Технология бурения нефтяных и газовых скважин модернизированными винтовыми забойными двигателями

Размещено на http://www.allbest.ru/

На правах рукописи

Специальности 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы

(нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН МОДЕРНИЗИРОВАННЫМИ ВИНТОВЫМИ ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

(научное обобщение, результаты исследований и внедрения)

ДВОЙНИКОВ МИХАИЛ ВЛАДИМИРОВИЧ

Тюмень - 2010



Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Овчинников Василий Павлович

- доктор технических наук, профессор Ишбаев Гниятулла Гарифуллович

- доктор технических наук Балденко Дмитрий Федорович

- доктор технических наук, профессор Панфилов Геннадий Андреевич

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится 25 ноября 2010 г., 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, 72

Автореферат разослан 25 октября 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля



ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Как показывает опыт работы буровых предприятий, в настоящее время приоритетным является бурение наклонно направленных и горизонтальных скважин. При строительстве таких скважин применяют вращательный способ бурения, используя в качестве привода долота винтовые забойные двигатели (ВЗД от 85 до 90 %) с одновременным периодическим или постоянным вращением 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 моторесурсом рабочих органов (РО), а также авариями (отворотами, изломами элементов ВЗД) компоновки бурильной колонны (БК). В частности, моторесурс двигателей в зависимости от типоразмера и условий эксплуатации составляет от 90 до 235 ч; отказы ВЗД (буровые компании ООО «Газпром бурение» и «KCA Deutag») от 5 до 12 в год.

Указанные явления обусловлены следующим: отсутствием информации о фактической осевой нагрузки на долото, влияющей на работу системы «БК - ВЗД - долото», чередованием разбуриваемых пород с разными физико-механическими свойствами и применением долот, обладающих повышенной моментоёмкостью; низким качеством изготовления элементов рабочих органов и конструктивными особенностями силовой секции двигателя, а также рядом других малосущественных факторов.

Повышение эффективности бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин, снижение неравномерности режимов работы ВЗД, увеличение его межремонтного периода и механической скорости проходки на долото возможно при оптимизации технико-технологических параметров разрушения горных пород и эффективности работы породоразрушающего инструмента, а также конструктивных изменениях элементов двигателя.

Цель работы - повышение эффективности строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин совершенствованием технических средств и технологий их бурения с винтовыми забойными двигателями.

Основные задачи исследований

1. Обобщение результатов технических и технологических решений по обеспечению работоспособности ВЗД, сохранение требуемых параметров режима бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.

2. Исследование износостойкости рабочих органов героторного механизма в зависимости от времени отработки ВЗД в условиях скважины.

3. Обоснование изменения параметров рабочих органов и энергетических характеристик героторного механизма модульного исполнения для обеспечения долговечности ВЗД.

4. Разработка, исследование и испытания ВЗД c РО модульного исполнения.

5. Анализ средств оперативного управления и контроля параметров с последующей разработкой методики определения и контроля фактической нагрузки на долото, оптимизации частоты вращения бурильной колонны, направленных на снижение аварийности в скважинах.

6. Анализ результатов опытно-промышленного внедрения технических средств и технологии бурения скважин. Разработка нормативных документов. героторный скважина энергетический долговечность

Научная новизна

Разработан научно обоснованный способ восстановления технических показателей ВЗД и увеличения его моторесурса, основанный на изменении конструкции силовой секции, обеспечивающей снижение инерционной и увеличение гидравлической сил в рабочих органах двигателя, из-за изготовления ротора героторного механизма модульного исполнения.

Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено увеличение энергетических параметров (момент на валу, мощность, давление в рабочих камерах, нагрузочная способность) героторного механизма с изношенными РО, снижение крутильных колебаний ВЗД в зависимости от угла разворота соосно объединенных модулей относительно друг друга. Дано научное объяснение увеличению срока службы ВЗД.

Дано научное объяснение моментно-силового взаимодействия элементов системы «БК-ВЗД -долото» при комбинированном способе бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с использованием серийных и модернизированных двигателей. Экспериментально и в промысловых условиях определена осевая нагрузка на долото и частота вращения бурильной колонны при разных значениях дифференциального момента.

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.

Разработана методика определения фактической нагрузки на долото и оптимизации частоты вращения БК, позволяющая обеспечить повышение скорости процесса бурения, стабильность работы винтового забойного двигателя, а также безаварийность проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин комбинированным способом.

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 повышенным моторесурсом, содержащих 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).

- 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» и ОАО «ТНК-ВР» ООО «ТНК-Уват» при строительстве скважин на месторождениях: Заполярное, Ямбургское, Уренгойское, Урненское. Сроки строительства скважин из-за увеличения механической скорости бурения от 12 до 15 % сократились в среднем на 4 суток.

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 заседаниях 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 тезисах и докладах на Международных, Всероссийских и др. 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 (176 наименований) и 22-х приложений. Изложена на 371 страницах машинописного текста, содержит 42 таблицы и 115 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена актуальность работы, обозначены направления и пути решения затронутых проблем, сформулированы цель работы и основные задачи по ее реализации.

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 сегодня 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, А.М. Кочнев, В.А. Каплун, С.С. Никомаров и др. Зарубежные специалисты: Y. Forrest, M. Garrison, T. 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 не высокий показатель времени их работы.

В таблице 1 приведена наработка (ресурс) ВЗД при бурении скважин на Приобском, Лянторском, Средне-Балыкском, Кулунском, Кальчинском, Уренгойском, Ямбургском и Заполярном месторождениях. 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», «Swaсo»; нагрузка на долото от 40 до 120 кН; производительность насосов от 0,024 до 0,036 м3/с; зенитный угол от 14 до 860.

Таблица 1 - Ресурс, применяемых ВЗД по ряду буровых компаний

Буровая компания (предприятие)	Тип ВЗД
	ДГР-178	Д2- 195	Д2- 172	Д5- 195	ДРУ-172	Д-172РС	G1-172 Grifits	Sp. Drill-178	D675-172Drilex
	Кинематическое отношение
	7:8	9:10	7:8	9:10	7:8	9:10	7:8	7:8	7:8
	Длина рабочей пары, мм
	3600	2300	2400	2400	2400	2400	2350	3000	2400
	Моторесурс ВЗД, ч
ОАО «Сургут-нефтегаз»	134	90	170	175	199	214	240	196	195
ООО «Газпром бурение»	146	139	168	198	214	212	235	-	-
«ТНК - ВР» (НБН)	127	154	154	186	204	232	227	264	-
ОАО «Лукоил» (БК Евразия)	162	186	176	210	238	239	208	229	205
«Schlumberger» (CGK)	153	-	-	185	234	245	266	247	212
	Среднее значение моторесурса ВЗД, ч
	144	142	167	190	218	228	235	231	204

Ресурс их работы в среднем по всем видам ВЗД составляет от 144 до 275 ч (см. таблицу 1). С таким показателем наработки возможно использование ВЗД на двух скважинах глубиной от 2500 до 3000 м.

Причинами недостаточно высокого моторесурса 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; поперечные колебания ротора и корпуса двигателя.

Известно, что ВЗД содержит силовую (двигательную) и шпиндельную 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 на 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: моментоемких героторных механизмов; устройств, повышающих пусковые характеристики объемных двигателей; двигателей с увеличенным моторесурсом.

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 c 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 неоднородностью 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 филиале Уренгой бурение ООО «Газпром бурение» за 2008 год произошло девять, в компании «KCA 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) и одновременным его проворачиванием верхним приводом.

В таблице 2 представлены сведения по количеству и причинам отказа ВЗД при бурении скважин.



Таблица 2 - Количество и причины отказа ВЗД

Буровая компания	Тип забойного двигателя	Интервал бурения, м	Количество	Причина отказа
Филиал Уренгой бурение ООО «Газпром бурение»	Д5-172	1365-1440 1478-1567	2 1	Слом торсиона Слом ротора
	ДР-172 (10 15I)	2786-2845	1	Слом торсиона
	Д-240	2591-2703 3335-3416	2 1	Отворот переводника шпинделя Слом торсиона
	ДГР-178	3276-3295	2	отворот корпуса в месте соединения регулятора угла
Общее количество отказов 9
«KCA Deutag Drilling GmbH»	Sp. Drill-171	2474-2527	1	Отворот верхнего переводника шпинделя
	D775-195Drilex	1878-1893	2	Отворот корпуса в месте Соединения регулятора угла
	Dyna-Drill F2000-171	2499-3036	1	Отворот шпинделя
	Navi-Drill(M1XL)-171	2273-2289	2	Отворот нижнего переводника шпинделя
Общее количество отказов 6
ООО «РН-Бурение» ОАО «Роснефть»	ДРУ-172РС	2349-2363	1	Слом полумуфты шпинделя
	ДГР-178	3123-3145	1	Отворот шпинделя
	Д-172РС	2579-2584	1	Слом торсиона шпинделя
	Д3-195	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

Ликвидация аварий связана с огромными материальными и техническими затратами в результате отворота элементов ВЗД.

Оставление на забое, является одной из сложных видов в скважине. Их

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, А.Н. Попова, А.И. Рукавицина, А.И. Спивака, Б.З. Султанова, Н.М. Филимонова, В.С. 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 бурения c учетом корректировки текущего положения оси горизонтальной скважины обеспечивается станциями геолого-технических исследований (ГТИ). Наиболее широкое применение нашли станции АМТ-121, Мега-АМТ компании ООО «АМТ» и АПК «Волга», а также Геотест-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 тонкослоистого 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 моментосиловое 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 возможным сальникообразованием 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 моментно-силовым и частотным показателям работы ВЗД и бурильной колонны.

В третьем разделе представлены методика, методы и результаты проведения 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 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 не более 0,16 %; система очистки четырехступенчатая фирмы «Derik», «Swaсo»).

Схема стенда Griffith TORQUEMASTER JUNIOR 1289 представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Горизонтальный стенд для испытания и исследования рабочего процесса гидродвигателей GRIFFITH TORQUEMASTER: 1 - установочная база; 2 - зажимы; 3 - электромагнитный порошковый тормоз; 4 - гидроотбойник; 5 - ВЗД; 6 - трубопроводы; 7 - насос; 8 - приемная емкость

Для проведения, регулировки и контроля энергетических характеристик двигателя (давление в двигателе, Р (МПа); частота вращения вала, n (об/мин); расход жидкости (бурового раствора), Q (м3/с) и момент на валу двигателя М (Н•м)) стенд снабжен пультом контроля и управления с программным обеспечением 9.

Для проведения исследований параметров РО в зависимости от угла разворота модулей относительно друг друга использовался «автоматизированный гидравлический ключ», входящий в состав стенда Griffith TORQUEMASTER JUNIOR 1289, содержащий пульт управления 1; гидравлические ключи (один из которых неподвижный 2, второй - с возможностью вращения 3) (рисунок 2). Ключ имеет возможность горизонтального перемещения по установочной базе (рельсам) 4, что позволяет осуществлять сборку рабочих органов двигателя. При её проведении, а именно соединении (запрессовке) ротора 5 в статор 6 определяется сила трения (натяга) контактного взаимодействия винтовой поверхности ротора 5 с винтовыми зубьями резинового эластомера статора 6. Скрепление резьбовых соединений 7 (место соединения модулей) и регулировка угла разворота ц1модулей ротора 8, 9 относительно друг друга осуществляется подвижным ключом 3.

Рисунок 2 - Автоматизированный гидравлический ключ с возможностью регулировки угла ц разворота модулей

Контроль угла ц1 разворота модулей 8, 9 относительно друг друга осуществлялся с использованием транспортира, а также методом оттиска (печати). Суть метода заключалась в следующем. При изменении угла ц1 модулей происходит смещение направления винтовой линии ротора. Поэтому первоначально для определения смешения 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 3).



Рисунок 3 - Оттиск винтовой поверхности модулей, развернутый профиль винтовой линии

Измеряют смешение h винтовой линии модулей и рассчитывают величину угла ц1 по формуле

ц1 = 2рh ? l, (1)

где h - смещение винтовой линии, мм; 2р - в град. (3600); l - длина окружности, причем l = рdf ; df - наружный диаметр ротора по вершинам зубьев, мм. Изучение изменения диаметрального натяга от соотношений диаметров эластомера и ротора, и его влияние на энергетические характеристики проводили также 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 = 0,10; эксцентриситет е в пределах 4,5 мм; диаметр ротора по вершинам зубьев df = 125,54 мм; диаметр эластомера статора по впадинам dc = 134,76 мм; диаметральный натяг д = 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. ном.	Время работы в скважине, ч	Диаметр ротора по вершинам зубьев, мм	Внутренний диаметр статора по впадинам, мм	Диаметральный натяг, мм	Энергетические характеристики ВЗД (при Qconst=0,030 м3/с; n=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	2,110
26	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	125,40	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, при этом средний диаметральный натяг уменьшился с 0,47 до 0,44 мм (рисунок 4).

Рисунок 4 - Изменения параметров РО 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, вызванных действием радиальных сил.

Используя метод экспоненциального сглаживания, разработанный Р. Брауном, оценивалась ожидаемая величина диаметрального натяга в зависимости от изменения диаметров РО через 130 ч отработки двигателя в скважине. Прогнозное значение диаметрального натяга через 130 ч работы двигателя в скважине составит 0,22 мм.

Исследования энергетических характеристик отработанных в условиях скважины двигателей, проводились в переходном режиме от оптимального к тормозному при постоянном расходе технологической жидкости Q=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 5).

Снижение энергетических характеристик двигателя приводит к снижению эффективности процесса бурения и в конечном счете к невозможности его дальнейшей эксплуатации (невозможность поддержания требуемых параметров режима бурения).

Рисунок 5 - Изменение энергетических характеристик Д2-195 от диаметрального натяга при работе ВЗД в экстремальном режиме Q=0,030 м3/с, n=9,3ч10,4 с-1

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, используемые в предыдущих экспериментах, имеющих износ РО более 40 %. Характеристики экспериментального двигателя, отработанного в скважине 100 ч составляли: эксцентриситет е 2,5 мм; диаметр ротора по вершинам зубъев df = 125,40 мм; диаметр эластомера статора по впадинам dc = 137,25 мм; д = 0,25. Испытания проводились при постоянном расходе технологической жидкости Q=0,030 м3/с. Результаты исследования влияния угла разворота модулей на энергетические характеристики двигателя модульного исполнения представлены в таблице 4 и на рисунке 6.

Установлено, что с изменением угла разворота модулей от 1 до 30, увеличивается диаметральный натяг с 0,25 мм до 0,47 мм, момент двигателя с 2,0 до 5,9 кН•м.

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

Разворот модуля на угол более 40 приводит к увеличению диаметрального натяга до 0,52 мм и росту перепада давления до 4,5 МПа, а также снижению частоты вращения до 5,0 с-1 (47 об/мин).

Рисунок 6 - Зависимости изменения момента на валу, давления и частоты вращения от угла ц1 разворота модулей

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 ц1 должен составлять от 3 до 40, 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 кН·м. Рекомендуемые значения угла разворота модулей ц1 в зависимости от диаметрального натяга для двигателя Д2-195 представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Рекомендуемые значения угла разворота модулей ц1 в зависимости от диаметрального натяга в РО Д2-195

Пор. ном.	Диаметральный натяг отработанного ВЗД, мм	Угол разворота модулей ц1, 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, отработанных в скважине от 90 до 120 ч, составляли: для Д1-195- эксцентриситет е = 4,2 мм; диаметр ротора по вершинам зубьев df = 125,40 мм; диаметр эластомера статора по впадинам dc = 137,25 мм; д = 0,23 (испытания проводились при постоянном расходе технологической жидкости Q=0,030 м3/с); для ДГР-178.6.7.57 - эксцентриситет е = 8,5 мм; диаметр ротора по вершинам зубьев df = 122,10 мм; диаметр эластомера статора по впадинам dc = 135,25 мм; д = 0,16 (расход Q=0,032 м3/с); для ДГР-178.7/8.37 - эксцентриситет е 6,2 мм; диаметр ротора по вершинам зубьев df = 122,10 мм; диаметр эластомера статора по впадинам dc = 135,20 мм; д = 0,13 (расход Q=0,034 м3/с). Угол разворота модулей ц1 варьировался от 3 до 50. Результаты исследования уровня вибрации двигателя до и после восстановления (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, z с одновременным замером энергетических характеристик ВЗД. Уровни виброскорости (), виброускорения () и амплитуды (А) связаны следующими выражениями:

; , (2)

, (3)

где и соответственно среднеквадратичные значения виброскорости (м/с) и виброускорения (м/с2); = 5•10-8 - опорное значение виброскорости, м/с; = 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 7). 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 8).

Рисунок 7 - Уровень виброускорения и энергетические характеристики ДГР-178.7/8.37 до восстановления



Рисунок 8 - Уровень виброускорения и энергетические характеристики ДГР-178.7/8.37 после восстановления модульного разделения ротора с углом разворота ц1=40

Амплитуда двигателя (рисунок 9) после модернизации двигателя снизилась с 8,0 до 2,6 мм. Анализ результатов исследований вибраций двигателя ДГР-178.7/8.37 до и после модернизации показал также снижение вибраций 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 9 - Амплитуда биений корпуса ДГР-178.7/8.37 до и после восстановления модульного разделения ротора

Полученные результаты теоретических и экспериментальных исследований послужили основой разработки конструкций ВЗД модульного исполнения и последующих опытно-промысловых испытаний.

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; разработка методики 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 10).

Рисунок 10 - Блок схема взаимодействия составляющих системы «БК - ВЗД - долото»

Для стабильной работы системы, упреждения аварийных ситуаций в скважине требуется соблюдение следующего условия:

> Gфакт. ,

где - тормозная осевая нагрузка ВЗД; Gфакт. - фактическая нагрузка на долото.

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



где - тормозной (стендовый) момент на валу двигателя, Нм; f - коэффициент трения долота о стенки скважины; DД - диаметр долота, м; Fот - отклоняющая сила на долоте в зависимости от искривления скважины, Н; - удельный момент сопротивления, Н•м/кН;

, Н;

где - сила тяжести шпинделя и долота в буровом растворе, Н; , Н; Gшп - вес шпинделя, Н; q - коэффициент, учитывающий силу Архимеда; Lн, - расстояние долота и расстояние от центра тяжести шпинделя до плоскости изгиба; - зенитный угол, град.; - 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 в больших пределах, так как пространственная форма оси колонны бурильных труб и интенсивность искривленных участков скважины могут быть любыми. Бурильные трубы располагаются в скважине в любом из многих вероятностных положений, что затрудняет аналитический расчет усилий прижатия. На рисунке 11 представлена расчетная схема деформации изгиба, сил и крутящих моментов, действующих на БК при комбинированном способе бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин.

Рисунок 11 - Схема деформации изгиба, сил и крутящих моментов системы «БК - ВЗД - долото» при комбинированном способе бурения: 1 - БК; 2 - ВЗД; 3 - долото; 4 - скважина; Мр, Мсж, Мр.д, Мтр.н, Мк, М0, Мд - крутящие моменты системы; G(Qос), Qк-осевая нагрузка и нагрузка на крюке; R - усилие прижатия колонны; F - сила трения; - окружная и скорость осевого перемещения БК; Fв - вертикальная составляющая силы трения; Fот - отклоняющая сила; Wз - реакция забоя; W0, Wн, Wв - реакция стенок скважины; -зенитный угол; - угол между осями скважины и долота; - угол перекоса осей скважины секций двигателя

Усилие прижатия определяет величину трения

где - 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:

Точка А движется по винтовой траектории с углом наклона

Соответственно и вектор силы трения составляет с горизонталью угол.

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

Горизонтальная составляющая определяющая величину крутящего момента,

В соответствии с уравнениями (10) и (11) и принимая для малых значений углов, определяем вертикальную составляющую сил трения:



или, заменив на

При постоянных скорости вращения и силе прижатия, обозначив

Таким образом, сила сопротивления осевому перемещению вращающейся БК зависит линейно от скорости поступательного движения и ее можно представить в виде силы линейного вязкого трения.

Следовательно, вес на крюке определяется по выражению

или, заменив на GГТИ,

Исследования фактической нагрузки на долото Gфакт. с сохранением стабильной работы системы при бурении комбинированным способом наклонно направленных и горизонтальных скважин проводились измерениями величины трения (усилия прижатия) БК о стенки по всей длине скважины-момента на роторе М1 (без нагрузки на долото) и величины трения БК о стенки скважины-момента 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).

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 .

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).

Угловая скорость вращения БК относительно оси скважины: , где - угловая скорость бурильной колонны относительно собственной оси (частота вращения ротора); - диаметр скважины (диаметр долота); - диаметр БК.

Исследования провели 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 900.

В качестве входных параметров принято: Х1 - ?М разность моментов на роторе в рабочем режиме работы ВЗД (под нагрузкой Мр.р) и работы ВЗД в режиме холостого хода (без нагрузки Мх.р), Нм; Х2 -угловая скорость вращения БК относительно стенки скважины, с-1; Z - Gфакт. 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 ?М варьировался от 0,5 до 8,0 кН•м, а угловая скорость вращения БК относительно стенки скважины 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 и диаметр бурильной колонны составляли 0,215 и 0,127 мм.

Результаты, представленные в таблице 7, подвергались статистической обработке в программе Statistica 6.0. Установлено, что при увеличении частоты вращения до 6,2 с-1 (частота вращения ротора 100 об/мин) фактическая нагрузка на долото Gфакт (при =40 кН и ?М =0,5 кН•м) увеличивается с 36,5 до 38,6 кН и с 44,1 до 77,6 кН (при =100 кН и ?М =8,0 кН•м). Потери осевой нагрузки на долото при изменении ?М от 0,5 до 8,0 кН•м составляет от 3,3 до 22,4 % (рисунок 12). С увеличением дифференциального момента ?М более 0,5 кН•м осевая нагрузка на долото по станции ГТИ не соответствует показателю фактической нагрузки на забое Gфакт. С увеличением частоты вращения бурильной колонны более 3,72 с-1 (частота вращения ротора 60 об/мин) фактическая нагрузка на долото Gфакт (при ?М от 0,5 до 5,0 кН•м) приближаются к показателю нагрузки на долото по станции ГТИ . При этом осевая нагрузка на долото по станции ГТИ должна составлять не менее 40 кН. С ростом показателя ?М от 5,0 до 7,0 кН•м для доведения требуемой нагрузки на долото (потери нагрузки на долото не более 5 %) оптимальная угловая скорость должна составлять от 4,96 до 6,2 с-1 (частота вращения ротора от 80 до 100 об/мин). При ?М 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 (частота вращения ротора) практически не оказывает влияния на изменение фактической нагрузки на долото (снижение потерь осевой нагрузки составляет не более 3 %).

Таблица 7 - Фактическая нагрузка на долото при различной угловой скорости вращения бурильной колонны относительно оси скважины и дифференциального момента

Пор. ном.	Дифференциальный момент ?М, кН•м	Угловая скорость вращения б.к. относительно оси скважины, с-1	Фактическая нагрузка на долото Gфакт., кН (при осевой нагрузке на долото по станции ГТИ , 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

Рисунок 12 - Изменение 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

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 ?М 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 nротора < nвзд 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 Gгти соответствует фактической нагрузке на долото Gфакт, а максимальный дифференциальный момент на роторе ?М 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 Мр.д., присоединенного к БК, возрастает прямо пропорционально создаваемой нагрузке на долото. Поддержание фактической нагрузки на долото Gфакт ниже показателя тормозной нагрузки ВЗД Gт (?М не более 5,0 кН•м) позволяет работать ВЗД в рабочем режиме. При увеличении фактической нагрузки на долото Gфакт до тормозной нагрузки ВЗД Gт (nротора ? nвзд) происходит снижение частоты вращения и остановка двигателя. Наступает кратковременный переходной режим (?М не более 7,0 кН•м), без увеличения дополнительного крутящего момента, действующего на бурильную колонну от роторной группы (долота, калибратора). На бурильную колонну действует максимальный реактивный момент от корпуса двигателя Мр.д. После полной остановки ВЗД nротора > nвзд происходит увеличение крутящего момента от забоя к устью. При этом фактическая нагрузка на долото Gфакт выше тормозной нагрузки ВЗД Gт. 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:



.

Достижение критических значений реактивного момента в сжатой части колонны Мсж (роторная группа Мк, Мд - калибратор и долото; Мр.д - реактивный момент от корпуса ВЗД, см. рисунок 11) и дифференциального момента ?М 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 > Gфакт., обеспечивающее стабильную работу системы «БК-ВЗД-долото» и снижение аварийности в скважине, в таблице 8 представлены рекомендуемые значения осевой нагрузки и угловой скорости при разных значениях дифференциального момента ?М.

Полученные результаты экспериментальных исследований послужили 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: