текст. / М. Т. Гусман, Д. Ф. Балденко // Журнал «Бурение». 1972. - №6. - С. 82.

53. Гусман, М. Т. Забойные винтовые двигатели Текст. / М. Т. Гусман, Д. Ф. Балденко. -М.: «ВНИИОЭНГ», 1972.

54. Гусман, М. Т. Шпиндельные турбобуры и некоторые результаты их внедрения Текст. / М. Т. Гусман, А. И. Агеев, Г. М. Никитин // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1971. — №10. — С. 1-^4.

55. Гусман, М. Т. Шпиндели-амортизаторы для турбинного бурения Текст. / М. Т. Гусман, А. И. Агеев, И. И. Кузнецова // Журнал «Бурение» -1969.-№6.-С. 10-15.

56. Гусман, М. Т. Забойные винтовые двигатели для бурения скважин Текст. / М. Т. Гусман, Д. Ф. Балденко, А. М. Кочнев [и др.]. М.: Недра, 1981.

57. Гусман, М. Т. Резинометаллические подшипники турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, А. В. Кольченко, А. А. Силин. М.: Гостоптехиздат, 1959. -108 с.

58. Гусман, М. Т. Возможности увеличения вращающего момента турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Б. Г. Любимов, Г. С. Баршай // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1962. - №11. — С. 12—16.

59. Гусман, М. Т. О турбобурах увеличенных диаметров Текст., / М. Т. Гусман, Б. Г. Любимов, У. А. Гулизаде // Труды ВНИИБТ вып. XXV 1970. -С. 77-83.

60. Гусман, М. Т. Исследование турбин с повышенной нагрузочной способностью Текст. / М. Т. Гусман, Б. Г. Любимов, А. Н. Шиндин // Труды ВНИИБТ вып. XXV. 1970. - С. 65-76.

61. Гусман, М. Т. Исследования работы пяты с заглубленной резиной Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, О. Б. Нагайбеков // Труды ВНИИБТ вып. XXV. 1970. - С. 56-59.

62. Гусман, М. Т. Расчет, конструирование и эксплуатация турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, Б. Г. Любимов. М.: Недра, 1976. -368 с.

63. Гусман, М. Т. Задачи совершенствования опор качения турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, В. П. Шумилов // Материалы I Всесо-юз. конф. по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования. Баку: АзНЕФТЕХИМ, 1974.-С. 136-139.

64. Гусман М. Т. К вопросу о работоспособности подшипников качения турбобуров Текст. / М. Т. Гусман, Г. М. Никитин, В. П. Шумилов // Научно-технический журнал «Машины и нефтяное оборудование». 1972. — №12. — С. 16-18.

65. Гусман, М. Т. Новый объемный забойный двигатель Текст. / М. Т. Гусман, С. С. Никомаров, А. М. Кочнев // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство. 1970. -№7. - С. 8-12.

66. Долгий, И. Е. О выборе наиболее эффективных типов долот при бурении скважин Текст. / И. Е. Долгий, В. А. Кузнецов, Г. М. Краснобабцев // Научно-технический журнал «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». 1975. - №2. - С. 105-108.

67. Долгий, И. Е. К вопросу определения предела упругости горных пород Текст. / И. Е. Долгий, Г. М. Краснобабцев, В. А. Кузнецов // Межвузовский технологический сборник «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». 1975.-С. 23-25.

68. Инструкция по корректировке азимута при больших зенитных углах Текст. / Печорнипинефть. Ухта, 1992. - 25 е.: ил.

69. Иоаннесян, Р. А. Новое направление развития техники турбинного бурения Текст. / Р. А. Иоаннесян // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1977. - №1. - С. 10-13.

70. Иоаннесян, Р. А. Основы теории и техники турбинного бурения Текст. / Р. А. Иоаннесян. — М.: Гостоптехиздат, 1953.

71. Иоаннесян, Р. А. Пути- повышения проходки на рейс долота в турбинном бурении Текст. / Р. А. Иоаннесян // Науч. труды ВНИИБТ, вып. 42. — М.: ВНИИБТ, 1977. С. 3-26.

72. Ишемгужин, Е. И. Определение места установки центратора для- предупреждения искривления скважины с учетом жесткости турбобура и утяжеленных бурильных труб Текст. / Е. И. Ишемгужин // Журнал «Нефтяное хозяйство»: — 1971. №12.

73. Ишемгужин, Е. И. К расчету низа бурильной колонны при турбинном бурении^ Текст. / Е. И. Ишемгужин, Б. 3. Султанов // Журнал «Нефтяное хозяйство». -,1970. №7.

74. Ишемгужищ Е. И. Определение сил, действующих на компоновку долото-секционный турбобур с центратором при бурении наклонно направленных скважин Текст. / Е. И Ишемгужин, Б. 3. Султанов // РНТС. Сер. Бурение. 197k - №2.

75. Калинин, А. Г. Искривление буровых скважин Текст. / А. Г. Калинин. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 308 с.

76. Калинин, А. Г. Искривление скважин Текст. / А. Г. Калинин. М.: Недра, 1974.

77. Калинин, А. Г. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые Текст.: учебник для вузов / А. Г. Калинин, А. 3. Левицкий. — М.: Недра, 1988. 374 е.: ил.

78. Калинин, А. Г. Бурение наклонных скважин Текст.: справочник / А. Е. Калинин; под ред. А. Г. Калинина. М.: Недра, 1997. - 648 е.: ил.

79. Калинин, А. Г. Бурение наклонных скважин большого диаметра мето-дом-проводки опережающих стволов Текст. / А. Г. Калинин, Б. А. Никитин, М. Г. Аксенов // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1976. -№5.

80. Калинин, А. Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин Текст.: справочник / А. Г. Калинин, Б. А. Никитин, К. М. Солодкий, Б. 3. Султанов; под ред. А. Г. Калинина. М.: Недра, 1997. - 648 с.

81. Касьянов, В. М. Турбобуры Текст. / В. М. Касьянов. М.: Гостоптех-издат, 1959.- 114 с.

82. Кейн, С. А. Развитие методик расчета траекторий направленных скважин Текст.: дисс. . канд. техн. наук / Светлана Александровна Кейн. М.: 1996.-217 с.

83. Кирхгоф, Г.Р. Механика Текст. / Г.Р. Кирхгоф. Изд-во акад. наук СССР, 1962.

84. Кисельман, М. JI. Определение сил трения в искривленных скважинах Текст. / M.JI. Кисельман // Нефтяное хозяйство. 1960. - №9.

85. Любимов, Б. Г. Исследование влияния некоторых конструктивных параметров турбин турбобуров на их эффективность Текст. / Б. Г. Любимов // Журнал «Вестник машиностроения». 1959. - №12. - С. 3-7.

86. Любимов, Б. Г. Расчет конструктивных параметров турбин турбобуров и их характеристик с учетом параметров циркуляционной системы и насосной установки Текст. / Б. Г. Любимов // Труды ВНИИБТ, вып. XXIV. 1970. -С. 154-163.

87. Любимов, Г. А. Редукторный турбобур для глубокого бурения Текст. / Г. А. Любимов // Журнал «Нефтяное хозяйство». 1960. - №1. — С. 38-43.

88. Любимов, Б. Г. Экспериментальное исследование эффективности методов закрутки лопаток в турбинах турбобуров Текст. / Б. Г. Любимов, И. Г. Зеленюк // Журнал «Нефтяное хозяйство». — 1959. №11. — С. 29-34.

89. Любимов, Г. А. Теория и расчет осевых многоступенчатых турбин турбобуров Текст. / Г. А. Любимов, Б. Г. Любимов. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 180 с.

90. Любимов, Б. Г. О влиянии густоты решетки профилей на характеристику турбины Текст. / Б. Г. Любимов, А. Н. Шиндин // Труды ВНИИБТ, вып. XVI. 1966. - С. 64-73.

91. Любимов, Б. Г. О влиянии технологии изготовления турбин на характеристику турбобура Текст. / Б. Г. Любимов, А. Н. Шиндин // Труды ВНИИБТ, вып. XVI. 1966. - С. 74-81.

92. Майоров, И.К. Спиральный продольный изгиб колонны труб в скважине Текст. / И.К. Майоров // Нефтяное хозяйство. 1966. - №7.

93. Максименко, М. Е. Низкочастотный резонанс бурильной колонны в вертикальной скважине и способ его устранения Текст. / М. Е. Максименко, В. В. Симонов, Е. К. Юнин. М.: ВИНИТИ, 1993. - 43 с.

94. Миракян, В. И. Система автоматического управления процессом турбинного бурения^Текст. / В. И. Миракян, Ю.* Р. Иоанесян Ю: Р., В1 Н. Щукин Е. Я. Лапига // Научно-технический журнал «Бурение» 2002. - №2.

95. Михарев, В1. В*. Строительство кустовых направленных скважин Текст.: научная»монография / В. В. Михарев, В. Ф. Буслаев, Н. М. Уляшева Ю: Л1 Логачев. Ухта: Региональный Дом печати, 2004. - 230 е.: ил.

96. Мищенко, Р. Н: Анализ и разработка методик, контроля и управления, траекторией ствола скважины и режимами бурения Текст.: дипломная работа / Р. Н. Мищенко. Ухта: УГТУ, 2006. - 149 е.: ил.

97. Нефтегазовое-обозрение Шлюмберже Текст. // в 2т., т.2. 1997. -№2. -67 с.

98. Оганов, С. А. Разработка и внедрение рациональной технологии бурения глубоких наклонных скважин Текст.: дис. . докт. техн. наук / С. А. Оганов. Баку: АзИНХ, 1972.

99. Осипов, П. Ф. Использование зависимости проходки на долото за один оборот от осевой нагрузки для оптимизации режима бурения в промысловых условиях Текст. / П. Ф. Осипов // Научно-технический журнал» «Бурение». — 1974.-№11.-С. 8-11.

100. Осипов, П. Ф. Причины прихватов бурильных колонн в желобах Текст. / П. Ф. Осипов // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2006. - №5. - С. 17—19.

101. Осипов, П. Ф. Оптимизация режимов бурения гидромониторными шарошечными долотами Текст. / П. Ф. Осипов, Г. Ф. Скрябин. Ярославль: Медиум-пресс, 2001. - 239 с.

102. Осипов, П. Ф. Опыт управления интенсивными колебаниями бурильной колонны Текст. / П. Ф: Осипов, Е. К. Юнин, С. А. Краснов // Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на-суше и на море». 2004. - №12.

103. Палий, П. А. Буровые долота Текст.: Справочник / П. А. Палий, К. Е. Корнеев. М.: Недра, 1971.-446 с.

104. Попов, Е. П. Нелинейные задачи статики тонких стержней Текст. / Е. П. Попов. -ГИТТЛ, 1948.

105. Попов, В. В. Основы научных исследований Текст.: учебник для технических вузов / В: В. Попов, В. И. Крутов, И. М. Грушко [и др.]. М.: «Высшая школа», 1989. - 400 е.: ил.

106. Поташников, В. Д. Децентратор забойного двигателя Текст. / В. Д. Поташников [и др.] // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». — 1998.- №9. -С. 15-17.

107. Разработка технических средств для бурения наклонно направленных, горизонтальных и разветвленных разведочно-эксплуатационных скважин. Отчет о НИР / УГТУ; рук. Кобрунов А. И.; исполн. Буслаев В. Ф. Ухта: УГТУ, 2001.-121 е.: сил.

108. Саркисов, Г. М. Расчеты бурильных и обсадных колонн Текст. / Г. М. Саркисов. -М.: Недра, 1971.

109. Сароян, А. Е. Бурильные колонны в глубоком бурении Текст. / А. Е. Сароян. -М.: Недра, 1979.

110. Сароян, А. Е. Бурильные трубы в глубоком бурении Текст. / А. Е. Сароян. М.: Недра, 1980. - 232 с.

111. Сароян, А. Е. Влияние продольных колебаний бурильной колонны на усилие, передаваемое долоту Текст. / А. Е. Сароян // Вопросы бурения нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку: 1985. - С. 74—79.

112. Сароян, А. Е. Основы расчета бурильных колонн Текст. / А. Е. Сароян. -М.: Гостоптехиздат, 1961. 172 с.

113. Сароян, А. Е. Проектирование бурильных колонн Текст. / А. Е. Сароян -М.: Недра, 1971.

114. Сароян, А. Е. Теория и практика работы бурильной колонны Текст. / А. Е. Сароян. -М.: Недра, 1990.-263 е.: ил.

115. Сердюк, Н. И. Расчеты в бурении Текст.: справочное пособие / Н. И. Сердюк, Р. А. Ганджумян, А. Г. Калинин. М.: РГГРУ, 2007. - 668 с.

116. Симонов, В. В. Разрушение горных пород шарошечными^ долотами Текст. / В. В. Симонов, Ю. А. Палащенко, Е. К. Юнин. М.: «ВИНИТИ», 1977.-С. 50-52.

117. Симонянц, JI. Е. О малоцикловом усталостном разрушении бурильных труб Текст.' / JT. Е. Симонянц, К. И. Джафарок // Научно-технический журнал «Азербайджанское нефтяное хозяйство». 1984. - №12. — С. 26-29.

118. Симонянц, JI. Е. Исследование динамики работы шарошечных долот в забойных условиях Текст. / JI. Е. Симонянц, А. М. Некрасов // Научно-технический журнал «Бурение». 1969. - №6. - С. 10-13.

119. Султанов, Б. 3. Управление устойчивостью1 и динамикой бурильной колонны Текст. / Б. 3. Султанов. -М.: Недра, 1991. -208 с:

120. Султанов, Б. 3. Работа бурильной колонны в скважине Текст. / Б. 3. Султанов, Е. И. Ишемгужин [и др.]. М<: Недра, 1973. - 216 с.

121. Султанов, Б. 3. Техника управления динамикой бурильного инструмента при проводке глубоких скважин Текст. / Б. 3. Султанов, М. С. Габдрахи-мов, Р. Р. Сафиуллин, А. С. Галеев. М.: Недра, 1997. - 165 с.

122. Сушон, Л. Я. К расчету компоновки низа бурильной колонны, применяемой для безориентированного управления зенитным углом Текст. / Л. Я. Сушон, М. П. Гулизаде М. П. [и др.] // Научно-технический журнал «Нефтяное хозяйство». 1974'. -№1.-С. 13-16.

123. Фаин, Г. М. Проектирование и эксплуатация бурильных колонн для глубоких скважин Текст. / Г. М. Фаин, Л. С. Неймарк. М.: Недра, 1985. -237 с.

124. Фоменко, Ф. Н. Бурение скважин электробуром Текст. / Ф. Н. Фоменко. -М.: Недра, 1974.

125. Федоров, В. С. Теоретические основы режимов турбинного бурения Текст. / В. С. Федоров // Труды ГрозНИИ, вып. 13. 1954. - С. 37-67.

126. Филимонов, Н. М. Расчет рабочих характеристик турбобуров Текст.!/ Н. М. Филимонов, Л. С. Неймарк II Научно-технический^ журнал «Нефтяное хозяйство». 1971. - №9. - С. 7-11.

127. Филимонов, Н. М. Колебания нижней части бурильного инструмента при работе долота Текст. / Н. М. Филимонов, М. Р. Мавлютов // Изв. вузов, нефть и газ. 1964. -№10. - С. 19-23.

128. Филимонов, Н.* М. О динамическом взаимодействии зубца шарошечного долота с породой Текст. / Н. М. Филимонов, А. И. Спивак, А. Н. Попов // Научно-технический журнал «Нефть и газ». 1963. — №1. - С. 35-41.

129. Филимонов, Н. М. Разработка нагружающего устройства для создания осевой нагрузки на долото Текст. / Н. М. Филимонов, А. М. Баев [и др.] // Проблемы нефти и газа: тезисы докладов республ. научно-технич. конференции. Уфа: УНИ, 1981.

130. Хегай, В. К. Задача о вращении бурильной колонны в скважине криволинейного профиля Текст. / В. К. Хегай // Тез. докл. III Всерос. совещания-семинара зав. кафедрами теорет. мех. вузов Российской Федерации, июнь 2004. Пермь, 2004. - С. 142-146.

131. Хегай, В. К. Исследование вращающего момента на роторе при наклонном бурении Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр.: матер, научно-технической конф. (20-23 апр. 2005). Ухта: УГТУ, 2005. - С. 128-131.

132. Хегай, В. К. К вопросу исследования поперечной устойчивости движения долота с бурильной колонной* Текст. / В: К. Хегай,// Актуальные проблемы геологии нефти и газа: матер. II региональной научно-практической конф. Ухта: УИИ, 1999: - G. 197-201.

133. Хегай; В. К. К вопросу определения осевой нагрузки при наклонно направленном бурении / В. К. Хегай // Сбор. Науч. тр.: матер, научно-технической конф. (20-23 апр. 2005). Ухта: УГТУ, 2005. - С. 291-293.

134. Хегай, В. К. О крутильных колебаниях бурильной колонны при проводке искривленных скважин Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр.: матер, науч.-техн. конф. (15-17 апреля 2003). Ухта: УГТУ, 2004. - С. 171-172.

135. Хегай, В. К. О нагруженности долота при наклонно направленном!бурении Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр;: матер, науч.-техн. конф. (20-23 апреля 2005г). Ухта: УГТУ, 2005. - С. 131-134.

136. Хегай, В. К. О продольных колебаниях колонны при проводке искривленных скважин Текст. / В. К. Хегай // Сбор. науч. тр.: матер, науч.-техн. конф. (15-17 апреля 2003г). Ухта: УГТУ, 2004. - С. 169-171.

137. Хегай, В. К. Исследование динамики бурильной колонны при проводке ' наклонных скважин Текст. / В. К. Хегай // Механика и процессы управления. Труды XXXII Уральского семинара. Екатеринбург: УрО РАН, 2002. -С.184-195.

138. Хегай, В. К. Исследование крутильных колебаний бурильной»колонны при наклонно направленном бурении Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин // Сб. науч. трудов: матер, науч.-тех. конф. (15-16 апреля 2002г). Ухта: УГТУ, 2003.-С. 88-93.

139. Хегай, В. К. Математическая модель бурильной колонны при квазистатическом режиме бурения Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин // Материалы на-учно-техн. конф. 19-22 апреля 2005г-Ухта: УГТУ, 2006. С. 134-137.

140. Хегащ В. К. Об устойчивости движения бурильной колонны при проводке вертикальных скважин* Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин // Изв. вузов, нефть и газ. М., 2004. - С. 38^3.

141. Хегай, В. К. К вопросу определения вращаю-шего момента.на роторе при наклонно направленном бурении Текст. / В. К. Хегай, Е. К. Юнин, П. Ф. Осипов // Сбор. науч. тр.: матер, науч.-техн. конф. (20-23 апр. 2005г). -Ухта: УГТУ, 2005. С. 294-296.

142. Юнин, Е. К. Влияние бурильной колонны на выбор параметров режима бурения Текст. / Е. К. Юнин // Фундаментальные проблемы нефти и газа: сб. докл. всероссийская научн, конф. в 3 т., т.З М.: ГАНГ им. Н.М. Губкина, 1994.-С. 127-135.

143. Юнин, Е. К. Влияние волновых процессов на эффективность разрушения горных пород Текст. / Е. К. Юнин, В. В. Симонов. М.: ВИНИТИ, 1994. -118 с.

144. Юнин, Е. К. Динамика глубокого бурения Текст. / Е. К. Юнин, В. К. Хегай. М.: Недра, 2004. - 286 с.

145. Coiled Tubing ВНА Orienteer for Directional and Horizontal Drilling Текст. / Technology update. Sperry — Sun, winter 1995.

146. Delleinger T. Directional technology will extend drilling reach Текст. // W. Gravley, G. Tolle. Oil Gas. Journal, 1980. - №5.

Информация о работе

Мищенко, Роман Николаевич
кандидата технических наук
Ухта, 2009
ВАК 25.00.15

Диссертация

Контроль и управление параметрами режима бурения наклонно направленных скважин с применением навигационных телесистем - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы