Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации по теме "Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями"
На правах рукописи
ДВОЙНИКОВ МИХАИЛ ВЛАДИМИРОВИЧ
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН МОДЕРНИЗИРОВАННЫМИ ВИНТОВЫМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ (научное обобщение, результаты исследований и внедрения)
Специальность: 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
2 4 У АР 2011
Тюмень - 2011
4841523
Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТгомГНГУ)
Научный консультант - доктор технических наук, профессор
Овчинников Василий Павлович
Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор
Ишбаев Гиният Гарифуллович -доктор технических наук Балденко Дмитрий Федорович -дрктор технических наук Киреев Анатолий Михайлович
Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью
«Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТтоменНИИгипрогаз»)
Защита состоится 08 апреля 2011 года, в 09-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб. 32.
Автореферат разослан 07 марта 2011 года.
Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.273.01, доктор технических наук, профессор
Г.П. Зозуля
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
При строительстве нефтяных и газовых скважин в настоящее время в качестве привода долота нашли достаточно широкое применение винтовые забойные двигатели (ВЗД), обеспечивающие в России от 50 до 60 % всего объема бурения. В качестве технологического приема повышения эффективности бурения с ВЗД используют одновременное периодическое или постоянное вращение бурильной колонны ротором, либо верхним приводом. Производственники данный способ называют комбинированным. Его использование позволяет осуществлять бурение скважин различной глубины с разными типами профиля, широким диапазоном изменения вида и свойств промывочных жидкостей, параметров режима бурения, а также с применением разных конструкций и типоразмеров породоразрушающего инструмента.
При сложившейся на сегодня технологии бурения отмечаются проблемы, связанные с нестабильностью работы ВЗД, их остановками, низким сроком службы рабочих органов (РО), а также авариями (отворотами, разрушениями элементов ВЗД) компоновки бурильной колонны (БК). В частности, сроки работы двигателей, в зависимости от типоразмера и условий эксплуатации, составляют от 90 до 235 ч, а отказы ВЗД по данным буровых компаний ООО «Газпром бурение» и «КСА ЭеШац» - от 5 до 12 в год, что приводит к длительным восстановительным работам в скважине, либо полной ликвидации последней.
Указанные явления обусловлены следующим: отсутствием информации о фактической осевой нагрузке на долото, влияющей на работу системы «БК -ВЗД - долото»; чередованием разбуриваемых пород с разными физико-механическими свойствами; применением долот, обладающих повышенной моментоёмкостью; низким качеством изготовления элементов рабочих органов и конструктивными особенностями силовой секции двигателя, а также рядом других малосущественных факторов.
Цель работы
Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин разработкой методов контроля и оперативного управления режимами работы породоразрушающего инструмента, обеспечением устойчивого режима работы низа бурильной колонны, увеличения энергетических характеристик и межремонтного периода ВЗД.
Основные задачи исследований
1. Анализ результатов технических и технологических решений, направленных на повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин с применением ВЗД.
2. Исследование энергетических характеристик и износостойкости рабочих органов предложенного героторного механизма в зависимости от времени отработки ВЗД в условиях скважины.
3. Обоснование метода регулирования энергетических характеристик героторного механизма модульного исполнения для обеспечения требуемых параметров бурения скважины и повышения срока службы ВЗД.
4. Разработка, исследование и испытания ВЗД с РО модульного исполнения.
5. Анализ и разработка методики определения и контроля фактической нагрузки на долото, частоты вращения бурильной колонны для оперативного управления и автоматизированного контроля параметров бурения с применением ВЗД.
6. Опытно-промышленное внедрение разработанных технических средств и технологии бурения скважин. Анализ полученных результатов. Разработка нормативных документов.
Объект и предмет исследования. Объектом исследования является бурение скважин, предметом - методологические и технологические решения, направленные на повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин с применением ВЗД.
Научная новизна
1. Научно обоснован способ повышения энергетических характеристик ВЗД и увеличения его срока службы, основанный на изменении конструкции силовой секции, обеспечивающей снижение инерционной и увеличение гидравлической сил в рабочих органах двигателя, за счет изготовления ротора героторного механизма модульного исполнения.
2. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено увеличение энергетических параметров (момент на валу, мощность, давление в рабочих камерах, нагрузочная способность) героторного механизма, снижение крутильных колебаний ВЗД в зависимости от угла разворота соосно
объединенных модулей относительно друг друга. Дано объяснение увеличению срока службы ВЗД.
3. Теоретически объяснено и экспериментально подтвержден механизм момситпо-силового взаимодействия элементов системы «БК-ВЗД -долото» при комбинированном способе бурения нефтяных и газовых скважин с использованием серийных и модернизированных двигателей.
4. Разработана методика определения фактической нагрузки на долото и частоты вращения БК, позволяющая обеспечить повышение скорости процесса бурения, устойчивость работы винтового забойного двигателя, а также безаварийность проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин комбинированным способом.
Основные защищаемые положения
1. Научное обоснование возможности изменения векторов сил иагружепия статора РО, влияющих на эксплуатационные характеристики ВЗД, без изменения геометрических параметров винтовых поверхностей героторного механизма.
2. Компоновка героторного механизма с ротором модульного исполнения, позволяющая снизить уровень крутильных колебаний ВЗД, повысить запас его устойчивости и срок службы, а также рабочие характеристики двигателя. Решение положено в основу создания новых типов конструкций ВЗД.
3. Научное обоснование необходимости изменения методики оперативного управления режимами бурения нефтяных и газовых скважин введением этапа оперативной корректировки осевой нагрузки на долото, определяемой по моментносиловым и частотным характеристикам бурильной колонны и ВЗД.
4. Методика определения и контроля фактической осевой нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны, которая позволяет обеспечить устойчивость работы винтового забойного двигателя, что способствует безаварийному бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Практическая ценность и реализация работы
По результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены при строительстве нефтяных и газовых скважин:
- конструкция винтовых забойных двигателей с увеличенным сроком службы, содержащая героторный механизм модульного исполнения (патент № 2345208);
- методика определения и контроля фактической нагрузки на долото, а также частоты вращения бурильной колонны в процессе углубления забоя наклонно направленных и горизонтальных скважин (патент № 2361055). Рекомендованы оптимальные значения угловой скорости бурильной колонны в зависимости от нагрузки на долото по данным станции ГТИ и дифференциального момента, обеспечивающие стабильную безаварийную работу системы и выполнение условия, при котором тормозная нагрузка ВЗД будет больше фактической осевой нагрузки на долото.
- нормативные документы: регламент технического обслуживания и ремонта ВЗД модульного исполнения; регламент на бурение скважин с ВЗД модульного исполнения в ОАО «Газпром»; рекомендации по применению методики определения осевой нагрузки на долото, контролю параметров бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин; программ на бурение скважин Заполярного, Ямбургского, Уренгойского, Урненского месторождений ВЗД модульного исполнения с использованием методики определения фактической осевой нагрузки на долото и контролю параметров бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Технические и технологические разработки внедрены в филиале Уренгой бурение ООО «Газпром бурение», ОАО «ТНК-ВР», ООО «ТНК-Уват» при строительстве скважин на месторождениях: Заполярное, Ямбургское, Уренгойское, Урненское. Сроки строительства скважин сократились в среднем на 4 суток, за счет увеличения механической скорости бурения на 12 - 15 %.
Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований используются на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин», в учебных центрах ТюмГНГУ при проведении лекционных занятий для подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового направления.
Апробация работы
Основные положения и результаты исследований докладывались на: ежегодных семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ (Тюмень, 2004 - 2010); 1-й, 2-й, 3-й Всероссийских научно-практических конференциях Западно-Сибирского общества молодых
инженеров-нефтяников при ТюмГНГУ, Society of Petroleum Engineers (SPE) «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень - 2007, 2008, 2009); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень - 2007, 2009); Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень 2007); Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008).
Публикации
По материалам исследований опубликованы 52 научные работы, в том числе 33 статьи (из них 16 в издательствах, рекомендованных ВАК РФ), 7 тезисов и докладов на Международных, Всероссийских конференциях. Издано 3 монографии и 1 учебное пособие. Получено 8 патентов РФ.
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, шести разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (177 наименований). Работа изложена на 371 странице машинописного текста, содержит 42 таблицы, 115 рисунков и 22 приложения.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении представлена актуальность работы, обозначены направления и пути решения затронутых проблем, сформулированы цель работы и основные задачи исследований.
В первом разделе представлены результаты анализа исследований технических решений в области совершенствования серийно выпускаемых забойных двигателей для бурения скважин.
На протяжении 40 лет отечественная практика строительства нефтяных и газовых скважин базировалась на высокоскоростном бурении с применением многоступенчатых безредукторных турбобуров, характеристики которых, при использовании в качестве породоразрушающего инструмента современных высокомоментных долот (матричных, PDC), не позволяют получать требуемые параметры режима углубления скважины. На сегодняшний день в качестве привода долота широкое применение нашли ВЗД - машины объемного принципа действия, обладающие более высокими энергетическими
характеристиками, отвечающие требованиям новых конструкций породоразрушающего инструмента, а также технологиям их использования при проводке наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Большой вклад в конструирование, создание и усовершенствование героторных машин, а также в исследование рабочих процессов ВЗД для бурения и капитального ремонта скважин внесли отечественные ученые: Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, Т.Н. Бикчурин, М.Г. Бобров, Ю.В. Вадецкий, М.Т. Гусман, Ю.А. Коротаев, A.M. Кочнев, В.А. Каплун, С.С. Никомаров и др., а также зарубежные специалисты: Y. Forrest, M. Garrison, Т. Hudson, R . Moineau, V. Tiraspolsky, W. Tcshirky, R. Yurgens, K. Wenzel и др.
Анализ результатов их исследований показал, что серийно выпускаемые отечественные и зарубежные двигатели обладают одинаковой управляемостью в процессе бурения скважин. Зарубежные героторные механизмы, по сравнению с аналогичными российскими машинами, имеют увеличенный моторесурс рабочих органов (от 65 до 120 ч), а двигатели российских производителей (двигатели диаметром более 127 мм) отличаются повышенными показателями энергетических характеристик. При этом общей проблемой является отказ ВЗД, а также невысокий показатель времени их работы.
В таблице 1 приведены сведения по наработке (ресурсе) ВЗД при бурении скважин на Приобском, Лянторском, Средне-Балыкском, Кулунском, Кальчинском, Уренгойском, Ямбургском и Заполярном месторождениях.
Таблица 1 - Срок службы, применяемых ВЗД по ряду буровых компаний
Буровая компания (предприятие) Тип ВЗД
ДГР-178 Д2-195 Д2-172 Д5-195 ДРУ -172 д - 172 PC G1-172 Grifits Sp. Drill-178 D675-172Drilex
Кинематическое отношение
7:8 1 9:10 | 7:8 | 9:10 | 7:8 | 9:10 | 7:8 | 7:8 | 7:8
Длина рабочей пары, мм
3600 1 2300 1 2400 j 2400 | 2400 | 2400 | 2350 | 3000 ) 2400
Срок службы ВЗ Д,ч
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
ОАО «Сургутнефтегаз» 134 90 170 175 199 214 240 196 195
ООО «Газпром бурение» 146 139 168 198 214 212 235 - -
Продолжение таблицы 1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
«ТНК-ВР» (НБН) 127 154 154 186 204 232 227 264 -
ОАО «Лукойл» (БК Евразия) 162 186 176 210 238 239 208 229 205
«Schlumberger» fCGK) 153 - - 185 234 245 266 247 212
Среднее значение срока службы ВЗД, ч
144 | 142 | 167 1 190 | 218 | 228 \ 235 | 231 | 204
Анализ проведен по результатам бурения скважин ВЗД в равнозначных технико-технологических условиях. Интервал бурения от 800 до 3000 м (бурение из-под кондуктора) - геологический разрез представлен преимущественно аргиллитом, алевролитом, песчаником, известняком; плотность бурового раствора от 1100 до 1150 кг/м3; содержание песка в буровом растворе не более 1,14 %; система очистки - четырехступенчатая, фирмы «Derik», «Swaco»; нагрузка на долото - от 40 до 120 кН; Гфоизводгпелыюсть насосов - от 0,024 до 0,036 м3/с; зенитный угол - от 14 до 86°.
Срок службы их работы в среднем по всем видам ВЗД составляет от 144 до 275 ч (см. таблицу 1). С таким показателем наработки возможно использование ВЗД только на двух скважинах глубиной от 2500 до 3000 м.
Причинами недостаточно высокого ресурса ВЗД являются: абразивный износ рабочих органов, ограниченный температурный диапазон работы эластомера статора, деформация его эластичной обкладки, что приводит к смещению ротора в радиальном направлении под действием силовых факторов, а также поперечные колебания ротора и корпуса двигателя.
Известно, что ВЗД состоит из силовой (двигательной) и шпиндельной секции. Зубья статора и ротора силовой секции, имеющие соответственно внутренние и наружные винтовые линии левого направления с разностью количества зубьев, равной единице, образуют замыкающиеся на длине шага статора герметичные рабочие камеры. В результате этого ось ротора смещена относительно статора на расстояние эксцентриситета, равного половине высоты зуба. Под действием гидравлической силы бурового раствора, подаваемого насосами, ротор совершает планетарное движение. Из-за данной конструктивной особенности (неравномерности вращения ротора) и пульсации
бурового раствора возникают крутильные колебания двигателя, снижающие запас устойчивости (потерю мощности) ВЗД. Конструктивные изменения профилей и формы рабочих органов, их геометрических параметров, а также секционирование силовых секций, не позволяют снизить уровень крутильных колебаний ВЗД, увеличить запас его устойчивости и срок службы.
Частичным решением проблемы износа РО является применение смазочных добавок к буровым растворам. Однако они не во всех случаях обеспечивают необходимые реологические параметры буровых растворов. Кроме того, сведения о влиянии триботехнических свойств растворов па возможность продления срока службы ВЗД отсутствуют. Выход из строя упругоэластичной обкладки статора героторной машины, по причине износа и невозможности ремонта (реставрации) ограничивает дальнейшую их эксплуатацию.
Изложенное обусловило необходимость разработки конструкций, обеспечивающих требуемые параметры бурения скважин: моментоемких героторных механизмов; устройств, повышающих пусковые характеристики объемных двигателей; двигателей с увеличенным сроком службы.
Во втором разделе представлены результаты анализа исследований и разработок технических средств и технологий, направленных на оптимизацию режимов бурения и автоматизацию процесса углубления наклонно направленных и горизонтальных скважин с винтовыми забойными двигателями.
Известно, что при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин часть осевой нагрузки до долота не доводится. Изменение осевой нагрузки и соответствующее ей изменение механической скорости бурения объясняется силами сопротивления (трения), возникающими между стенками скважины и БК. Трение бурильного инструмента обусловлено физико-механическими свойствами разбуриваемых горных пород и углом закручивания бурильной колонны вследствие восприятия реактивного момента двигателя, влияющего на ее пространственное положение в скважине. При работе объемного двигателя в тормозном режиме БК испытывает максимальные напряжения в нижней части компоновки. При достижении критических значений реактивного момента возможен отворот резьбовых соединений компоновки (шпинделя, корпуса двигателя и т.д.) или излом гибкого вала
(торсиона) ВЗД. В таблице 2 представлены сведения по количеству и причинам отказа ВЗД при бурении скважин.
Таблица 2 — Количество и причины отказа ВЗД
Буровая Тип забойного Интервал Коли- Причина отказа
компания двигателя бурения,м чество
Филиал Д5-172 1365-1440 2 Слом торсиона
Уренгой 1478-1567 1 Слом ротора
бурение ДР-172 (1° 15') 2786-2845 1 Слом торсиона
ООО Д-240 2591-2703 2 Отворот переводника шпинделя
«Газпром 3335-3416 1 Слом торсиона
бурение» ДГР-178 3276-3295 2 отворот корпуса в месте
соединения регулятора угла
Общее количество отказов 9 (5,6 %)
«КСА Sp. Drill-J VI 2474-2527 1 Отворот переводника шпинделя
Deutag D775-l95Drilex 1878-1893 2 Отворот корпуса в месте
Drilling Соединения регулятора угла
GmbH» Dytia-Drill F2000-171 2499-3036 1 Отворот шпинделя
Navi-Dri ll(M 1 XL)-171 2273-2289 2 Отворот переводника шпинделя
Общее количество отказов 6 (3,1 %)
ООО «PH- ДРУ-172РС 2349-2363 1 Слом полумуфты шпинделя
Бурение» ДГР-178 3123-3145 1 Отворот шпинделя
ОАО Д-172 PC 2579-2584 1 Слом торсиона шпинделя
«Роснефть» ДЗ-195 3024-3041 1 Слом корпуса
Д2-195 2771-2780 1 Слом ротора
Д5-195 2878-2897 2 Отворот шпинделя, слом торсиона
Общее количество отказов 7 (2,9 %)
В филиале Уренгой бурение ООО «Газпром бурение» за 2008 год произошло девять, в компании «КСА Deutag» шесть, а в ООО «РН-Бурение» ОАО «Роснефть» семь аварий, связанных с отказами ВЗД. Основной причиной этих аварий является недостаточный оперативный контроль за параметрами бурения, а именно, нагрузкой на долоте. Отворот резьбовых соединений происходил в процессе бурения скважины комбинированным способом и в случае подъёма инструмента (с промывкой) с одновременным его проворачиванием верхним приводом.
Оставление на забое элементов ВЗД в результате отворота, является одной из сложных видов аварий в скважине. Их ликвидация связана с огромными материальными и техническими затратами. Несмотря на кажущийся низкий процент аварий (относительно пробуренных скважин в течение года от 2,9 до 5,6 %), затраты на их ликвидацию составляют в среднем ог 25 до 115 млн. рублей.
Большой вклад в решение' задач, связанных с автоматизацией и оперативным контролем параметров бурения, внесли исследования Т.Н. Бикчурина, Д.Ф. Балденко, Г.Д. Бревдо, П.В. Балицкого, Г.А. Кулябина, Ю.В. Кодзаева, Э.Е. Лукьянова, Н.Ф. Лебедева, М.Р. Мавлютова, В.П. Овчинникова, А.Н. Попова, А.И. Рукавицина, А.И. Спивака, Б.З. Султанова, Н.М. Филимонова, B.C. Федорова, Е.К. Юнина и д.р.
Ими предложены эмпирические зависимости, а также практические способы оперативного контроля за режимами углубления забоя определением осевой нагрузки на забой. Существенным недостатком является использование большого количества коэффициентов, учитывающих влияние технико-технологических и геологических факторов, которые имеют достаточно широкий диапазон варьирования.
На сегодняшний день оперативный контроль (управление) за режимами » 1
бурения с учетом корректировки текущего положения оси горизонтальной скважины обеспечивается станциями геолого-технических исследований (ГТИ). Наиболее широкое применение нашли станции AMT-12J, Мега-АМТ компании ООО «AMT» и АПК «Волга», а также Геотесг-5 компании ОАО НПФ «Геофизика».
Оперативное управление режимом бурения, в частности осевой нагрузкой на долото, основано на автоуправлении: подаче бурового инструмента (регуляторами подачи долота - РПД); блоками управления осевой нагрузкой на долото - БАУ) и др.; приводом ротора; приводом буровых насосов (использование параметров состояния приводного двигателя бурового насосного агрегата БНА с РПД); момента двигателя, регистрации разницы перепадов давления в двигателе при его работе в рабочем режиме и режиме холостого хода; тензодатчиками, устанавливаемыми в немагнитном переводнике над двигателем.
Разработанные и прошедшие промысловые испытания системы автоматического управления подачей инструмента при бурении (система автоматического управления поддержания осевой нагрузки на долото) имеют следующие ограничения: невозможность их применения в условиях часто перемежающегося разреза с резко различными по механическим свойствам породами и сильного искривления ствола скважины; невозможность осуществления автоматического поиска и поддержания оптимального значения
нагрузки для каждой разбуриваемой литологической разности пород без остановки процесса бурения; сложность определения и контроля нагрузки на долото, влияющей на силовое взаимодействие элементов системы «БК-ВЗД-долото» при бурении скважин комбинированным способом.
Невозможность определения нагрузки по перепаду (изменению) давления в манифольде буровой установки, величине снижения (потере) веса бурильной колонны, а также использование датчиков, устанавливаемых в телеметрических навигационных системах, настройка которых производится по оптимальной энергетической характеристике двигателя, напрямую связаны с износом рабочих органов ВЗД в процессе его работы или возможным салъникообразованием или износом долота.
Изложенное обусловливает необходимость проведения исследований по изучению работы системы «БК - ВЗД - долото» для оперативного управления режимами бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин при бурении скважин комбинированным способом, обеспечения безаварийности их проводки введением этапа оперативной корректировки осевой нагрузки на долото, определяемой по силовым и частотным показателям работы ВЗД и бурильной колонны.
В третьем разделе представлены методика, методы и результаты проведенных исследований износостойкости рабочих органов ВЗД, изменения диаметров ротора и эластомера статора, их влияние на диаметральный натяг в паре ротор-статор; параметров РО героторного механизма модульного исполнения и уровня крутильных колебаний (вибраций); энергетических характеристик отработанных (изношенных) двигателей в условиях скважины и разработанного ВЗД с героторным механизмом модульного исполнения.
Для проведения исследований при решении поставленных задач использовались: микрометры и калибры; виброметр ОКТАВА 101В; стенд для исследования энергетических характеристик гидравлических машин Griffith TORQUEMASTER JUNIOR 1289.
Исследования износостойкости РО проводились по отработанным винтовым двигателям типа Д2-195 (от 20 до 100 ч) в равнозначных геолого-технологических условиях бурения скважин с интервалом бурения от 2100 до 3000 м (разрез представлен преимущественно песчаником, известняком); плотностью бурового раствора - от 1100 до 1150 кг/м3; содержание песка в
буровом растворе - ее более 1,14 %; система очистки - четырехступенчатая фирмы «Denk», «Swaco»).
Для проведения исследований параметров РО в зависимости от угла разворота модулей относительно друг друга использовался «автоматизированный гидравлический ключ», входящий в состав стенда.
Контроль угла разворота модулей относительно друг друта (cpi) осуществлялся транспортиром, а также методом оттиска (печати). Суть метода заключалась в следующем. При изменении угла ф| модулей происходит смещение винтовой линии ротора. Поэтому первоначально для определения смещения зубьев модулей, поверхности винтовых линий (вершин зубьев) покрываются смазкой или красятся маркером. Затем производится наложение на них материала (например, лист бумаги) и снимается оттиск измененного направления винтовой линии вершины зубьев 3 и 4 винтовой линии модулей 1, 2 (рисунок 1).
Рисунок 1 - Оттиск винтовой
поверхности модулей, развернутый профиль винтовой линии
Далее измеряют смешение Л винтовой линии модулей и рассчитывают величину угла ср | по формуле
ф! — 2яЛ//, (1)
где к - смещение винтовой линии, мм; 2л - в град. (360°); / - длина окружности, причем / = с!/— наружный диаметр ротора по вершинам зубьев, мм.
Изучение изменения диаметрального натяга от соотношений диаметров эластомера и ротора, и его влияние на энергетические характеристики проводились с учетом разной степени износа РО (после отработки тридцати двигателей Д2-195 в скважине — 20, 40, 60, 80, 100 ч). Для нового двигателя принималось: коэффициент натяга се~ 0,10; эксцентриситет е в пределах 4,5
мм; диаметр ротора по вершинам зубьев с1г = 125,54 мм; диаметр эластомера статора но впадинам ¿с = 134,76 мм; диаметральный натяг <5 = 0,47 мм. Результаты исследований представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Результаты исследования параметров РО и энергетических характеристик Д2-195 в зависимости от времени отработки в скважине
Пор. ÍIOM. Время работы в скважине, ч Диаметр ротора по вершинам зубьев, мм Внутренний диаметр статора по впадинам, мм Диаметральный натяг, мм Энергетические характеристики ВЗД (при Qcunsi~0,030 м3/с; п=10,4 с'1)
Давление в двигателе, МПа Момент на валу двигателя, кНм
1 20 125,54 134,76 0,47 6,50 7,200
2 20 125,55 134,95 0,45 6,50 7,180
3 20 125,53 135,16 0,42 6,30 7,190
4 20 125,55 135,33 0,45 6,30 7,200
5 20 125,54 135,28 0,46 6,40 7,175
6 20 125,55 135,41 0,43 6,30 7,180
Среднее значение 125,54 135,29 0,44 6,35 7,185
7 40 125,53 135,57 0,41 5,40 6,720
8 40 125,52 135,54 0,40 5,40 6,870
9 40 125,53 135,61 0,40 5,35 6,532
10 40 125,51 135,78 0.39 5,30 6,250
11 40 125,52 135,76 0,39 6,00 6,045
12 40 125,53 135,89 0,38 5,25 6,105
Среднее значение 125,52 135,49 0,38 5,56 6,38
13 60 125,52 136,00 0,31 4,10 5,635
14 60 125.50 136,00 0,32 4,10 5,280
15 60 125,51 136,14 0,33 4,15 5,190
16 60 125,52 136,21 0,32 4,10 4,675
17 60 125,51 136,13 0,31 4,00 4,932
18 60 125,50 136,23 0,30 4,00 4,380
Среднее значение 125,51 136,14 0,32 4,07 4,764
19 80 125,47 136,20 0,28 3,40 3,786
20 80 125,45 136,44 0,27 3,65 3,487
21 80 125,44 136,40 0,28 3,60 3,214
22 80 125,44 136,45 0,29 3,80 2,996
23 80 125,45 136,46 0,28 3,35 2,879
24 80 125,47 136,45 0,27 3,30 2,498
Среднее значение 125,46 136,38 0,28 3,41 3,396
25 100 125,41 136,82 0,26 3,19 2,1 10
2 6 100 125,42 137,13 0,27 3,12 2,015
27 100 125,41 137,20 0,26 3,15 2,110
28 100 125,40 137,19 0,25 3,18 2,295
29 100 125,43 137,30 0,25 3,12 2,375
30 100 125,41 137,24 0,26 3,15 2,280
Среднее значение 125,4« 137,25 0,25 3,17 2,10
Из представленных сведений видно, что средний диаметр ротора по вершинам зубьев после отработки двигателя в скважине 20 часов снизился с 125,55 до 125,52 мм, а диаметр статора по впадинам увеличился с 134,75 до 135,49 мм, при этом средний диаметральный натяг уменьшился с 0,47 до 0,44 мм (рисунок 2).
-+—Диаметр статора по впадинам, мм —*—Диаметральный нэтяг, мм -•-Диаметр ротора по вершинам зубьев, мм
20 40 60 80
Время работы двигателя в скважине, ч
Рисунок 2 -Изменения параметров РО в зависимости от времени отработки Д2-195 в условиях скважины
Диаметральный натяг в паре ротор-статор после отработки двигателя в скважине в объеме 40 ч составил 0,38 мм; 60 ч - 0,32 мм; 80 ч - 0,28 мм; 100 ч - 0,25 мм. Средний диаметр ротора по вершинам зубьев после отработки двигателя в скважине в течение 100 ч снизился с 125,55 до 125,40 мм, а диаметр эластомера статора увеличился с 134,76 до 137,25 мм. Износ ротора составляет не более 0,15 мм. Установлено, что износ РО через 100 часов работы составляет 45 %, из них 33 % (наиболее интенсивный износ резинового эластомера статора) приходится на первые 60-80 ч работы двигателя в скважине.
Это обусловлено прочностными характеристиками взаимодействующих поверхностей РО (резина-сталь), повышенным начальным диаметральным натягом, а также высокими гидромеханическими сопротивлениями в рабочих органах при приработке (обкатке) винтовых поверхностей героторного механизма, вызванными действием радиальных сил.
Используя метод экспоненциального сглаживания, разработанный Р. Брауном, была оценена ожидаемая величина диаметрального натяга в
зависимости от изменения диаметров РО через 130 ч отработки двигателя в скважине, который составил 0,22 мм.
Исследования энергетических характеристик отработавших в условиях скважины двигателей, проводились в переходном режиме от оптимального к тормозному при постоянном расходе технологической жидкости <5=0,030 м3/с и поддержании частоты вращения вала ВЗД от 9,3 до 10,4 с"1.
Показано, что с уменьшением диаметрального натяга в РО с 0,47 до 0,25 мм перепад давления и момент на валу двигателя снизились: давление с 6,5 до 3,17 МПа; момент с 7,2 до 2,1 кН-м (рисунок 3).
А Момент, кНм ■ Перепад давления, МПа
Рисунок 3 - Изменение энергетических характеристик Д2-195 в зависимости от
диаметрального натяга при работе ВЗД в экстремальном режиме 0=0,030 м3/с,
г 7 2
И 6
* 5 5
í а £ & 4
1 -
2 5 3
О. £ 2
( V 0.081»3- 0.731»'. 0.655«. Я1 «0.993 7.666
■ 14^5.2
V- О.ОЗЭх1 1.037«» 7.72 9
■1 1 1 |
3 2.7
и=9,3-10,4 с"1
Диаметральный натяг, мм
Снижение энергетических характеристик двигателя приводит к снижению эффективности процесса бурения и в конечном счете к невозможности его дальнейшей эксплуатации (ввиду невозможности под держания требуемых пара метров режима бурения).
Для оценки возможности восстановления работоспособности изношенного двигателя, его дальнейшей эксплуатации проведены исследования влияния угла разворота модулей относительно друг друга на параметры РО (контактные напряжения в РО) и энергетические характеристики (изношенного) двигателя с героторным механизмом модульного исполнения.
Исследования проводились на ВЗД Д2-195, имеющих износ РО более 40 %. Характеристики экспериментального двигателя, отработавшего в скважине 100 ч, составляли: эксцентриситет е 2,5 мм; диаметр ротора по вершинам зубъев 125,40 мм; диаметр эластомера статора по впадинам с!с = 137,25 мм; <5 = 0,25.
Испытания проводились при постоянном расходе технологической жидкости <3=0,030 м3/с, имеющей равнозначные свойства (плотность, вязкость и т.д.) с параметрами бурового раствора соответствующей скважины.
Результаты исследования влияния угла разворота модулей на энергетические характеристики двигателя модульного исполнения представлены в таблице 4 и на рисунке 4.
Установлено, что с изменением угла разворота модулей от 1 до 3° увеличивается диаметральный натяг с 0,25 мм до 0,47 мм и момент двигателя с 2,0 до 5,9 кН-м. Разворот модуля на угол более 4° приводит к увеличению диаметрального натяга до 0,52 мм и росту перепада давления до 4,5 МПа, а также к снижению частоты вращения до 5,0 с"' (47 об/мин).
Таблица 4 - Результаты исследования энергетических характеристик двигателя модульного исполнения
Пор. ном. Угол разворота модулей, град Диаметральный натяг, мм Энергетические характеристики ВЗД (QConst=0,030 м3/с)
Давление в двигателе, МПа Частота вращения, с'1 Момент на валу двигателя, кНм
1 1 0,29 3,15 12,5 2,0
2 2 0,32 3,25 12 2,6
3 3 0.38 3,52 10,4 4,9
4 4 0,42 3,80 7,6 5,0
5 5 0.46 4,10 4.2 6,0
6 1 0,27 3,05 13,0 2,0
7 2 0.34 3,35 11,2 2,5
8 3 0,37 3,46 10,0 4,8
9 4 0,41 3,85 8,4 5,4
10 5 0,49 4,25 4.9 6,2
11 1 0,28 2,85 12,5 2,1
12 2 0,33 3,20 11.0 3,0
13 3 0,36 3,55 10,8 4,2
14 4 0,43 3,97 8.8 5,3
15 5 0.45 4,12 3,4 5,9
16 1 0,26 2,95 13,5 2,4
17 2 0.31 3.00 10.8 2,9
18 3 0,39 3,64 10,6 4.6
19 4 0,44 3,90 7,2 5,5
20 5 0,48 4,30 4.0 5,9
21 1 0,30 3,10 12,3 3,1
22 2 0,35 3,30 10,5 3,9
23 3 0,40 3,60 9.8 4,5
24 4 0,45 4,15 6.8 5,2
25 5 0,47 4,20 5.1 5,6
Рисунок 4 - Зависимости изменения момента
и
£ на валу, давления и ■ частоты вращения
X
5 от угла (р) разворота
£ модулей
о
о и
и ГС 7
Частота вращения вала ВЗД ниже 70 об/мин не удовлетворяет требованиям работы с моментоемкими долотами матричного исполнения, приводя к снижению механической скорости углубления скважины. Оптимальное значение частоты вращения варьируется от 70 до 120 об/мин. Следовательно, угол разворота модулей 91 должен составлять от 3 до 4°, при этом параметры работы двигателя изменятся. Увеличение частоты вращения составит от 7,4 до 10,0 с"1, а момента - от 4 до 4,9 кНм. Рекомендуемые значения угла разворота модулей в зависимости от диаметрального натяга для двигателя Д2-195 представлены в таблице 5.
Таблица 5 - Рекомендуемые значения угла разворота модулей ф1 в зависимости от диаметрального натяга в РО Д2-195
Пор. ном. Диаметральный натяг отработанного ВЗД, мм Угол разворота модулей <рь град
1 0,22 3-4,5
2 0,25 3-4
3 0,28 2,5-3.5
4 0,31 2-3
5 0,34 1,5-2,5
Изучение крутильных колебаний (вибрации) корпуса двигателя проводилось с отработанными и впоследствии восстановленными (ротор модульного исполнения) винтовыми двигателями типа Д1-195, ДГР-178.6.7.57 и ДГР-178.7/8.37. Технические характеристики экспериментальных двигателей,
■М • момент -*-Р-дааление • двигателе -А- п-частота вращения пала
0 1 2 3 4 5
Угол разворота модулей о,, град
отработанных в скважине от 90 до 120 ч, составляли: для Д1-195-эксцентриситет е = 4,2 мм; диаметр ротора по вершинам зубьев с// = 125,40 мм; диаметр эластомера статора по впадинам с1с— 137,25 мм; <5 = 0,23 (испытания проводились при постоянном расходе технологической жидкости, <3=0,030 м3/с); для ДГР-178.6.7.57 - эксцентриситет е = 8,5 мм; диаметр ротора по вершинам зубьев 122,10 мм; диаметр эластомера статора по впадинам с/с -135,25 мм; 6 = 0,16 (расход, <3=0,032 м3/с); для ДГР-178.7/8.37 - эксцентриситет с 6,2 мм; диаметр ротора по вершинам зубьев с!/ = 122,10 мм; диаметр эластомера статора по впадинам 4 = 135,20 мм; <5 = 0,13 (расход, <3=0,034 м3/с). Угол разворота модулей ф| варьировался от 3 до 5°. Результаты исследования уровня вибрации двигателя до и после модернизации (модульного разделения ротора ВЗД) представлены в таблице 6. Измерение вибрационных характеристик ВЗД осуществлялось в полосах частот постоянной относительной ширины с возможностью представления их на едином графике.
Таблица 6 - Уровень общей вибрации ДГР-178.7/8.37 до и после (восстановления) модернизации
Виброускорение (дБ) на разных частотах от 1 до 63 Гц фиксировалось в трех взаимно-перпендикулярных направлениях х, у, г с одновременным
замером энергетических характеристик ВЗД. Уровни виброскорости (¿,), виброускорения (Ьа) и амплитуды (А) связаны следующими выражениями:
Щ
(2) (3)
где V и а соответственно среднеквадратичные значения виброскорости (м/с) и виброускорения (м/с2); vl)= 510"8 - опорное значение внброскорости, м/с; ап = 1-10"6 - опорное значение виброускорения, м/с2.
Результаты исследования вибраций ДГР-178.7/8.37 показали, что виброускорение двигателя (в режиме максимальной мощности) до модернизации на частоте 16 Гц, составляет от 140 до 146 дБ (виброскорость от 0,5 до 0,82 м/с) (рисунок 5). После модернизации (модульного исполнения ротора) уровень виброускорення снизился от 121 до 136 дБ (виброскорость от 0,01 до 0,02 м/с), и его максимальное значение определено (зафиксировано) на частоте 8 Гц (рисунок 6).
вось! ■ а:сХ восьУ
160
ш
С 140
яГ
I
X V 120
&
§ 100
и
>-
о а во
X в 60
Л
X V 40
■
О а 20
>
Г-Н-
Рисунок 5 - Виброускорение и энергетические характеристики ДГР-178.7/8.37 до восстановления
I 2 А В 16 31.5 63
Октавный спектр со среднегеометрическими частотами, Гц
5 ■
0
" айа а яз аайя »-*•«■
Частота вращения вала, с-1
■ осы ВосьХ ВосьУ
Рисунок 6 - Виброускорение и энергетические характеристики ДГР-178.7/8.37 послевосстановле-ния (угол разворота ф1=4°)
12 4 8 16 31.5 63
Октавный спектр со среднегеометрическими частотами, Гц
Расход жидкости, я/с
Пе ре пад давления, МПа
- Момент,кЯм
> 25
1
1 20
1 15
к 10
0
I' 4
2 Г 2
ь " ?
!
В-
34 -•-' Б.7 34 34
25.4, ' 29.7 4.; 4.31 "Ч '
«>^43.72 А£*3.5
/23 2.9, V. „ Ч,«
Лб.9 / IV ЧРгза \ 2.53
1а** 1.2у Ш/ 41.24
{0.071 _ 0.18 .165
"Я яяа я яя йяяяй
Частот» врицсния ила, с-1
Амплитуда биений двигателя (рисунок 7) после модернизации снизилась с 8,0 до 2,6 мм. Анализ результатов исследований вибраций двигателя ДГР-178.7/8.37 до и после модернизации показал снижение в 1,5-2 раза. Снижение крутильных колебаний позволило увеличить устойчивость работы ВЗД в режиме максимальной мощности и восстановить энергетические характеристики героторной машины в среднем на 18-25 %.
-доБосстэновл. ось2 -после Е0сстан0ЕЛ. ось2
—до сосстановл. ось X -после еосстаноьл. ось X
-до юсстановл. ось V - после юсстаноел. ось У
Рисунок 7 - Амплитуда
биений корпуса ДГР-178.7/8.37 до и после восстановления
Частота, Гц
Полученные результаты теоретических и экспериментальных исследований послужили основой разработки конструкций ВЗД модульного исполнения и последующего опытно-промыслового испытания.
В четвертом разделе представлены:
- методика, методы и результаты исследований по изучению влияния: частоты вращения и трення БК о стенки ствола скважины на фактическую нагрузку на долото (корректировка осевой нагрузки на долото станции ГТИ), определяемой по моментносиловым и частотным характеристикам ВЗД и БК при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин; фактической нагрузки на долото на работу системы «БК-ВЗД-долото», с последующей рекомендацией по выбору режимных параметров, обеспечивающих выполнение условия снижения аварийности в скважине; методика определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения БК.
В работе представлена характеристика используемых средств измерений, входящих в состав буровых установок БУ 3000 ЭУК-1М и Т-502, а также вспомогательного оборудования (датчики, устройства) станций геолого-технический исследований скважин (ГТИ): датчика крутящего момента на роторе ДКМ и индикатора крутящего момента на роторе ГИМ-1; датчика расхода промывочной жидкости; датчика давления жидкости в манифольде; датчика определения параметров по натяжению «мертвого» конца талевого каната; индикатора ГИМ - 1; преобразователя частоты вращения ротора (бурильной колонны) ПЧР; преобразователя давления ПДР; верхнего привода National Oilwell Vareo с регулятором управления и контроля параметров бурения TDS-8. Влияние фактической нагрузки на взаимодействие элементов системы «БК - ВЗД - долото» представлено в виде блок-схемы (рисунок 8).
Для стабильной работы системы, упреждения аварийных ситуаций в скважине требуется соблюдение следующего условия:
Gj > Сфак-т. , (4)
где Gj - тормозная осевая нагрузка ВЗД; Сф,1КТ. - фактическая нагрузка на долото.
Рисунок 8 - Блок схема взаимодействия составляющих системы «БК -ВЗД - долото»
Тормозная осевая нагрузка, при которой происходит остановка ВЗД (а> = 0), определяется из уравнения
г =-------
м,„
(5)
где М,„ - тормозной (стендовый) момент на валу двигателя, Нм; / - коэффициент трения долота о стенки скважины; йд - диаметр долота, м; Рот - отклоняющая сила на долоте в зависимости от искривления скважины, Н; М„ - удельный момент сопротивления, Н-м/кН;
от ■ ---------------------------£-------------------- > '■>
(6)
где <2„ - сила тяжести шпинделя и долота в буровом растворе, Н; ()а =С1Ш Н; С,„„ - вес шпинделя, Н; <у - коэффициент, учитывающий силу Архимеда; £„, 1/ц -
расстояние долота и расстояние от центра тяжести шпинделя до плоскости изгиба; <р - зенитный угол, град.; р - угол между осью скважины и долота, град.;
О-й р = агс/х......'.............., град.
ч
Известно, что снижение нагрузки на долото обусловлено трениями БК о стенку ствола скважины. Её величина зависит от интенсивности искривления скважины, кривизны колонны и несоосности резьбовых соединений, жесткости бурильных труб и соединений, соотношений размеров скважины и бурильных труб. Усилия прижатия могут колебаться по величине, так как пространственная форма оси колонны бурильных труб и интенсивность искривленных участков скважины варьируются в больших пределах. Бурильные трубы располагаются в скважине в любом из многих вероятностных положений, что затрудняет аналитический расчет усилий прижатия.
На рисунке 9 представлена расчетная схема деформации изгиба, сил и крутящих моментов, действующих на БК при комбинированном способе бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Усилие прижатия определяет величину трения
(7)
где - коэффициент трения.
При движении колонны сила трения направлена против вектора абсолютной скорости точки А рассматриваемого участка.
В точке А имеем
А п окр
При вращении колонны с частотой п относительно оси скважины радиуса
Я,:
у (9)
тр <■■
Точка А движется по винтовой траектории с углом наклона а:
<ёа = У'/, ■ (Ю)
/ окр
Соответственно и вектор силы трения ¥ составляет с горизонталью угол а.
Рисунок 9 - Схема , приложенных нагрузок и крутящих моментов в системе «БК - ВЗД -долото» при комбинированном способе бурения: 1 - БК; 2 - ВЗД; 3 - долото; 4 - скважина; Мр, Мсж, Мр д, Мтр.,„ М„, Мо, Мд - крутящие моменты системы; С(<Зос), (Зк-осевая нагрузка и нагрузка на крюке; II — усилие прижатия колонны; Б - сила трения;V'„р,у„ - окружная и скорость осевого перемещения БК; Рв -вертикальная составляющая силы трения; Р„т - отклоняющая сила; Wз -реакция забоя; \\г0, W1„ - реакция стенок скважины; р-зенитный угол; р' — угол между осями скважины и " долота; у — угол перекоса осей скважины секций двигателя
Вертикальная составляющая силы трения преодолеваемая осевой составляющей веса БК:
Горизонтальная составляющая Fг, определяющая величину крутящего момента,
Fr = Feos а.
(12)
В соответствии с уравнениями (10) и (11) и принимая для малых значений углов a tga *sina х а, определяем вертикальную составляющую сил трения:
v
F„=F-
или, заменив voKp на aRt, FB =
mR.
(13)
(14)
Е
При постоянных скорости вращения и силе прижатия, обозначив —-- = к,
а>Яс
(15)
Таким образом, сила сопротивления осевому перемещению вращающейся БК зависит линейно от скорости поступательного движения и ее можно представить в виде силы линейного вязкостного трения.
Следовательно, вес на крюке определяется по выражению
(16)
соЯ
или, заменив на
: • (17)
факт I 1И
0)Я
Исследования фактической нагрузки на долото С,/ы™. с сохранением стабильной работы системы при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин проводились измерениями
v
величины трения (усилия прижатия Р......" .) БК о стенки по всей длине
и>Ке
скважины по показателям момента на роторе М| (без нагрузки на долото) и величины трения БК о стенки скважины- по моменту на роторе М2 (под нагрузкой). После получения показателей моментов на роторе М] и Мг определялся дифференциальный момент на трение БК по всей длине скважины ДМ = Мг - М] (с учетом изменения условий работы БК в зависимости от нагрузки на долото).
Для определения фактической нагрузки на долото в зависимости от частоты вращения БК и трения о стенки скважины дополнительно производился замер угловой скорости ее вращения относительно оси скважины
¿У .
Изменение осевой нагрузки на долото в зависимости от частоты вращения БК (определение Сф^,.) фиксировалось по данным станции ГТИ, определяемой по изменению веса на крюке буровой установки. Частота вращения вала ВЗД определяется расчетами (с учетом паспортных данных энергетических характеристик двигателя).
Угловая скорость вращения БК относительно оси скважины: • (о,,.
(оты - • , где совк- угловая скорость бурильнои колонны относительно >*
собственной оси (частота вращения ротора); £>„,.- диаметр скважины (диаметр долота); ОцК— диаметр БК.
Исследования проведены при бурении двадцати наклонно направленных и горизонтальных скважин Приобского месторождения. В процессе их строительства применялась компоновка низа бурильной колонны: долото БИТ2-МС; винтовой двигатель Д5-195; телесистема СИБ-2; легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ)-73 м и трубы бурильные с приварными замками (ТБПВ). Интервалы бурения с 2650 до 3150 м. Угол искривления скважины варьировался от 70 до 90°. Параметры промывочной жидкости: плотность 1100
3 * '
кг/м ; условная вязкость - 28 сек; пластическая вязкость - 17 МПа-с; фильтратоотдача - 6 см2/30 мин.; рН - 8 ед; напряжение сдвига : динамическое 135 дПа; статическое (за 10 сек) - 23 дПа.
В качестве входных параметров принято: X, - АМ разность моментов на роторе в рабочем режиме работы ВЗД (под нагрузкой Мм>) и работы ВЗД в режиме холостого хода (без нагрузки Мхр), Нм; Х2 -соскв угловая скорость вращения БК относительно стенки скважины, с"1; Ъ - Офакг фактическая нагрузка на долото, кН. Для наибольшего охвата возможных комбинаций факторов использовался полный факторный эксперимент (ПФЭ) с варьированием каждого из факторов на пяти уровнях при закреплении всех остальных на одном уровне.
Дифференциальный момент АМ варьировался от 0,5 до 8,0 кН м, а угловая скорость вращения БК относительно стенки скважины сиск8 от 0 до 6,2 с"1. Фактическая нагрузка на долото фиксировалась при условии постоянства показаний станции ГТИ на уровнях 20, 40, 60, 80 и 100 кН. Диаметр скважины £>1И и диаметр бурильной колонны составляли 0,215 и 0,127 мм.
Результаты, представленные в таблице 7, подвергались статистической обработке в программе 31а^5{1са 6.0.
Установлено, что при увеличении частоты вращения а>ске до 6,2 с"1 (частота вращения ротора 100 об/мин) фактическая нагрузка на долото Офакт
(при Спи =40 кН и АЛ/=0,5 кН-м) увеличивается с 36,5 до 38,6 кН и с 44,1 до 77,6 кН (при вт1 =100 кН и АЛ/=8,0 кН-м).
Таблица 7 - Значения фактической нагрузки па долото при различной угловой скорости вращения бурильной колонны относительно оси скважины и дифференциального момента
Пор. ном. Дифференциальный момент АЛ/, кН-м Угловая скорость вращения б.к. относительно оси скважины й)скв, с"1 Фактическая нагрузка на долото Офа«т., кН (при осевой нагрузке на долото по станции ГТИ С,те, кН
20 40 60 80 100
1 1,5 0 -0,021 -0,001 0,018 0,038 0,058
2 0,5 6,2 18,6 38,6 58,6 78,6 98,6
3 4,5 4,96 4.2 24,2 44,2 64,2 84,2
4 3,0 6,2 11,6 31,6 51,6 71,6 91,6
5 8,0 3,72 -17,2 2,7 22,7 42,7 62,7
6 6,0 4,96 -0,9 19,0 39,0 59,0 79,0
7 0,5 3,72 17,6 37,6 57,6 77,6 97,6
8 1,5 2,48 0,006 0,026 0,046 0,066 0,086
9 4,5 6,2 7,4 27,4 47,4 67,4 87,4
10 3,0 0 -0,063 -0,043 -0,023 -0,003 0,016
11 8,0 4,96 -7,9 12,0 32,0 52,0 72,0
12 0,5 0 0,006 0,026 0,046 0,066 0,086
13 6,0 6.2 3,2 23,2 43,2 63,2 83,2
14 1,5 3,72 13,0 33,0 53,0 73,0 93,0
15 4,5 0 -0,1 -0,085 -0,065 -0,045 -0,025
16 3,0 2,48 -0,9 19,0 39,0 59,0 79,0
17 8,0 6,2 -2,3 17,6 37,6 57,6 77,6
18 6,0 0 -0,14 -0,12 -0,10 -0,087 -0,067
19 0,5 4,96 18,2 38,2 58,2 78,2 98,2
20 1,5 4,96 14,7 34,7 54,7 74,7 94,7
21 4,5 2,48 -11,4 8,5 28,5 48,5 68,5
22 3,0 3,72 6,0 26,0 46,0 66,0 86,0
23 8,0 0 -203 -183 -163 -143 -123
24 6,0 2,48 -21,8 -1,8 18,1 38,1 58,1
25 1,5 6,2 15,8 35,8 55,8 75,8 95,8
26 0,5 2,48 16,5 36,5 56,5 76,5 96,5
27 4,5 3,72 -0,9 19,0 39,0 59,0 79,0
28 3,0 4,96 9,5 29,5 49,5 69,5 89,5
29 8,0 2,48 -35,8 -15,8 4,17 24,1 44,1
30 6,0 3,72 -7,9 12,0 32,0 52,0 72,0
Потери осевой нагрузки на долото при изменении АЛ/от 0,5 до 8,0 кН-м составляют от 3,3 до 22,4 % (рисунок 10).
ч\
Пст Г~1 ш
□ 31
□ а
I |-д
□ -10
ПЗ-эп СД-1Ш
Г)
П®
□ о
□ П
П-ю
□ -■л
Рисунок 10 — Зависимость фактической нагрузки на долото от дифференциального момента и угловой скорости Осевая нагрузка на долото по данным станции ГТИ: а — 40 кН; б - 60 кН; в - 80 кН; г — 100 кН
С увеличением дифференциального момента АМ более 0,5 кН-м осевая нагрузка на долото по станции ГТИ <7,тя не соответствует показателю фактической нагрузки на забое Офакт. С увеличением частоты вращения бурильной колонны юскв более 3,72 с"1 (частота вращения ротора 60 об/мин) фактическая нагрузка на долото Офак, (при ЛМ от 0,5 до 5,0 кН-м) приближаются к показателю нагрузки на долото по станции ГТИ 0,ти. При этом осевая нагрузка на долото Ст1 по станции ГТИ должна составлять не менее 40 кН. С ростом показателя ДМ от 5,0 до 7,0 кН-м для доведения требуемой нагрузки на долото (потерн нагрузки на долото не более 5 %) оптимальная угловая скорость соскв должна составлять от 4,96 до 6,2 с"1 (частота вращения ротора от 80 до 100 об/мин). При ДМ от 7,0 до 8,0 кН-м и нагрузки на долото по станции ГТИ от 20 до 60 кН, угловая скорость БК относительно оси скважины соскк (частота вращения ротора) практически не оказывает влияния на изменение фактической нагрузки на долото (снижение потерь осевой нагрузки составляет не более 3 %).
Для создания требуемой фактической нагрузки на долото (снижению более 12 % потерь осевой нагрузки) её значение по станции ГТИ должно составлять не менее 80 кН.
Увеличение ДМ более 8,0 кН-м и неконтролируемость осевой нагрузки на долото влияют на стабильность работы системы, зачастую становясь причиной возникновения аварийных ситуаций в скважине. Обусловлено это
превышением допустимых критических моментов вращения БК с учетом одновременной работы ВЗД в тормозном режиме над моментами свинчивания резьбовых соединений КНБК (от 8,0 до 18 кН-м), а также прочностных характеристик элементов двигателя.
Результаты экспериментальных исследований и расчеты моментно-силовых и частотных показателей взаимодействия работы БК, ВЗД и долота при комбинированном способе бурения показали, что в процессе работы двигателя в режиме холостого хода и рабочем режиме система «БК -подвижная часть двигателя (роторная группа)» условно не зависимы. Показатели момента на роторе не превышают допустимых значений. При частоте вращения протора < п„-1Л условно можно принять, что БК не испытывает дополнительного реактивного момента со стороны ВЗД, так как преодоление
сил сопротивлений калибратора и долота о стенки скважины минимальны (не превышают 20 кН). При этом показатель осевой нагрузки на долото по станции ГТИ Ст, соответствует фактической нагрузке на долото Офакт, а максимальный дифференциальный момент на роторе ДМ не превышает 0,5 кН-м (момент на роторе в режиме холостого хода ВЗД не более 1,5кН-м). С увеличением нагрузки увеличивается реактивный момент, направленный противоположно вращению БК. Это обусловлено работой ВЗД как планетарного редуктора. Реактивный момент от корпуса двигателя Мрд, присоединенного к БК, возрастает прямо пропорционально создаваемой нагрузке на долото. Поддержание фактической нагрузки на долото Сфакт ниже показателя тормозной нагрузки ВЗД От (АМ не более 5,0 кН-м) позволяет работать ВЗД в рабочем режиме. При увеличении фактической нагрузки на долото Сфакт до тормозной нагрузки ВЗД От (протора < пвзд) происходит снижение частоты вращения и остановка двигателя. Наступает кратковременный переходной режим (ДМ не более 7,0 кНм) без увеличения дополнительного крутящего момента, действующего на бурильную колонну от роторной группы (долота, калибратора). На бурильную колонну действует максимальный реактивный момент от корпуса двигателя Мрд. После полной остановки ВЗД протора > пвзл происходит увеличение крутящего момента от забоя к устью. При этом фактическая нагрузка на долото Офакт выше тормозной нагрузки ВЗД От. В этом случае БК испытывает максимальные напряжения в нижней части компоновки (максимальный крутящий момент Мбк). Суммарный крутящий момент, действующий на БК в тормозном режиме работы ВЗД, таков:
МСж = Мр + М1Х + А/„ „ + мтгх + Мк + М„ +М„. (18)
Достижение критических значений реактивного момента в сжатой части колонны Мсж (роторная группа Мк, Мд - калибратор и долото; Мрд -реактивный момент от корпуса ВЗД, см. рисунок 11) и дифференциального момента ДМ более 8,0 кН-м приводит к неконтролируемости крутящего момента Мр в растянутой части колонны. Отсутствие контроля реактивных моментов со стороны растянутой и сжатой частей БК приводит к отворотам резьбовых соединений компоновки (шпинделя, корпуса двигателя и т.д.) или изломам гибкого вала (торсиона) ВЗД.
Для выполнения условия > Сфагг., обеспечивающего стабильную работу системы «БК—ВЗД-долото» и снижение аварийности в скважине, в таблице 8 представлены рекомендуемые значения осевой нагрузки бу^и угловой скорости соскв при разных значениях дифференциального момента ДМ.
Таблица 8 - Рекомендуемые значения осевой нагрузки Ст,п угловой скорости соскв при разных значениях дифференциального момента ДМ
Показатель Условие
Сг > С,/,„„„ > Огти | > вфояп > Сгти Сг > >Сгти
Дифференциальный момент ДМ, кН-м
До 0,5 От 0,5 до 5,0 От 5,0 до 8,0 >8,0
аскя >с-' 0 От 3,72 до 4.96 От 4,96 до 6,2 0
впи «к - >40 >80 <190
Полученные результаты экспериментальных исследований явились основой разработки методики определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения БК при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин (патент №2361055), суть которой заключается в следующем:
ВЗД с закрепленным на нем долотом опускается в скважину. Не доходя до забоя, по колонне бурильных труб подается буровой раствор. После запуска двигателя (над забоем), при работе его в режиме холостого хода, определяют давление на стояке буровой установки, а затем производят проворачивание бурильной колонны ротором (либо верхним приводом буровой установки) с последующим замером величины момента Мр.х (момент на роторе в режиме работы ВЗД на холостом ходу). Затем бурильная колонна с двигателем и долотом доводится до контакта с забоем, и далее плавно создается осевая нагрузка на долото. Определяют рабочий режим работы ВЗД по величине давления на стояке буровой установки, после чего производят проворачивание БК ротором (либо верхним приводом буровой установки) с последующим замером величины момента Мрр (момент на роторе в рабочем режиме работы
ВЗД). Зная величины моментов на роторе (верхнем приводе буровой установки) Мрх и Мрр , определяют силу трения о горную породу.
Зная осевую нагрузку по станции ГТИ (7 01,тг, рассчитанную только по изменению веса на крюке буровой установки по показателям ГИВ (гидравлический индикатор веса), определяют фактическую осевую нагрузку на долото:
со й2
(19)
где Goc гги — осевая нагрузка на долото по станции ГТИ, Н; Мрх - момент на роторе в режиме работы ВЗД на холостом ходу, Нм; Мрр. - момент на роторе в рабочем режиме работы ВЗД, Нм; DCKB - диаметр скважины, м; ип- скорость перемещения БК вдоль стенки скважины; соскв - угловая скорость вращения БК относительно оси скважины.
Для ускорения проведения расчетов, направленных на оперативную корректировку осевой нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны в условиях буровой, разработана компьютерная программа, реализованная в Microsoft Office. Некоторые результаты работы в программе представлены на рисунке И а, б.
. " " 1 '
ja HJJcíJ ГЛ 1......* »_•_■.» w>яяв-tajoíuA-J
A i В .....с D i E F E G M
2 3 Величина Поле ввода данных > Результат .}
4 IVcm., (l b) 4,96 ли* 70000
5 Win., (t ■t) 8,4 i 1' »pp.*p. 90000 :
6 G «те на крюке, fil) 50ЭСС0 F r *°PVPP 5626,407
7 f' нвтеря trta. (Il) 460000 ! G факт 49 064,5
В M pxp., arm 18000 j
9 Mppp.vrm______ 24000
10 I) 1>< (\!) 0,215 1 Í
11 0,127 f
12 I ' n rpr\> пи a y . и 0,2
13 л. (o5/muh) 80
14
15
1ft 1 я?
1 M.
ЖМ&.QMS. Г ISJ-n™^. Já— _(MftrtWIv-
а
(ара Сгтж=30кН)
-С+»кт (арш Ст=70кН)
-Сфиа (пр. Спх^ИОсН)
-Офгп (лр■ Сгг*=150кН)
-К-Сфакт (рр. Сгг»=50 кН)
-Сфжт (пра Ст=90кН)
—*-Сф1кг (ч)« Сп»=Ш>Я)
Логерафыпеоая (Сфжкг (прв Ст=1£0(Л))
б
Рисунок 11 - Программа для расчетов: а - фактической осевой нагрузки на долото; б - частоты вращения ротора и нагрузки в зависимости от дифференциального момента ДМ (ДМ=4,0 кНм)
В пятом разделе представлено описание конструкторских разработок: моментоемких ВЗД; устройств, повышающих пусковые характеристики объемных двигателей; двигателя с увеличенным моторесурсом модульного исполнения.
Ранее отмечалось, что крутильные колебания двигателя, снижающие запас устойчивости (потерю мощности) ВЗД, связаны с конструктивными особенностями планетарного редуктора - героторного механизма.
Уровень крутильных колебаний двигателя, влияющих на устойчивость его работы, зависит от инерционных F„„ и гидравлических F, сил, действующих на ротор:
f„H = т:\(оге, (20)
р Миня/ (21)
где Мцнд - индикаторный момент, Мтд = Минд ~ Мс (Мс - момент механических сопротивлений); е - эксцентриситет; z,,z2- количество зубьев статора и ротора; т - масса ротора; со— угловая скорость.
Величина гидравлической силы Fr, а также длина уплотнительной части контактной линии Lr и угол давления в влияют на изменение удельной нормальной нагрузки в точке контакта зубьев РО:
К = (22)
Lv ■cosу
N /
где ks - коэффициент влияния натяга в паре, ks = у^ ; р - коэффициент
неравномерности распределения нагрузки по длине контактных линий.
Ранее отмечалось, что износ РО двигателя после его работы в скважине более 100 ч приводит к невозможности дальнейшей его эксплуатации, а также крутильные колебания (вибрации), вызванные конструктивными особенностями героторного механизма отрицательно влияют на устойчивость (потери мощности) его работы. В результате износа поверхностей РО изменяются геометрические параметры героторного механизма, двигателя (диаметральный натяг, эксцентриситет и т.д.), влияющие на энергетические показатели ВЗД. Например, диаметральный натяг у нового двигателя Д2-195 составляет 0,4 мм, после его отработки в скважине от 80 до 100 ч он снижается от 0,26 до 0,21 мм.
Восстановление РО методами нанесения нового покрытия на винтовую поверхность ротора (наплавка, хромирование) и изготовление эластомера статора является экономически нецелесообразным.
Для восстановления энергетических характеристик двигателей героторного механизма требуется увеличение контактных напряжений в РО с сохранением запаса устойчивости работы двигателя.
Функциональную зависимость контактного напряжения можно представить в виде
где Р— перепад давления в двигателе; Е - модуль упругости материалов РО; - безразмерные параметры героторного механизма.
При заданном рабочем объеме изменить контактные напряжения за счет РЕ не представляется возможным, поскольку Р обусловлен крутящим
моментом, а Е для используемого при изготовлении статора сортамента
эластомеров изменяется незначительно. Поэтому регулирование контактных напряжений возможно.
Увеличение устойчивости работы ВЗД, снижения крутильных колебаний (снижения величины ^„и увеличения />), увеличения индикаторного момента МцИд, возможны за счет изменения безразмерных параметров РО, а именно при изменении эксцентриситета двигателя, который достигается тем, что в героторной машине (рисунок 12а), включающей героторный механизм, содержащий статор 1 с внутренними винтовыми зубьями, ротор 2 с наружными винтовыми зубьями, число которых на единицу меньше числа внутренних винтовых зубьев статора, причем внутренние винтовые зубья статора выполнены из упругоэластичного материала, например, резины, привулканизованной к внутренней поверхности статора, ротор героторного механизма разделен по окончанию шагов винтовых линии Т2 на несколько частей (модулей) - 3, 4 и 5 (патент на изобретение № 2345208, патент на полезную модель № 70292). Модули соосно объединены резьбовым соединением 6 (например, муфтой), при этом ось 0[0; модуля 4 развернута на угол <р по окончании шага Т2 винтовой линией относительно неподвижного статора, а относительно оси 0,02 модуля 3 и 5 на угол ерь
Значения углов ср и ф) соответствуют максимальному контактному напряжению при зацеплении зубьев ротора и статора:
(23)
где £,,7-2 - число зубьев статора и ротора.
а б
Рисунок 12 - Конструкция двигателя модульного исполнения: а -героторный механизм; б - торцевой разрез объединенных модулей
При развороте модуля 4 на угол ф, его зубья 7 перемещаются по образующей зубьев статора (из впадины статора <р; = 0 град.) к вершине зуба (разрез Б-Б). В зависимости от угла разворота модуля 4 происходит смещение осей 0,02 модулей 3 и 5 на величину к (см. рисунок 12 б).
Величина смещения к оси 0,0; модуля 4 влияет на снижение эксцентриситета модулей 3 и 5 и составляет е,. Снижение эксцентриситета в РО
героторного механизма модульного исполнения способствует увеличению Fr, возрастанию контактных напряжений на выступах зубъев 8 модулей 3 и 5 (общего диаметрального натяга S), а также снижению инерционной силы F„„, влияющей на уровень крутильных колебаний ВЗД.
Реализация изложенного осуществлена в условиях филиала Уренгой бурение ОрО «Газпром бурение» ОАО «Газпром», где восстановлены и прошли испытания опытные образцы ВЗД: Д1-195, ДГР-178.7/8.37 и ДГР-178.6/7.57, отработавшие в скважине от 100 до 160 ч. Визуальный их осмотр и замеры РО показали наличие потерь диаметрального натяга от 40 до 90 % в паре ротор - статор, а также механических повреждений статора (углубления «царапины» на упругоэластичной обкладке глубиной от 2 до 4,5 мм и шириной до 5 мм) и ротора от 0,5 до 1,2 мм и шириной до 4,3 мм.
Модернизация двигателей состояла из следующих этапов: проведение стендовых испытаний (с изношенной винтовой парой); токарные и фрезерные работы; сборка и испытание опытного образца. Токарные и фрезерные работы включали пошаговое разделение ротора на три части (модуля) - длина 1 и 2 модуля соответственно по 760 мм, длина 3 модуля 380 мм для Д1-195 и по 1200 мм для ДГР-178, а также изготовление соединительных переводников. Сборку опытных образцов двигателей производили с разными углами разворота осей модулей ротора (cpt) - от 3 до 5°. Угол разворота (pi составлял; Д1-195 - 3°; ДГР-178.7/8.37 - 4°; ДГР-178.6/7.57 - 5°. ■
Испытания показали, что максимальный момент на валу двигателя Д1-195 (с сохранением требуемой частоты вращения п для объёмного разрушения породы и производительности насоса Q=0,032 м3/с) до его восстановления составлял 1,4 кН м, показатель максимального тормозного момента (до полной остановки ВЗД, при и = 0) варьировался от 2,7 до 3,0 кНм; после восстановления Д1-195В - момент на валу возрос с .2,9 + 3,5 кНм (в рабочем -оптимальном режиме работы двигателя с сохранением показателя частоты вращения 1,82 с"' и Q=0,032 м3/с); максимальный тормозной момент (экстремальный режим работы ВЗД) - до 4,0 4,5 кН-м (рисунок 13).
Таким образом, результаты испытаний двигателя Д1-195 до и после восстановления подтвердили возможность увеличения его энергетических характеристик.
8.0 7,0
6,0 -
90 - 2 5.0
й 80 - 4,0
л 60 - £ 3,0 -
и о 40 • ч п 2,0
о «5 2(1 - п 0* с. 1-н 1.0 -
0 . 0 .
8 7 в
V 5 О
¡2 4
о ь
о
га ^ Э" 3
2
1
0
1 » ■Ъг Ь.9
Л"
и 1.4 ■ и
г5 •> • 3.6 77
ы 2.2 X
г4Тг
.и / 1.6 г 1.8 " " 1.7 ■ . * • чШ 4 ^35 \
/ ■ ъ 1.4 ч
0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 Момент на валу двигателя, кНм
4.5
---до восстановления -после восстановления
Рисунок 13 - Стендовые характеристики двигателя Д1-195 до и после восстановления
Испытание двигателей ДГР-178.6/7.57 и ДГР-178.7/8.37. до и после модернизации также подтвердило снижение крутильных колебаний, повышение устойчивого режима их работы и увеличение энергетических характеристик в среднем на 17 %.
В результате анализа существующих конструкций ВЗД предложены на уровне изобретений ряд конструкторских компоновок и способов их применения: устройство для бурения скважин (патент № 2260106), включающее применение тангенциального преобразователя потока (ТИП) бурового раствора, обеспечивающее повышение пусковых характеристик ВЗД; устройство для бурения скважин и способ его применения (патент № 2334072), содержащее две независимые пары (РО) разной геометрии (дифференциальный героторный механизм), обеспечивающее создание требуемого момента на валу двигателя из-за увеличения объема рабочих камер героторного механизма; устройство для бурения скважин, обеспечивающее снижение поперечных вибраций ВЗД при устранении эксцентриситета в РО героторного механизма (патент № 2334071); бесшпиндельный винтовой забойный двигатель,
обеспечивающий повышение эффективности бурения горизонтальных участков скважины, вследствие снижения габаритных размеров и осевых вибраций двигателя (патент № 2341637); устройство для бурения скважин (патент № 2313648), повышающее момент на долоте при углублении скважин с горизонтальным окончанием при применении вращающегося корпуса ВЗД.
В шестом разделе представлены результаты опытно-промышленного внедрения разработанных двигателей модульного исполнения Д1-195В №36, ДГР-178.6/7.57 № 73 и ДГР-178.7/8.37 № 83, отработавших ранее в скважине от 120 до 160 ч, и методики определения фактической нагрузки на долото и частоты вращения БК.
Опытно-промысловые испытания винтового двигателя Д1-195В №36 осуществлялись при бурении вертикальных участков в интервале с 1400 до 2000 м на ПКВ. 20901 Заполярного месторождения и ОКБ. 902.1 Харвутинской площади Ямбургского месторождения в интервале 1250 - 1846 м. Согласно утвержденному плану работ, компоновка низа бурильной колонны (КНБК) включала: долото БИТ 2 215,9-МС; калибратор КЛС 215,9; Д1-195В; КП 215,9 (верхний); УБТ 158,8-60 м. Перед бурением вышеуказанных интервалов осуществлялся запуск двигателя без нагрузки, расход поддерживался в пределах 0,032-0,034 м3/с, давление на манифольде составляло 6,5 Мпа (двигатель отработан в холостом режиме 10 мин). Затем производилось углубление скважины с плавным повышением осевой нагрузки на долото. Бурение ПКВ. 902.1 осуществлялось из-под технической колонны. Компоновка низа бурильной колонны включала: БИТ2 215,9-МС; калибратор КЛС 215,9; Д1-195В; УБТ 158,8-54 м. Остановок по причине отказа двигателя не наблюдалось.
Опытно-промышленное испытание двигателей модульного исполнения ДГР-178.7/8.37 и ДГР-178.6/7.57 №73 осуществлялось при бурении ОКВ. 966.1, 966.2 и 24603 Ямбургского ГКМ. При углублении скважин КНБК включала: БИТ 220,7; восстановленный модульный двигатель с углом перекоса регулируемого переводника 1 град. 30 мин; клапан обратный (КОБ) и телеметрическую навигационную систему Брет-Бал. Двигатели отработали в скважине до проектной глубины.
В таблице 9 представлены сведения о результатах опытно-промышленных испытаний двигателей модульного исполнения.
Таблица 9 - Опытно-промышленные испытания двигателей модульного исполнения Д1-195В №36, ДГР-178.6/7.57 №73 и ДГР-178.7/8.37 №83
j Тип двигателя Наименование месторождения/ номер скв. Интервал бурения, м Параметры бурения Время работы, ч Общее время работы двигателял
нагрузка, кН "г о X о я о. давление, Мпа « 5 I si t £ 2 £ и с L. [ до восстановления после восстанов-I ления
Д1- 195В №36 Заполярное /20901 14002000 59 0,0380,040 11,5 18 120 34 191
Ямбургское ГКМ/902.1 12501846 70 0,0390,042 13,2 16 37
Итого: 71
ДГР-178.6 /7.57 №73 Ямбургское f КМ/ 24603 27453680 65-115 0,034 14,2 9,2 158 101 Итого: 101 259
ДГР-178.7 /8.37 №83 Ямбургское /966.1 550906 ио- 185 0,036 11,8 21,4 146 18 229
Ямбургское /966.2 9031334 85-105 0,035 12,4 7,6 65
Итого: 83
Результаты опытно-промышленного бурения скважин винтовыми двигателями Д1-195В, ДГР-178.6/7.57 и ДГР-178.7/8.37 подтвердили возможность увеличения моторесурса героторного механизма на 60-70 % с одновременным увеличением механической скорости на 20-23 %.
Внедрение методики определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения осуществлено на скв. 68, 173, 100.2, 108.4 Уренгойского и скв. 1024, 1053, 1077 Урненского месторождений.
Реализация предложенной методики на скважинах Урненского месторождения (скв. 1024) осуществлялась при бурении в интервалах с 2600 до 2700 м.
Компоновка низа бурильной колонны включала: долото 215,9мм SBR 617 MWGF (Security DBS); КЛС 214,9; 6 3/4" SperryDrill (кинематичекое отношение ротор-статор 6:7 - число секций 5.0 (угол перекоса 1,5°); обратный клапан; стабилизатор AGS 203 мм; немагнитные УБТ с телесистемой MWD-650; ТБТ 127 мм - 70 м; Яс; ТБТ 127 мм - 70 м ; СБТ - 200 мм - остальное.
Зенитный угол составлял 83 град. Перед бурением вышеуказанного интервала (согласно методике) производился запуск двигателя БреггуВпИ 171 без нагрузки (над забоем 1 м), расход поддерживался в пределах 32,5 м3/с, давление на манифольде — 18 МПа, момент на роторе составлял 14,0 кН м, частота вращения ротора 40 об/мин. Согласно показаниям станции ГТИ (1п1Ео(1гШ) осевая нагрузка (посадка инструмента) - 12 кН (1,2 тн). После создания натрузки на долото 100 кН, давление на манифольде поднялось до 20 МПа, расход жидкости 35 м3/с, момент на роторе составил 18,0 кН-м.
Проведенными расчетами установлено, что дифференциальный момент (ЛМ= МррГ Мрх) составил 4000 Нм, а фактическая нагрузка на долото - 69 кН (при этом, согласно станции ГТИ, показатель осевой нагрузки на долото составлял 100 кН).
Следовательно, потеря осевой нагрузки на долото из-за трения БК (усилия прижатия) о стенки скважины составила 31 кН. Было принято решение об увеличении частоты вращения БК (согласно зависимости частоты вращения БК от ДМ см. рисунок 14 б) с 40 до 80 об/мин. Фактическая нагрузка при этом увеличилась на 28 кН (97 кН), а механическая скорость бурения увеличилась на 33 %, с 18 до 24 м/ч.
Результаты бурения скважин еще семи скважин Уренгойского и Урненского месторождений также показали, что применение данной методики позволяет увеличить механическую скорость углубления забоя от 12 до 18 %.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Выявлены основные направления повышения эффективности бурения скважин путем совершенствования и разработки метода контроля и оперативного управления технологическими параметрами процесса углубления забоя скважины ВЗД, увеличения их энергетических характеристик и межремонтного периода эксплуатации.
2. Научно обоснована и экспериментально подтверждена возможность перераспределения радиальных гидравлических сил в паре ротор - статор героторного механизма с ротором модульного исполнения, влияющие на основные энергетические характеристики ВЗД и его срок службы. Модульное разделение ротора по окончанию его шагов, последующее их объединение и разворот осей на определенный угол позволяют снизить уровень крутильных
колебаний двигателя, повысить запас его устойчивости, а также энергетические характеристики ВЗД.
3. Предложено конструкторское решение (патент №2345208), позволяющее регулировать параметры РО изменением векторов сил нагружения статора, влияющих на эксплуатационные характеристики ВЗД, без изменения геометрических параметров винтовых поверхностей героторного механизма. Решение положено в основу создания новых типов компоновок ВЗД.
4. Опытно-промысловые испытания разработанной конструкции двигателей с героторным механизмом модульного исполнения ротора Д1-195В, ДГР-178.6/7.57 и ДГР-178.7/8.37 при бурении скв. 20901 на Заполярном и скв. 902.1, скв. 966.1, скв. 966.2, скв. 24603 Ямбургском месторождениях подтвердили результаты экспериментальных и теоретических исследований, которые явились основанием использования герогорных механизмов с роторами модульного исполнения в серийно выпускаемых ВЗД.
5. Разработаны технические средства и усовершенствованы узлы ВЗД, обеспечивающие повышение эффективности бурения скважин, за счет увеличения энергетических характеристик, устойчивости их работы в сложных геолого-технических условиях (патенты № 2260106; 2334072; 2334071; 2341637; 2313648; 2361055).
6. Установлено основное условие стабильной работы системы «БК -ВЗД — долото, обеспечивающее безаварийное бурение нефтяных и тазовых скважин комбинированным способом, учитывающее силовое взаимодействие элементов системы и параметры механического бурения (нагрузка на долото, частота вращения бурильной колонны и вала ВЗД).
7. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена необходимость изменения методики оперативного управления режимами бурения нефтяных и газовых скважин введением этапа оперативной корректировки осевой нагрузки на долото, определяемой по моментносиловым и частотным характеристикам бурильной колонны и ВЗД.
8. Разработана методика определения и контроля фактической осевой нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны, которая позволяет обеспечить устойчивость работы винтового забойного двигателя, что
способствует безаварийному бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин.
9. Технология бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, с использованием разработанной методики, успешно применена на семи скважинах Уренгойского и Урненского месторождений. Внедрение позволило сократить сроки строительства скважин в среднем на 4 суток вследствие увеличения механической скорости бурения от 12 до 18 %.
10. По результатам теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработаны и внедрены регламенты, рекомендации и программы по бурению скважин, техническому обслуживанию и ремонту ВЗД модульного исполнения, а также по использованию методики определения осевой нагрузки на долото и контроля параметров бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин в ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Ямбургтаздобыча» и ОАО «ТНК- Уват».
Результаты, изложенные в диссертационной работе опубликованы в 52 работах, основные из которых:
а) монографии
1. Овчинников В.Г1. Винтовые забойные двигатели для бурения скважин: Монография/ В.П. Овчинников, М.В. Двойников, Д.Р. Аминов, А.И. Шиверских. - Тюмень: ООО «Печатник», 2009. - 204 с.
2. Двойников М.В. Управление и контроль параметров бурения скважин интовыми забойными двигателями: Монография / М.В. Двойников, В.П. ■вчинников, A.B. Будько, П.В. Овчинников. - М.: ЗАО «Белогородская бластная типография», 2009. - 136 с.
3. Двойников М.В. Совершенствование винтовых забойных двигателей ля бурения скважин: Монография/ М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. удько, П.В. Овчинников, А.И. Шиверских. - Тюмень: ООО «Печатник», 2010. 141 с.
б) учебное пособие
4. Овчинников В.П. Технологии и технологические средства бурения кривленных скважин: Учеб. пособие. / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, Т. Герасимов и др. - Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008. - 156 с.
в) статьи в научно-технических рецензируемых журналах
5. Овчинников В.П. Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях севера Тюменской области /
B.П. Овчинников, М.В. Двойников, A.JI. Каменский // Бурение и нефть. - 2006.
№ 11.-С. 15-16.
6. Овчинников В.П. Совершенствование узлов винтовых забойных двигателей для бурения скважин / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. - № 1. - С. 51 - 52.
7. Двойников М.В. Совершенствование конструкции винтовых двигателей для бурения скважин / М.В. Двойников, В.Г1. Овчинников, А.В Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. - № 3. - С. 52 - 54.
8. Двойников М.В. Определение осевой нагрузки на долото при бурении скважи» с горизонтальным окончанием / М.В. Двошппсов, В.П. Овчинников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. - № 5. - С. 18-20.
9. Овчинников В.П. Управление потоком бурового раствора в кольцевом пространстве скважины при вскрытии продуктивных пластов / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. - № 07-08. - С. 46-47.
10. Двойников М.В. К вопросу продления срока службы винтовых забойных двигателей / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, C.B. Пролубщиков // Бурение и нефть. - 2007. - № 10. - С. 40-46.
11. Двойников М.В. Модернизация винтового двигателя для бурения скважин с высокими забойными температурами // Нефть и газ. - 2007. — № 11— 12.-С. 12-15.
12. Двойников М.В. Работа бурильной колонны при комбинированном способе бурения скважин с горизонтальным окончанием // Бурение и нефть. -2008.-№5.-С. 34-37.
13. Двойников М.В. Разработка малогабаритного винтового забойного двигателя для бурения скважин. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2008. - № 1. -
C. 42-43.
14. Двойников М.В. Продление срока службы рабочих органов винтовых забойных двигателей // Известия вузов. Нефть и газ. - 2008. - № 4. С. 11 - 15.
15. Двойников М.В. Определение фактической нагрузки на долото при бурении скважин с горизонтальным окончанием // Известия вузов. Нефть и газ. -2009.-№2.-С. 19-28.
16. Двойников М.В. Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием комбинированным способом/ М.В. Двойников // Известия вузов. Нефть и газ. -2009. -№ 3. - С. 15-19.
17. Двойников М.В. Исследование износостойкости рабочих органов винтовых забойных двигателей // Бурение и нефть. - 2009. - № 6. - С. 34 - 37.
18. Двойников М.В. Исследования поперечных колебаний винтового забойного двигателя // Бурение и нефть. - 2010. - № 01. - С. 10-12.
19. Овчинников В.П. Результаты исследований в области разработки техники и технологии бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин винтовыми забойными двигателями / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, А.В. Будько, П.В. Овчинников, С.В. Пролубщиков // Научно-технический журнал «Наука и техника в газовой промышленности». — 2010. -№01.-С. 15-32.
20. Двойников М.В. Результаты опытно-промышленных испытаний винтового забойного двигателя модульного исполнения // Известия вузов. Нефть и газ. - 2010. -№ 4. - С. 21-26.
г) патенты на изобретения
21. Пат. 2334072 1Ш, Е 21 В4 / 02. Устройство для бурения скважин / М.В. Двойников, В.П. Овчинников. - № 2006140367/03; Заявлено 15.11.2006; Опубл. 20.09.2008, Бюл. № 26.
22. Пат. 2334071 1Ш, Е 21 В4 / 02. Устройство для бурения скважин / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, Н.Н. Закиров. - № 2006140343/03; Заявлено 15.11.2006; Опубл. 20.09.2008, Бюл. № 26.
23. Пат. 2260106 1Ш, Е 21 В4 / 02. Устройство для бурения скважин / В.П.Овчинников, М.В. Двойников. - № 2004114359/03; Заявлено 11.05.2004; Опубл. 10.09.2005, Бюл. № 25.
24. Пат. 2313648 ТШ, Е 21 В4 / 02. Устройство для бурения скважин / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, А.В. Будько, А.Л. Каменский. - № 2006116075/03; Заявлено 10.05.2006; Опубл. 27.12.2007, Бюл. №36.
25. Пат. 2329368 1Ш, Е 21 В4 / 02. Устройство для бурения скважин / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, В.М. Гребенщиков. - № 2007100857/03; Заявлено 09.012007; Опубл. 20.07.2008, Бюл. № 20.
26. Пат. 2341637 1Ш, Е 21 В4 / 02. Малогабаритный винтовой забойный двигатель/ М.В. Двойников, В.П. Овчинников, В.А. Каплун. - № 2007100856/03; Заявлено 09.01.2007; Опубл. 20.12.2008, Бюл. № 35.
27. Пат. 2345208 Щ Е 21 В4 / 02. Героторная машина / М.В. Двойников. - № 2007122175/03; Заявлено 13.06.2007; Опубл. 27.01.2009, Бюл. №3 (патент на полезную модель 70292 1Ш. №2007127200/22 /Героторная машина. М.В. Двойников. Заявлено 10.07.2007; Опубл. 20.01.2008, Бюл. № 2).
28. Пат. 2361055 1Ш, Е 21 В4 / 06. Способ определения фактической осевой нагрузки на долото/ М.В. Двойников. - № 2007122176/03; Заявлено 18.06.2007; Опубл. 10.07.2009, Бюл. № 19.
Соискатель
М.В. Двойников
Подписано к печати 19.01.2011 Заказ №0135 Формат 60x84 Y](¡ Отпечатано на RISO GR 3750
Бум. писч 90 Усл. изд. л. 3,0 Усл. печ. л. 3,0 Тираж 100 экз.
Издательство ООО «Печатник» 624026, Тюмень, ул. Республики, 148 1/2, тел. (3452) 321-386
Содержание диссертации, доктора технических наук, Двойников, Михаил Владимирович
ВВЕДЕНИЕ.
1. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ОБЛАСТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СЕРИЙНО ВЫПУСКАЕМЫХ ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ ДЛЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН.
1.1. Анализ технических характеристик серийно выпускаемых отечественных объемных двигателей.
1.2 Анализ технических характеристик серийно выпускаемых зарубежных объемных двигателей.
1.3 Анализ конструкторских и технических решений в области совершенствования объемных двигателей.
1.4 Результаты исследований серийно выпускаемых ВЗД и технических решений в области совершенствования конструкций двигателей.
2. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАЗРАБОТОК ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И ТЕХНОЛОГИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА ОПТИМИЗАЦИЮ РЕЖИМОВ БУРЕНИЯ И АВТОМА
ТИЗАЦИЮ ПРОЦЕССА УГЛУБЛЕНИЯ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ВИНТОВЫМИ ЗАБОЙНЫ
МИ ДВИГАТЕЛЯМИ.
2.1 Анализ причин аварий при бурении наклонно направленных и горизонтальных скважин.
2.2 Анализ работы технических средств и технологий, направленных на оптимизацию режимов бурения и автоматизацию процесса углубления скважин.
2.2.1 Анализ эксплуатационных возможностей станций геолого-технологических исследований скважин.
2.2.2 Анализ методов оперативного контроля параметров бурения.
3. МЕТОДИКА, МЕТОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ИЗНОСОСТОЙКОСТИ РАБОЧИХ ОРГАНОВ ВЗД, ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЕРОТОРНОГО МЕХАНИЗМА МОДУЛЬНОГО ИСПОЛНЕНИЯ И ИХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК.
3.1 Установки и методика проведения исследований износостойкости РО, их геометрических параметров, уровня крутильных колебаний и энергетических характеристик отработанных ВЗД в условиях скважины.
3.2 Результаты исследования износостойкости, параметров изношенных героторных механизмов в условиях скважины, уровня крутильных колебаний и энергетических характеристик.
3.3 Установки и методика проведения исследований параметров рабочих органов и энергетических характеристик ВЗД с героторным механизмом модульного исполнения.
3.4 Результаты исследований параметров рабочих органов и энергетических характеристик ВЗД с героторным механизмом модульного исполнения.
3.5 Результаты исследований уровня поперечных колебаний ВЗД до модернизации и с героторным механизмом модульного исполнения.
3. МЕТОДИКА, МЕТОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ИЗУЧЕНИЮ ВЛИЯНИЯ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И ТРЕНИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ О СТЕНКИ СКВАЖИНЫ НА ФАКТИЧЕСКУЮ НАГРУЗКУ НА ДОЛОТО И РАБОТУ СИСТЕМЫ «БК-ВЗД-ДОЛОТО» ПРИ БУРЕНИИ КОМБИНИРОВАННЫМ СПОСОБОМ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.
4.1 Средства измерений и методика проведения исследований.
4.1.1 Характеристика применяемого оборудования при проведении исследований.
4.2 Методика и методы проведения исследований по изучению влияния частоты вращения и трения БК о стенки скважины на фактическую нагрузку на долото и работу системы «БК-ВЗД-долото» при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин.
4.3 Результаты исследований влияния частоты вращения и трения БК о стенки скважины на фактическую нагрузку на долото и работу системы «БК-ВЗД-долото».
4.3.1 Объяснение работы системы «БК-ВЗД-долото» на основе результатов экспериментальных исследований при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин.
4.4 Методика определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения БК при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин.
5. КОНСТРУКТОРСКИЕ РАЗРАБОТКИ ВЗД.
5.1 Разработка моментоемкого ВЗД без использования секционирования героторных механизмов и двигателя с низким показателем поперечных вибраций.
5.1.1 Разработка ВЗД с низким показателем поперечных вибраций.
5.2 Разработка устройств для снижения пусковых давлений
5.3 Разработка ВЗД для бурения горизонтальных скважин.
5.4 Разработка малогабаритного ВЗД со сниженными показателями осевых вибраций.
5.5 Разработка ВЗД для бурения в условиях высоких забойных температур.
5.6 Разработка двигателя с повышенным показателем моторесурса.
6. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ.
6.1 Опытно-промышленное внедрение двигателя модульного исполнения.
6.2 Результаты опытно-промышленного внедрения методики определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения бурильной колонны.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями"
Актуальность проблемы
При строительстве нефтяных и газовых скважин в настоящее время в качестве привода долота нашли достаточно широкое применение винтовые забойные двигатели (ВЗД), обеспечивающие в России от 50 до 60 % всего объема бурения. В качестве технологического приема повышения эффективности бурения с ВЗД используют одновременное периодическое или постоянное вращение бурильной колонны ротором, либо верхним приводом. Производственники данный способ называют комбинированным. Его использование позволяет осуществлять бурение скважин различной глубины с разными типами профиля, широким диапазоном изменения вида и свойств промывочных жидкостей, параметров режима бурения, а также с применением разных конструкций и типоразмеров породоразрушающего инструмента.
При сложившейся на сегодня технологии бурения отмечаются проблемы, связанные с нестабильностью работы ВЗД, их. остановками, низким сроком службы рабочих органов (РО), а также авариями (отворотами, разрушениями элементов ВЗД) компоновки бурильной колонны (БК). В частности, сроки работы двигателей, в зависимости от типоразмера и условий эксплуатации, составляют от 90 до 235 ч, а отказы ВЗД по данным буровых компаний ООО «Газпром бурение» и «КСА Беи1৻ — от 5 до 12 в год' что приводит к длительным восстановительным работам в скважине, либо полной ликвидации последней.
Указанные явления обусловлены следующим: отсутствием информации о фактической осевой нагрузке на долото, влияющей на работу системы «БК - ВЗД — долото»; чередованием разбуриваемых пород с разными физико-механическими свойствами; применением долот, обладающих повышенной моментоёмкостью; низким качеством изготовления элементов рабочих органов и конструктивными особенностями силовой секции двигателя, а также рядом других малосущественных факторов.
Цель работы
Повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин разработкой методов контроля и оперативного управления режимами работы породоразрушающего инструмента, обеспечением устойчивого режима работы низа бурильной колонны, увеличения энергетических характеристик и межремонтного периода ВЗД.
Основные задачи исследований
1. Анализ результатов технических и технологических решений, направленных на повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин с применением ВЗД.
2. Исследование энергетических характеристик и износостойкости рабочих органов предложенного героторного механизма в зависимости от времени отработки ВЗД в условиях скважины.
3. Обоснование метода регулирования энергетических характеристик героторного механизма модульного исполнения для обеспечения требуемых параметров бурения скважины и повышения срока службы ВЗД.
4. Разработка, исследование и испытания ВЗД с РО модульного исполнения.
5. Анализ и разработка методики определения и контроля фактической нагрузки на долото, частоты вращения бурильной колонны для оперативного управления и автоматизированного контроля параметров бурения с применением ВЗД.
6. Опытно-промышленное внедрение разработанных технических средств и технологии бурения скважин. Анализ полученных результатов. Разработка нормативных документов.
Объект и предмет исследования. Объектом исследования является бурение скважин, предметом — методологические и технологические решения, направленные на повышение эффективности бурения нефтяных и газовых скважин с применением ВЗД.
Научная новизна
1. Научно обоснован способ повышения энергетических характеристик ВЗД и увеличения его срока службы, основанный на изменении конструкции силовой секции, обеспечивающей снижение инерционной и увеличение гидравлической сил в рабочих органах двигателя, за счет изготовления ротора героторного механизма модульного исполнения.
2. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено увеличение энергетических параметров (момент на валу, мощность, давление в рабочих камерах, нагрузочная способность) героторного механизма, снижение крутильных колебаний ВЗД в зависимости от угла разворота соосно объединенных модулей относительно друг друга. Дано объяснение увеличению срока службы ВЗД.
3. Теоретически объяснено и экспериментально подтвержден механизм моментно-силового взаимодействия элементов системы «БК-ВЗД -долото» при комбинированном способе бурения нефтяных и газовых скважин с использованием серийных и модернизированных двигателей.
4. Разработана методика определения фактической нагрузки на долото и частоты вращения БК, позволяющая обеспечить повышение скорости процесса бурения, устойчивость работы винтового' забойного двигателя, а также безаварийность проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин комбинированным способом.
Основные защищаемые положения
1. Научное обоснование возможности изменения векторов сил нагружения статора РО, влияющих на эксплуатационные характеристики ВЗД, без изменения геометрических параметров винтовых поверхностей героторного механизма.
2. Компоновка героторного механизма с ротором модульного исполнения, позволяющая снизить уровень крутильных колебаний ВЗД, повысить запас его устойчивости и срок службы, а также рабочие характеристики двигателя. Решение положено в основу создания новых типов конструкций ВЗД.
3. Научное обоснование необходимости изменения методики оперативного управления режимами бурения нефтяных и газовых скважин введением этапа оперативной корректировки осевой нагрузки на долото, определяемой по моментносиловым и частотным характеристикам бурильной колонны и ВЗД.
4. Методика определения и контроля фактической осевой нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны, которая позволяет обеспечить устойчивость работы винтового забойного двигателя, что способствует безаварийному бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Практическая ценность и реализация работы
По результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены при строительстве нефтяных и газовых скважин: конструкция винтовых забойных двигателей с увеличенным сроком службы, содержащая героторный механизм модульного исполнения (патент № 2345208); методика определения и контроля фактической нагрузки на долото, а также частоты вращения бурильной колонны в процессе углубления забоя наклонно направленных и горизонтальных скважин (патент № 2361055). Рекомендованы оптимальные значения угловой скорости бурильной колонны в зависимости от нагрузки на долото по данным станции ГТИ и дифференциального момента, обеспечивающие стабильную безаварийную работу системы и выполнение условия, при котором тормозная нагрузка ВЗД будет больше фактической осевой нагрузки на долото. нормативные документы: регламент технического обслуживания и ремонта ВЗД модульного исполнения; регламент на бурение скважин с ВЗД модульного исполнения в ОАО «Газпром»; рекомендации по применению методики определения осевой нагрузки на долото, контролю параметров бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин; программ на бурение скважин Заполярного, Ямбургского, Уренгойского, Урненского месторождений ВЗД модульного исполнения с использованием методики определения фактической осевой нагрузки на долото и контролю параметров бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.
Технические и технологические разработки внедрены в филиале Уренгой бурение ООО «Газпром бурение», ОАО «ТНК-ВР», ООО «ТНК-Уват» при строительстве скважин на месторождениях: Заполярное, Ямбургское, Уренгойское, Урненское. Сроки строительства скважин сократились в среднем на 4 суток, за счет увеличения механической скорости бурения на 12 - 15 %.
Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований используются на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин», в учебных центрах ТюмГНГУ при проведении лекционных занятий для подготовки и переподготовки специалистов нефтегазового направления.
Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Двойников, Михаил Владимирович
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Выявлены основные направления повышения эффективности бурения скважин путем совершенствования и разработки метода контроля и оперативного управления технологическими параметрами процесса углубления забоя скважины ВЗД, увеличения их энергетических характеристик и межремонтного периода эксплуатации.
2. Научно обоснована и экспериментально подтверждена возможность перераспределения радиальных гидравлических сил в паре ротор - статор героторного механизма с ротором модульного исполнения, влияющие на основные энергетические характеристики ВЗД и его срок службы. Модульное разделение ротора по окончанию его шагов, последующее их объединение и разворот осей на определенный угол позволяют снизить уровень крутильных колебаний двигателя, повысить запас его устойчивости, а также энергетические характеристики ВЗД.
3. Предложено конструкторское решение (патент №2345208), позволяющее регулировать параметры РО изменением векторов сил нагружения статора, влияющих на эксплуатационные характеристики ВЗД, без изменения геометрических параметров винтовых поверхностей героторного механизма. Решение положено в основу создания новых типов компоновок ВЗД.
4. Опытно-промысловые испытания разработанной конструкции двигателей с героторным механизмом модульного исполнения ротора Д1-195В, ДГР-178.6/7.57 и ДГР-178.7/8.37 при бурении скв. 20901 на Заполярном и скв. 902.1, скв. 966.1, скв. 966.2, скв. 24603 Ямбургском месторождениях подтвердили результаты экспериментальных и теоретических исследований, которые явились основанием использования героторных механизмов с роторами модульного исполнения в серийно выпускаемых ВЗД.
5. Разработаны технические средства и усовершенствованы узлы ВЗД, обеспечивающие повышение эффективности бурения скважин, за счет увеличения энергетических характеристик, устойчивости их работы в сложных геолого-технических условиях (патенты № 2260106; 2334072; 2334071; 2341637; 2313648; 2361055).
6. Установлено основное условие стабильной работы системы «БК -ВЗД - долото, обеспечивающее безаварийное бурение нефтяных и газовых скважин комбинированным способом, учитывающее силовое взаимодействие элементов системы и параметры механического бурения (нагрузка на долото, частота вращения бурильной колонны и вала ВЗД).
7. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена необходимость изменения методики оперативного управления режимами бурения нефтяных и газовых скважин введением этапа оперативной корректировки осевой нагрузки на долото, определяемой по моментносиловым и частотным характеристикам бурильной колонны и ВЗД.
8. Разработана методика определения и контроля фактической осевой нагрузки на долото и частоты вращения бурильной колонны, которая позволяет обеспечить устойчивость работы винтового забойного двигателя, что способствует безаварийному бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин.
9. Технология бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, с использованием разработанной методики, успешно применена на семи скважинах Уренгойского и Урненского месторождений. Внедрение позволило сократить сроки строительства скважин в среднем на 4 суток вследствие увеличения механической скорости бурения от 12 до 18 %.
10. По результатам теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработаны и внедрены регламенты, рекомендации и программы по бурению скважин, техническому обслуживанию и ремонту ВЗД модульного исполнения, а также по использованию методики определения осевой нагрузки на долото и контроля параметров бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин в ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Ямбурггаздобыча» и ОАО «ТНК-Уват».
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Двойников, Михаил Владимирович, Б.м.
1. Н.А. Северинчик Машины и оборудование для бурения скважин. — М.: Недра, 1986. С. 119
2. Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Гноевых Одновинтовые гидравлические машины: В 2т. М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2007 - Т2. Винтовые забойные двигатели. С. 3-20
3. ГОСТ26673-85 Государственный стандарт на производство гидравлических забойных двигателей
4. ТУ39-1118-86 Технические условия на изготовление гидравлических забойных двигателей
5. ТУ 3664-044-0014707402002, ТУ 3664-005-14030039-2005. Технические условия на двигатели винтовые забойные для бурения и капитального ремонта скважин.
6. Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, А.Н. Гноевых Винтовые забойные двигатели. Справочное пособие — М.: Изд. «Недра» 1999 - С. 5-9
7. Ю.М. Подгорнов Эксплуатационное и разведочное бурение на нефть и газ: Учеб. Пособие для рабочих на производстве. М.: Недра, 1988- С. 188
8. Патент 2021463 КД МПК5 Е 21 В 4/00. Устройство для бурения скважин /Гусман М.Т., Константинов Л.П., Полшков В.К., Эдельман Я.А./№4951789/03 опубл. 15.10.94 Бюл.№19
9. Патент 1Ш 2011778 С1, Е 21 В 4/02. Винтовой забойный двигатель /Кочнев А.М./№4739290/03 опубл. 30.04.94
10. Патент БШ № 2102575 С1, Е 21 В 4/02. Малогабаритный винтовой забойный двигатель /Вершинин А.В./№95120659/03 опубл. 20.01.98
11. Патент БШ 2162132 С2, Е 21 В 4/02, Е 21 В 7/08. Гидравлический двигатель /Андошкин В.Н., Астафьев С.Р., Кобелев К. А., Тимофеев В.И./Заявка: 99108273/03 опубл. 20.01.2001.
12. Патент Е21В4/02, US №870442, Заявка №93106241.8 Eppink, Jay M. 16.04.93 (Техас, США) //Забойный двигатель имеющий гибкую соединительную штангу
13. Патент F04C11/00, F04C15/00, Е21В4/02, US №711322, Заявка №86630014.8 Eppink, Jay Milton 13.03.85 //Винтовой забойный двигатель
14. Патент Е21В 4/02, GB № 2 419619, Заявка № 0521808.6, Bruce Boyle, Geoff Downton // Забойный двигатель с гидравлическим приводом и с индуктивной связью
15. Патент Е21В4/02; Е21В21/10; Е21В44/00В, CA №2082488, Заявка СА19922082488 Reinhardt Paul A. (US), Опубл. 22.05.1993 //Устройство для контроля жидкости с механическим приводом для забойных двигателей с гидравлическим приводом
16. Патент Е21В4/02, US 4646856, Заявка №756817, Newton В. Dismukes, (Техас), Опубл. 03.04.1987 // Сборка забойного двигателя
17. Патент Е21В4/02, CA 1185859, Djekson Dj. С., Breymlet Kennet, Denis Djeyms Dj, (США), Опубл. 06.04.1992 // Быстроразъёмное соединение забойного двигателя
18. Патент F04D3/02, CA 1121212, Riordan, Mathew В. (US), Опубл. 03.06.1998 // Улучшенный статор для гидравлического забойного двигателя и принцип его сборки
19. Патент Е21В4/02 US 2008/0029304 Al Randy LeBlanc, Lafayette, Carl LeBlanc, Lafayette, LA (US), Опубл. 07.02.2008// Сборка сердечника и втулки подшипника для забойного двигателя
20. Патент Е21В 10/22, Е21В 4/02 CA 2518146 Al Cioceanu Nicu, Опубл. 02.03.2007//0пора для забойного двигателя
21. Патент Е21В 47/00 // Е21В 47/14 GB2 400663А, Blake Thomas Hammond, Joel D Shaw, David W Teale, Опубл. 20.10.2004//Аккустический мониторинг забойного двигателя/ Определение частоты вращения двигателя
22. Патент E2IB 4/20 GB 2 410760 A, Kenneth M Nevlud и Timothy Р Beaton, Опубл. 07.02.2005// Забойный двигатель с фиксатором (запирающим механизмом) вала
23. Патент Е21В 4/02 US 2004/0129457 Al, Keith McNeilly, Houma, LA (US), Опубл. 08.07.2004// Амортизатор вращательного момента забойного двигателя
24. Патент Е21В 17/10, Е21В 4/00 СА2439331А1, WENZEL, WILLIAM RAY, Опубл. 02.03.2005//Метод стабилизации забойного двигателя
25. Патент Е21В 3/12, US 4011917, 671 Wladimir Tiraspoisky, Опубл. Mar. 15, 1977/ PROCESS AND UNIVERSAL DOWNHOLE MOTOR FOR DRIVING A TOOL
26. A.c. 943388, M. Кл.3Е 21 В 4/02. Винтовой забойный двигатель/С.С. Никомаров, А.М.Кочнев, Ю.В. Захаров/ №2410787/22-03, опубл. 15.07.82. Бюл.№26
27. A.c. 943387, М. Кл.3 Е 21 В 4/02. Забойный двигатель/С.С. Никомаров, A.M. Кочнев и Ю.В. Захаров/ №2410787/22-03, опубл. 15.07.82. Бюл.№26
28. A.c. 926208, М. Кл.3 Е 21 В 4/02. Винтовой забойный двигатель/Д.Ф. Балденко, М.Т. Гусман, Н.Ф. Мутовкин, В.И. Семенец/ №2737351/22-03, опубл. 07.05.82. Бюл.№17
29. A.c. 1781403 SU, Е 21 В 4/02. Забойный винтовой двигатель/Д.Ф. Балденко, A.B. Власов, М.Т. Гусман и Н.Ф. Мутовкин/№4769340/03. опубл. 15.12.92.Бюл.№46
30. A.c. 899819, М. Кл.3 Е 21 В 4/00. Винтовой забойный двигатель/Э.Н. Крутик, A.M. Кочнев, Н.Д. Деркач и С.С. Никомаров/№2543577/22-03. Бюл.№3 опубл. 23.01.82
31. Патент RU 2018620 Cl, Е 21 В 4/02. Статор забойной героторной машины /Буджанский B.C., Константинов И.Л./Заявка: 5033462/03 опубл. 30.08.94
32. Патент. RU 2166603 CI, E 21 В 4/02. Героторный механизм винтовой забойной гидромашины /Кочнев A.M., Коротаев Ю.А., Цепков
33. A.B., Суслов В.Ф., Бобров М.Г./Заявка: 2000118330/03 опубл. 10.05.2001
34. Патент. RU № 2162926 CI, Е 21 В 4/02. Героторный механизм /Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Коротаев Ю.А., Лузгин С.А., Суслов В.Ф., Цепков A.B./ Заявка: 2000101668/03, 26.01.200. опубл. 10.02.2001.
35. A.c. SU № 1384702 AI, Е 21 В 4/02, F 04 С 2/107. Героторная машина /Д.Ф. Балденко, Ю.В. Вадецкий, М.Т. Гусман, В.И. Семенец, В.А. Хабецкая/ № 3646440/22-03 опубл. 30.03.88. Бюл. № 12
36. A.c. RU 945340, Е 21 В 4/02 Винтовой забойный двигатель /А.М.Кочнев, С.С. Никомаров, М.Т. Гусман, Ю.В. Захаров и В.Б.Голдобин/ опубл. 23.07.1982. Бюл. №27
37. A.c. SU 1548395 Е 21 В 4/02 Винтовой героторный механизм/ Д.Ф.Балденко, М.Т. Гусман, Л.А. Кондратенко и Т.Н. Чернова/ опубл. 07.03.1990. Бюл. № 9.
38. A.c. US 1756525 Е 21 В 4/02 Гидравлический забойный двигатель/
39. B.C. Будянский, С.Ю. Брудный-Челядиков, И.Л. Константинов, М.В. Крекин и В.В. Свирина / опубл. 23.08.1992. Бюл. №31.
40. A.c. SU 698336 Е 21 В 4/02 Винтовой забойный двигатель/ С.С. Никомаров и A.M. Кочнев / опубл. 30.06.1993 Бюл. №24
41. A.c. SU 1385686 Е 21 В 4/02 Винтовой забойный двигатель/ С.С. Никомаров, A.M. Кочнев и Л.В. Астафьева / опубл. 30.06.1993. Бюл. №24
42. A.c. SU 1790656 Е 21 В 4/02 Забойный двигатель / В.А. Сехниашвили, А.П. Туршиев, М.И. Танеев и A.M. Кириенко / опубл.23.01.1993. Бюл. №3
43. A.c. SU 1808951 Е 21 В 4/02 Винтовой забойный двигатель / С.В. Величкович, В.М. Шопа, А.С Величкович и О.Ф. Яремак/ опубл. 15.04.1993. Бюл .№14
44. A.c. RU 2018619 E 21 В 4/02 Винтовой забойный двигатель / В.А. Сехниашвили, М.И. Танеев, С.Б. Тихомиров и А.П. Туршиев / Опубл. 30.08.1994 год. Бюл. №16
45. Патент RU2150566 Е 21 В 4/02 Способ оптимизации геометрических параметров профиля рабочих органов одновинтовой гидромашины/ Д.Ф. Балденко, Ф.Д. Балденко, Ю.А. Коротаев/опубл. 10.06.2006
46. A.c. SU №1114777 Е 21 В 4/02 /Винтовой забойный двигатель /Ю.В. Садыков, A.A. Погарский/ опубл. 23.09.1984 год. Бюл. № 35.
47. Кулябин Г.А. /Технология углубления скважин на нефть и газ/ Тюмень, Изд-во «Вектор Бук», 2001. С. 30-44
48. Карапетов Р.В. Повышение эффективности бурения скважин с применением винтовых забойных двигателей за счет увеличения их моторесурса/Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук М.: 2006. С.6
49. Бебенин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук М.: 2006. С.6
50. М.В. Двойников /Работа бурильной колонны при комбинированном способе бурения скважин с горизонтальным окончанием. Бурение и нефть. -2008. № 5 - С. 34-37
51. Демпси П. Краткий обзор состояния измерений в процессе бурения / / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1986. №2 5. С. 7-11.
52. Мальцев A.B., Дюков JI. М. Приборы и средства контроля процессов бурения: Справочное пособие. М.: Недра, 1989.
53. Мелик-Шахназаров А. М., Гробштейн А. С. Приборы для контроля веса бурового инструмента. М.: Недра, 1971
54. Рукавицын В. Н. Контроль забойных параметров в процессе бурения скважин /ВНИИОЭНГ. М.,1987 (Обзорная информ. Сер.: Автоматизация и телемеханизация в нефтяной промти). 42 с.
55. Downhole Measurements While Drilling (материалы к семинару фирмы ANADRILL SCHLUMBERGER В Москве, март 1987 г.).
56. Measurement While Drilling (MWD). Gearhart Geodata Services, Aberdeen (проспект).
57. Лукьянов Э. E. Геолого-технологические исследования в процессе бурения: Дис. на соиск. учен, степени д-ра техн. наук. М., 1990.
58. Молчанов А. А. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. М.: Недра, 1983. 189 с.
59. Лукьянов Э. Е., Стрельченко В. В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997, с. 348-624
60. Лукьянов Э. Е. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979, 248 с.
61. Лукьянов Э. Е. Исследование и разработка методических и технических средств оптимизации процесса бурения и оперативного выделения пластов-коллекторов. Дис. на соиск. учен, степени канд. техн. наук. М., 1981. 183 с.
62. Геолого-технологические исследования в процессе бурения // РД 39-0147716-102-87. 1987. С. 196-197
63. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины: В 2Т. М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2007. - Т2. Винтовые забойные двигатели. С. 374-380
64. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины: В 2Т. М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2007. - Т2. Винтовые забойные двигатели. С. 382 - 388
65. A.C. 1392953 AI SU, Е21В44/00. Автоматический регулятор нагрузки на долото / H.H. Бородин. Заявка № 3973503/22 03 от 05.11.85
66. A.C. 1127970 А SU, Е21В44/00. Регулятор подачи долота/ Я.Б Кадымов, Ю.М.Б. Кулиев, P.P. Ибрагимов и др. Заявка № 3488975/22 03 от 20.09.82, Опбл. 07.12.84. Бюл. № 45
67. A.C. 1416676 AI SU, E21B44/00. Регулятор подачи долота/ T.C. Атакишиев, A.A. Барыодин, А.Г. Гусейнов и др. Заявка № 4097353/22 03 от 16.05.86, Опбл. 15.08.88. Бюл. № 30
68. A.C. 1479632 AI SU, Е21В44/00. Система автоматического управления процессом бурения/ Е.В. Калыгин, Г.Н. Глухов, Г.А. Багаутинов и др. Заявка № 4316460/23 03 от 14.10.87, Опбл. 15.05.89. Бюл. № 18
69. A.C. 1630379 А2 SU, Е21В44/00. Устройство для моделирования процесса движения бурильной колонны в скважине/ Е.В. Калыгин, Г.А. Багаутинов, Т,Н. Кравцова. Заявка № 4728702/03 от 15.08.89
70. A.C. 1682544 AI SU, Е21В44/00, 19/08. Исполнительный механизм подачи бурового инструмента/ Г.М. Кузнецов, Б.Г. Соколов, М.Г. Кузнецов и др. Заявка № 4679802/03 от 11.04.89.0пбл. 07.10.91. Бюл. № 37
71. A.C. 848607, Е21В44/00. Устройство подачи долота/ Ю.И. Сипунов, Б.А. Иванов, Р.Э. Капланов и др. Заявка № 2887603/22 03 от 26.02.80, Опбл. 23.07.81. Бюл. №27
72. A.C. 973807, Е21В44/00. Устройство для измерения усилий в колонне труб/ A.A. Головин, B.JI. Воронель, H.H. Лебедева и др. Заявка № 3212630/22-03 от 04.12.80, Опбл. 15.11.82. Бюл. № 42
73. A.C. 945396, Е21В44/00. Регулятор подачи долота/ Я.Б. Кадымов, Ю.-М.Б. Кулиев, P.P. Ибрагимов и др. Заявка № 2924527/22 03 от 30.05.80, Опбл. 23.07.82. Бюл. № 27
74. A.C. 1033717 А SU, Е21В44/00. Стабилизатор веса бурильного инструмента/ В.П. Гулага, Б.П. Копил, В.А. Кулишенко. Заявка № 3233593/22 03 от 08.01.81, Опбл. 07.08.83. Бюл. № 29
75. A.C. 1286749 AI SU, Е21В44/00. Устройство для контроля работы бурильной трубы/ Н.Т. Минченя, П.А. Удовидчик, В.А. Рыбаков и др. Заявка № 3965753/22 03 от 06.09.85, Опбл. 30.01.87. Бюл. № 4
76. A.C. 1305315 AI SU, Е21В44/00, 19/08. Забойный регулятор осевой нагрузки на долото/ Г.И. Лоскутов, П.П. Подгорный, А.П.
77. Полторацкий и др. Заявка № 3986271/24 03 от 09.12.85, Опбл. 23.04.87. Бюл. № 15
78. A.C. 1310511 AI SU, Е21В44/00, 19/08.Забойный регулятор осевой нагрузки на долото / Г.И. Лоскутов, П.П. Подгорный, А.П. Полторацкий и др. Заявка № 4010877/24 03 от 09.12.85, Опбл. 15.05.87. Бюл. № 18
79. A.C. 1372034 AI SU, Е21В44/00. Автоматический регулятор осевого усилия бурового инструмента на забой/ М.Ю. Борзенко. Заявка № 4001352/22-03 от 03.01.86, Опбл. 07.02.88. Бюл. № 5
80. A.C. 1374842 А SU, Е21В44/00. Забойный датчик осевой нагрузки на долото/ И.Н. Заболотнов, P.A. Фаттахов. Заявка № 4010948/22 -03 от 23.01.86.
81. A.C. 1479631 AI SU, Е21В44/00, Е21В19/08. Забойный датчик устройства контроля осевой нагрузки на долото/ Г.А. Панфилов, М.И. Столбун. Заявка № 4269051/23 03 от 29.06.87, Опбл. 15.05.89. Бюл. № 18
82. A.C. 1543057 А2 SU, Е21В44/00. Регулятор осевой нагрузки бурового инструмента/ М.Т.Аубакиров, М.Т. Билецкий, В.Ф. Чихоткин. Заявка № 4406376/23 03 от 06.04.88, Опбл. 15.02.90. Бюл. № 6
83. A.C. 1548418 А2 SU, Е21В44/00. Автоматический регулятор осевого усилия бурового инструмента на забой/ А.Н. Погорелый. Г.И. Коновалов, А.И. Флидермойз. Заявка № 4423440/25 03 от 10.05.88, Опбл. 07.03.90. Бюл. №9
84. A.C. 1596092 AI SU, Е21В44/00, 4/00. Забойный регулятор осевой нагрузки/ Ю.В. Миронов, Д.А. Вольченко, Е.П. Майдан и др. Заявка № 4462576/23 03 от 18.07.88, Опбл. 30.09.90. Бюл. № 36
85. A.C. 870682 Е21В44/00. Устройство для измерения осевой нагрузки на долото/В.А.Кузнецов, Н.Ф. Богданов, М.С.Земскова. Заявка № 2811681/22 03 от 28.08.79, Опбл. 07.10.81. Бюл. № 37
86. A.C. 857453, E21B44/00. Устройство для регистрации осевой нагрузки/ А.Ш. Янтурин, А.И. Батурин, Ю.В. Байца и , др. Заявка № 2834037/22-03 от 19.10.79. Опбл. 23.08.81. Бюл. № 31
87. A.C. 926254, Е21В44/00. Устройство для измерения веса бурового инструмента/ E.H. Садовников. Заявка № 2428099/22 03 от 09.12.76, Опбл. 07.05.82. Бюл. № 17
88. A.C. 972065, Е21В44/00. Устройство регулирования оптимальной осевой нагрузки на долото/ В.В. Сунцов, Б.Е. Афанасьев, Б.Б. Соколов и др. Заявка№ 3281351/22-03 от 22.04.81. Опбл. 07.11.82. Бюл. № 41
89. A.C. 1033719 А SU, Е21В44/00. Устройство для измерения осевой нагрузки на долото/ В.А. Кузнецов. Заявка № 3432697/22 03 от 29.04.82. Опбл. 07.08.83. Бюл. № 29
90. A.C. 1248350 А SU, Е21В44/00. Указатель оптимальной нагрузки на долото в процессе бурения/ В.В. Сунцов, С.Е. Котляров, A.B. Долгов и др. Заявка № 3756553/22 03 от 05.04.84.
91. A.C. 1154439 А SU, Е21В44/00. Устройство измерения осевой нагрузки/ Д.Б. Фридман, И.Р. Ионин. Заявка № 3617302/22 03 от 08.07.83. Опбл. 07.05.85. Бюл. № 17
92. A.C. 1182156 А SU, Е21В44/00. Забойный датчик осевой нагрузки на долото/ В.Д. Клаузер, И.Н. Заболотнов. Заявка № 3732265/22 03 от 27.04.84. Опбл. 30.09.85. Бюл. № 36
93. A.C. 1139831 А SU, Е21В44/00. Забойное устройство для измерения осевой нагрузки/ И.Н. Заболотнов, Ю.Ю. Дмитрюков, В.А. Рапин. Заявка № 2867070/22 03 от 10.01.80. Опбл. 15.02.85. Бюл. № 6
94. A.C. 1084423 А SU, Е21В44/00, Е21В47/00 Забойное устройство для измерения осевой нагрузки/ В.И. Лагутин, H.H. Гринченко,М.Н. Салимон. Заявка № 3438277/22 03 от 13.05.82.
95. A.C. 1021769 A SU, E21B44/00. Забойный регулятор осевой нагрузки на долото/ A.C. Мамедов, С.М. Сафаров. Заявка № 3265390/22 03 от 16.06.81. Опбл. 07.06.83. Бюл. № 21
96. RU 2013531С1, Е21В44/00. Регулятор подачи бурового инструмента/В .И. Молодило, Н.И. Литвинов. Заявка №5002279/03 от 15.07.1991. Опубл. 30.05.1994
97. A.C. 1361314 AI SU, Е21В44/00. Способ автоматического поддержания заданной нагрузки на долото и устройство для его осуществления/ Я.М. Печатников, И.Ю. Лурье, И.М. Юдборовский и др. Заявка № 4003372/22 03 от 06.01.86, Опбл. 23.12.87. Бюл. № 47
98. A.C. 1427915 AI SU, Е21В44/00. Способ регулирования режимов бурения/ B.C. Котельников. Заявка № 4106060/22 03 от 02.07.86
99. A.C. 1469105 AI SU, Е21В44/00. Способ регулирования оптимальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин/ В.Г. Горожанкин, В.Г. Тимченко, A.B. Барычев и др. Заявка № 4170558/23 03 от 25.12.86, Опбл. 30.03.89. Бюл. № 12
100. A.C. 1488447 AI SU, Е21В44/00. Способ контроля осевой* нагрузки на долото при турбинном бурении/ М.И. Столбун, Г.А. Панфилов. Заявка № 4251404/23 03 от 28.05.87, Опбл. 23.06.89. Бюл. № 23
101. A.C. 1490260 AI SU, Е21В44/00. Способ контроля аварийных ситуаций при бурении скважин/ Е.В. Калыгин, Г.Н. Глухов, Г.А. Багаутинов и др. Заявка № 4317445/23 03 от 14.10.87, Опбл. 30.06.89. Бюл. № 24
102. A.C. 1549160 AI SU, Е21В44/00. Способ регулирования осевой нагрузки на долото при бурении скважин забойными двигателями/ B.C. Котельников, В.Г. Филь, Л.Б. Исаев. Заявка № 4330164/24 03 от 13.10.87
103. A.C. 1673728 AI SU, Е21В44/00. Способ оптимизации процесса бурения/ Е.В. Калыгин, Г.А. Багаутинов, Т.Н. Кравцова. Заявка № 4729688/03 от 09.08.89, Опбл. 30.08.91. Бюл. №32
104. A.C. 1649088 AI SU, E21B44/00. Способ регулирования процесса вращательного бурения/ A.A. Яцюк, В.В. Литра, Г.А. Луценко и др. Заявка № 4482090/03 от 29.07.88, Опбл. 15.05.91. Бюл. № 18 •
105. A.C. 1661385 AI SU, Е21В44/00. Способ предотвращения аварий бурильного инструмента в процессе бурения скважин/ Е.И. Крыжановский, И.М. Рихлевич, А.Д. Джус и др. Заявка № 4671010/03 от 30.03.89, Опбл. 07.07.91. Бюл. №25
106. A.C. 1613592 AI SU, Е21В44/00. Способ регулирования процесса вращательного бурения горных пород/ Г.А. Воробьев, С.А. Вареца, Б.А. Новожилов и др. Заявка № 4435221/31 03 от 03.06.88, Опбл. 15.12.90. Бюл. № 46
107. A.C. 1675546 AI SU, Е21В44/00. Способ управления режимами бурения/ М.Г. Эскин. Заявка № 4702545/03 от 24.05.89, Опбл. 07.09.91. Бюл. №33
108. A.C. 863842 , Е21В44/00. Способ регулирования режимом бурения/ В.Б. Разумов, Г.В. Рогоцкий, С.В. Соломенников и др. Заявка № 2844463/22-03 от 29.11.79, Опбл. 15.09.81. Бюл. № 34
109. A.C. 1252480 AI SU, Е21В44/00. Способ регулирования процесса вращательного бурения/ A.A. Тукенов, В.В. Михненко, И.Т. Туганбаев. Заявка № 3815236/22 03 от 20.11.84, Опбл. 23.08.86. Бюл. № 31
110. A.C. 1146417 А SU, Е21В44/00. Способ регулирования режимов бурения/ B.C. Котельников, И.И. Рыбчич, О.Н. Расторгуев. Заявка № 3694361/22-03 от 25.01.84, Опбл. 23.03.85. Бюл. № 11
111. A.C. 1245688 AI SU ,Е21В44/00. Способ регулирования процесса вращательного бурения горных пород/ В.Н. Алексеев, В.П. Красовский, H.H. Михеев. Заявка № 3852204/22 03 от 06.02.85, Опбл. 23.07.86. Бюл. № 27
112. RU 2263779С1, Е21В44/00, Е21В19/08. Способ формирования эффективной нагрузки на долото в горизонтальных скважинах/Ю.А.
113. Савиных, Р.И. Савиных, В.М. Шенбергер, Х.Н. Музипов. Заявка №2004116045/03 от 25.05.2004. Опубл. 10.11.2005
114. RU 2232882С2, Е21В44/00, Е21В19/08. Способ регулирования нагрузки на долото при бурении глубоких скважин/В.И. Иванников. Заявка №2000116214/03 от 23.06.2000. Опубл. 20.07.2004
115. RU 2124617С1, Е21В4/02, Е21В19/08. Способ формирования осевой нагрузки на долото и устройство для его осуществления/Г.А. Кулябин, В.М. Спасибов. Заявка №96114238/03 от 16.07.1996. Опубл. 10.01.1999
116. RU 2333351С1, Е21В44/00. Способ контроля нагрузки на долото по КПД бурения/Ю.А. Савиных, Г.А. Негомедзянова, Х.Н. Музипов, А.Ю. Васильева. Заявка №2006142153/03 от 28.11.2006. Опубл. 10.19.2008
117. RU 2124125С1, Е21В45/00, Е21В44/00. Способ регулирования оптимальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин/И.Е. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, В.В. Пашинский, Е.И. Ишемгужин и др. Заявка №97103910/03 от 12.03.1997. Опубл. 27.12.1998
118. Инструкция по бурению наклонно направленных скважин. М., ВНИИБТ, 1966-С. 69
119. A.C. №1128646 AI, Е 21 В 4/02, опубл. 30.09.1990 /Способ контроля режима работы винтового двигателя в забойных условиях/Д.Ф. Балденко, Т.Н. Бикчурин, Ю.В. Вадецкий, М.Т. Гусман, В.А. Каплун, A.M. Кочнев, С.С. Никомаров, В.И. Семенец
120. Опыт проводки скважин с применением винтовых забойных двигателей на Мангышлаке/Ф.И. Железняков, К.А. Шишин, H.JI. Аксененко и др.-Бурение. 1978, №5, с. 3-6
121. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков C.B. /Определение осевой нагрузки на долото при бурении скважин с горизонтальным окончанием/ Бурение и нефть. 2007. - № 5 - С. 18 - 20
122. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины: В 2Т. М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2007. - Т2. Винтовые забойные двигатели. С. 407 — 415
123. Бобров М.Г. Экспериментальное исследование жесткости обкладки статора винтовых забойных двигателей //Машины и нефтяное оборудование. 1982. - №2
124. Кочнев A.M. Колесниченко Т.А. Раздвижные шарнирные калибры для контроля статоров винтовых гидромашин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003. - №9
125. Система автоматического сбора и регистрации стендовой информацииЯО.В. Захаров, A.M. Кочнев, Н.М. Лицын и др.-Информ. Листок ЗУ ЦНТИ, Пермь, 1978
126. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины: В 2Т. М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2007. - Т2. Винтовые забойные двигатели. С. 262 - 273
127. Кочнев A.M., Захаров Ю.В.,Никомаров С.С. Некоторые особенности рабочего процесса винтового забойного двигателя.-Машины и нефтяное оборудование, 1979, №1, с. 19-23
128. Кулябин Г.А. Технология углубления скважин на нефть и газ. -Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2001.- С. 106-123
129. Кулябин Г.А. Методические указания по курсу "Технология бурения глубоких скважин" для проектирования режима бурения с забойными двигателями — Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый университет, 2003
130. M.B. Двойников. Исследование изнрсостойкости рабочих органов винтовых забойных двигателей. Бурение и нефть.-2009, №5. с. 15-19
131. Коротких Н.И., Гаврилова Е.И. /Разработка новых эластомеров для статоров винтовых забойных двигателей и винтовых насосов/Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003. № 9-С. 43-44
132. Кирсанов А.Н., Зиненко В.П., Кардыш В.Г./Буровые машины и механизмы. М., Недра, 1981. С. 12-52
133. Гаджумян P.A. Математическая статистика в разведочном бурении: Справочное пособие. М.: Недра, 1990. - С. 161 - 215.
134. Аветисов А.Г., Булатов А.И., Шаманов С.А. Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - С. 52 - 143
135. В. А. Каплун. Результаты испытаний КНБК при бурении наклонных скважин.- Нефтяное хозяйство, 1980, №10, с. 49-61
136. А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов и др. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. М.: ООО «Недра -Бизнесцентр», 2003. - С. 332 - 333
137. Особенности технологии бурения винтовыми забойными двигателями/Ю.В. Вадецкий, В.А. Каплун, И.К. Князев и др.-Нефтяное хозяйство, 1976, №6, с. 7-10
138. H.A. Северинчик Машины и оборудование для бурения скважин. — М.: Недра, 1986. С. 146 147
139. М.В. Двойников /Определение фактической нагрузки на долото при бурении скважин с горизонтальным окончанием. Известия вузов. Нефть и газ. 2009.-№ 2. С. 14-18
140. В.П. Овчинников, М.В. Двойников, A.J1. Каменский /Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях севера Тюменской области. Бурение и нефть. -2006. -№ 11.-С. 15-16
141. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков C.B. /Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях севера Тюменской области/ Бурение и нефть. -2006. -№ 11.-С. 15-16
142. Савин Д.Д., Гончаров П.И. и др./О выборе длины рабочих органов одновинтовых насосов/Машины и нефтяное оборудование, 1973, №1,С. 31-34
143. М.В. Двойников /Совершенствование технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием комбинированным способом. Известия вузов. Нефть и газ. 2009. - № 3. С. 15-19
144. Garrison Е.Р. Directional drilling control with downhole mud motor.-Australian Oil and Gas, 1967, vol. 13 pp. 181-185
145. Riordan M.A. New concept in straight hole drilling becames a proven performer.-Drilling, 1970, 15/IV, vol. 31, No. 7, pp
146. Овчинников В.П., Двойников M.B., Совершенствование конструкции винтовых двигателей для бурения скважин. Бурение и нефть. -2007. -№3.- С. 52-54
147. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков С.В. /Совершенствование конструкции винтовых двигателей для бурения скважин/ Бурение и нефть. — 2007. № 3. - С. 52 - 54
148. Патент 2334072 RU № 2006140367/03/Устройство для бурения скважин. Двойников М.В., Овчинников В.П. Заявлено 15.11.2006; Опубл. 20.09.2008, Бюл. №26
149. Патент 2334071 RU № 2006140343/03 /Устройство для бурения скважин. Двойников М.В., Овчинников В.П., Закиров H.H. Заявлено 15.11.2006; Опубл. 20.09.2008, Бюл. №26
150. Патент 2260106 RU № 2004114359/03 /Устройство для бурения скважин. Овчинников В.П., М.В. Двойников Заявлено 11.05.2004; Опубл. 10.09.2005, Бюл. № 25
151. Методика проведения технологических исследований процесса бурения скважин в условиях Западной Сибири (стандарт объединения) / В. Ф. Антропов, Т. Ф. Сибагатуллин, Э. Е. Лукьянов. Тюмень: СиБНИИНП. 1987. 175 с.
152. Справочник инженера по бурению / под ред. Б. И. Мишевича, И. А. Сидорова. М.: Недра, 1973. Т. 1. 520 с.
153. Патент 2313648 RU № 2006116075/03 /Устройство для бурения скважин. Овчинников В.П., Двойников М.В., Будько A.B., Каменский A.JI. Заявлено 10.052006; Опубл. 27.12.2007, Бюл. №36
154. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков С.В. /Совершенствование узлов винтовых забойных двигателей для бурения скважин/ Бурение и нефть. 2007. - № 1. - С. 51 - 52
155. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели: Справочное пособие М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. -С. 175-183
156. Малогабаритный забойный двигатель/С.С. Никомаров, A.M. Кочнев, Ю.В. Захаров и др.- Машины и нефтяное оборудование, 1974, №2, С. 7-110
157. Патент RU 2011778 CI, Е 21 В 4/02. Винтовой забойный двигатель /Кочнев А.М./№4739290/03 опубл. 30.04.94
158. Патент RU № 2102575 CI, Е 21 В 4/02. Малогабаритный винтовой забойный двигатель /Вершинин А.В./№95120659/03 опубл. 20.01.98
159. М.В. Двойников /Разработка малогабаритного винтового забойного двигателя для бурения скважин. Известия вузов. Нефть и газ. -2008.-№1. С. 42-43
160. Патент RU 2018620 CI, Е 21 В 4/02. Статор забойной героторной машины /Буджанский B.C., Константинов И.Л./Заявка: 5033462/03 опубл. 30.08.94
161. Патент 2329368 RU № 2007100857/03 /Устройство для бурения скважин. Двойников М.В., Овчинников В.П., Гребенщиков В.М. Заявлено 09.012007; Опубл. 20.07.2008, Бюл. №20
162. Коротких Н.И., Гаврилова Е.И. /Разработка новых эластомеров для статоров винтовых забойных двигателей и винтовыхнасосов/Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2003. -№9-С. 46-47
163. Двойников М.В. /Модернизация винтового двигателя для бурения скважин с высокими забойными температурами/Нефть и газ. 2007. - № 11-12-С. 12-15
164. Патент 70292 RU №2007127200/22 /Героторная машина. Двойников М.В. Заявлено 10.07.2007; Опубл. 20.01.2008, Бюл. № 2
165. Двойников М.В., Овчинников В.П., Будько A.B., Пролубщиков C.B. /К вопросу продления срока службы винтовых забойных двигателей/ Бурение и нефть. 2007. - № 10 - С. 40-46
166. Продление срока службы рабочих органов винтовых забойных двигателей. Известия вузов. Нефть и газ. 2008. - № 4. С. 11 - 15
167. М.В. Двойников. /Исследования поперечных колебаний винтового забойного двигателя. Бурение и нефть. 2010. - № 01 - С. 10-12
168. Овчинников В.П. Винтовые забойные двигатели для бурения скважин: Монография/ В.П. Овчинников, М.В. Двойников, Д.Р. Аминов, А.И. Шиверских. Тюмень: ООО «Печатник», 2009. - 204 с.
169. Двойников М.В. Совершенствование винтовых забойных двигателей для бурения скважин: Монография/ М.В. Двойников, В.П. Овчинников, A.B. Будько, П.В.Овчинников, А.И. Шиверских. Тюмень: ООО «Печатник», 2010. - 141 с.
170. Двойников М.В., Овчинников В.П, Будько А.В, Овчинников П.В. /Управление и контроль параметров бурения скважин винтовыми забойными двигателями: Монография. Москва. Газпром бурение: Изд-во ЗАО «Белогородская областная типография», 2010.- 136 с.
171. Двойников М.В. Результаты опытно-промышленных испытаний винтового забойного двигателя модульного исполнения/ М.В. Двойников / / Известия вузов. Нефть и газ. 2010. — № 4. — С. 21-26.
172. Овчинников В.П, Двойников М.В., Герасимов Г.Т. и др. Технологии и технологические средства бурения искривленных скважин. Учебное пособие. Тюмень: Изд-во Экспресс, 2008.- С. 112-116
173. Dyna-Drill. Handbook. The 2-nd edition. USA, 1975
174. Studie zur Entwicklung eines vorortantriebes nach dem system «Dyna-Drill». Freiberg Bergakademie, 1969
175. Щербюк H.Д., Якубовский H.B. Резьбовые соединения труб нефтяного сортамента и забойных двигателей. М., Недра, 1975
-
Двойников, Михаил Владимирович
-
доктора технических наук
-
Б.м., 2011
-
ВАК 25.00.15
- Управление эффективной отработкой винтовых забойных двигателей при бурении нефтяных и газовых скважин
- Управление гидродинамическими процессами при бурении скважин винтовыми забойными двигателями
- Гидравлическая программа промывки скважин газожидкостными смесями для вскрытия продуктивных пластов бурением винтовыми забойными двигателями
- Разработка технологии бурения глубоких скважин гидравлическими забойными двигателями в условиях соленосных отложений
- Развитие методологии моделирования процессов технологии бурения и скважинных механизмов
