Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями (научное обобщение, результаты исследований и внедрения) (13.09.2010)

Автор: Двойников Михаил Владимирович

= 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 виброускорения 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).

Рисунок 5 – Вибро-ускорение и энергетические характеристики ДГР-178.7/8.37 до восстановле-ния

Рисунок 6 - Вибро-

ускорение и

энергетические характеристики ДГР-178.7/8.37 послевосстановле-ния (угол разворо-та ?1=40)

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 %.

Рисунок 7 - Амплитуда

биений корпуса ДГР-178.7/8.37 до и после восстановле-ния

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 трения 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 Varco 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:

> Gфакт. ,

– тормозная осевая нагрузка ВЗД; Gфакт. – фактическая нагрузка на долото.

Рисунок 8 – Блок схема взаимодействия составляющих системы «БК – ВЗД – долото»

Тормозная осевая нагрузка, при которой происходит остановка ВЗД (? = 0), определяется из уравнения

– удельный момент сопротивления, Н?м/кН;

– угол между осью скважины и долота, град.;

, град.

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

?l???0???%?

– коэффициент трения.

При движении колонны сила трения направлена против вектора абсолютной скорости точки А рассматриваемого участка.

В точке А имеем

При вращении колонны с частотой n относительно оси скважины радиуса Rс:

Рисунок 9 – Схема , приложенных

нагрузок и крутящих

– угол перекоса осей скважины секций двигателя

Вертикальная составляющая силы трения Fв, преодолеваемая осевой составляющей веса БК:

определяющая величину крутящего момента,

, определяем вертикальную составляющую сил трения:

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

на GГТИ,

) БК о стенки по всей длине скважины по показателям момента на роторе М1 (без нагрузки на долото) и величины трения БК о стенки скважины- по моменту на роторе М2 (под нагрузкой). После получения показателей моментов на роторе М1 и М2 определялся дифференциальный момент на трение БК по всей длине скважины ?М = М2 – М1 (с учетом изменения условий работы БК в зависимости от нагрузки на долото).

Изменение осевой нагрузки на долото в зависимости от частоты вращения БК (определение Gфакт.) 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).


загрузка...