На правах рукописи

ЛЯГОВ АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ

ДИНАМИЧЕСКИЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ

ЗАБОЙНЫМИ ДВИГАТЕЛЯМИ

Специальность 050213 ndash ldquoМашины агрегаты и процессыrdquo (Нефтегазовая отрасль)

А В Т О Р Е Ф Е Р А Т

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

УФА ndash 2005

2

Работа выполнена на кафедре ldquoНефтегазопромысловое оборудованиеrdquo Уфим-

ского государственного нефтяного технического университета

Научный консультант доктор технических наук профессор Ишемгужин Евгений Измайлович

Официальные оппоненты доктор технических наук профессор Спивак Александр Иванович доктор технических наук профессор Юртаев Виктор Григорьевич доктор технических наук старший научный сотрудник Янтурин Альфред Шамсунович

Ведущая организация ООО laquoБуровая компания ldquoЕвразияrdquoraquo

Защита состоится 3 июня 2005 года в 14-00 на заседании диссертационного

совета Д 21228905 при Уфимском государственном нефтяном техническом

университете по адресу 450062 Республика Башкортостан г Уфа ул Космо-

навтов 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государст-

венного нефтяного технического университета

Автореферат разослан laquo raquo апреля 2005 года

Ученый секретарь диссертационного совета Закирничная ММ

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы В последние годы нефтегазовые компании Рос-

сии обеспечивали наращивание объемов добычи в основном за счет интенсив-

ной эксплуатации крупных и уже истощенных месторождений с высокой об-

водненностью и пониженным пластовым давлением Вместе с тем среднее зна-

чение коэффициента извлечения нефти на сегодня не превышает 35hellip40

причем основные запасы по-прежнему сосредоточены именно на таких место-

рождениях

В силу этого наиболее важной проблемной и актуальной областью в тех-

нологической цепочке производства углеводородного сырья становится буре-

ние горизонтальных многозабойных и многоствольных скважин которое осу-

ществляется как традиционными неориентируемыми и ориентируемыми ком-

поновками низа бурильной колонны (КНБК) так и гибкими длинномерными

трубами с использованием нового оборудования технологий а также достиг-

нутого сегодня уровня знаний о динамических процессах происходящих на за-

бое скважины и в КНБК

КНБК ndash это техническая система включающая комплексы агрегатов уст-

ройств и инструментов предназначенная для управления процессом бурения

Комплексы включенные в систему КНБК работают как отдельные динамиче-

ские модули участвующие в сложных колебательных процессах происходя-

щих в скважине оставаясь при этом детерминистически связанными с систе-

мой

Синтез специальных компоновок повышенной надежности с учетом сто-

хастических динамических процессов происходящих на забое предопределяет

не только качество формирования ствола в процессе бурения но и дальнейшую

безаварийную работу эксплуатационного оборудования в скважине

Цель работы ndash создание стабилизирующих КНБК для осуществления бу-

рения наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигате-

лями традиционными и колтюбинговыми буровыми установками а также ис-

4

следование разработка и внедрение специальных технических средств и спосо-

бов для обеспечения управления колебательными процессами

Основные задачи

1 Исследование динамики КНБК с забойными двигателями в наклонно

направленных и горизонтальных скважинах

2 Качественная и количественная идентификация динамики КНБК как ме-

ханической системы построение математических моделей колебательных сис-

тем и комплексов специальных компоновок на основе анализа процессов в этих

системах выявления преобладающего источника возбуждения колебаний и

распознавания типа системы а также оценка параметров отдельных комплек-

сов включенных в КНБК

3 Полукачественная идентификация распознавание и оценка отдельных

параметров КНБК характеризующих степень и запас устойчивости новых ком-

поновок на основании статистического и динамического анализа их нагружения

и движения а также разработка методов оценки уровня параметрического уси-

ления или ослабления внешнего возмущения

4 Разработка совершенствование и внедрение комплекса технических

средств и способов для управления динамикой ориентируемых и неориенти-

руемых КНБК с забойными двигателями при бурении различными буровыми

установками

Методы решения В работе использован комплекс локальных и нелокаль-

ных методов включающих аналитические численные и стендовые исследова-

ния промысловые наблюдения и статистические обобщения а также синтез

принципиально новых технических средств и технологий масштабный произ-

водственный эксперимент и технико-экономические оценки разработок

Научная новизна

1 Выполнено аналитическое решение научной проблемы связанной с син-

тезом динамических компоновок при бурении забойными двигателями наклон-

но направленных скважин путем создания феноменологических математиче-

ских моделей антивибрационных стабилизирующих КНБК исследования их

5

колебаний как динамических систем с линейными и нелинейными коэффици-

ентами

2 На основании полученных решений установлены и определены механи-

ческие критерии динамической устойчивости разработанных компоновок их

амплитудно-частотные характеристики и фазовые траектории новых техниче-

ских средств включаемых в КНБК

3 Аналитически выявлены качественные закономерности формирования

ухабообразного забоя скважины как результат квазигармонических колебаний с

переменной амплитудой при бурении забойными двигателями различными ди-

намическими КНБК с регламентированными коэффициентами передачи воз-

мущающих сил

- установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины

- получены механические характеристики динамических компоновок оп-

ределяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы при

случайных колебаниях и разработаны методы оценки уровня параметрического

усиления характеристик системы при суммарном динамическом воздействии

продольных и поперечных колебательных процессов переходящих в парамет-

рический резонанс КНБК в зависимости от параметров механических импедан-

сов динамических систем

4 На основе анализа колебательных процессов происходящих на динами-

чески возмущенном участке КНБК впервые аналитически установлен и иссле-

дован механизм применения гироскопического эффекта для регулирования

азимутального и зенитного углов скважины специальными устройствами с ав-

тономно вращающейся массой

5 Методами имитационного моделирования колтюбинговых КНБК анали-

тически обосновывается вероятность существования различных устойчивых

периодических режимов вынужденных случайных колебаний динамических

6

компоновок состоящих из рабочих комплексов с регламентированными меха-

ническими импедансами подбираемыми случайным образом

Основные защищаемые положения

1 Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК

как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами уча-

ствующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двига-

телями наклонно направленных и горизонтальных скважин и методы их реше-

ния

2 Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармо-

нической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при

бурении шарошечными долотами забойными двигателями

3 Качественные закономерности влияния продольно-поперечных изгиб-

ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических вибро-

гасителей на динамические процессы происходящие в бурящейся скважине

4 Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных

двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических ком-

поновок наклонно направленных скважин

5 Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными уг-

лами скважины с использованием гироскопического эффекта

6 Научно-методические основы проектирования новых динамических

комплексов колтюбинговых КНБК разработка и оценка их механических пара-

метров

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1 На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-

лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г и в соответствии с laquoПрограммой и

методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортиза-

торовraquo (по заказ-наряду Миннефтепрома Е85048987) проведены межведомст-

венные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195 изготов-

ленных Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo по технической документации с литерой

laquoОraquo при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском ре-

7

гионе турбобурами электробурами и винтовыми двигателями По результатам

испытаний организовано серийное производство в МПО laquoТурбобурraquo

2 На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО laquoСоюзнеф-

тепроммашraquo ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-

гурского МПО laquoТурбобурraquo устройства подавления вибраций гидродинамиче-

ского типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М многоступенча-

тые демпферы ДГМ-240 гидравлические центраторы ГЦ-2159 виброгасители-

центраторы ВЦ-212 демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-

виброгасители КВ-215) повышающие эффективность бурения забойными дви-

гателями наклонно направленных скважин

3 Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo ре-

комендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим ва-

лом типа ТПВ Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП laquoКо-

галымнефтегазraquo

4 Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и Западно-

Сибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа

КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части буриль-

ной колонны

5 В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения

продольных поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 на-

клонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважи-

ны при увеличении проходки на серийные долота до 50 (в ряде интервалов

кратно) механической скорости бурения до 10hellip30 и повышения наработки

на отказ забойных двигателей до 40

6 Разработаны и внедрены в АНК laquoБашнефтьraquo гидромеханические ориен-

таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин ос-

военные в мелкосерийном производстве НВФ ООО laquoНСЛraquo

7 На основании технического задания Департамента бурения корпорации

laquoРоснефтегазraquo разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические

регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

2

Работа выполнена на кафедре ldquoНефтегазопромысловое оборудованиеrdquo Уфим-

ского государственного нефтяного технического университета

Научный консультант доктор технических наук профессор Ишемгужин Евгений Измайлович

Официальные оппоненты доктор технических наук профессор Спивак Александр Иванович доктор технических наук профессор Юртаев Виктор Григорьевич доктор технических наук старший научный сотрудник Янтурин Альфред Шамсунович

Ведущая организация ООО laquoБуровая компания ldquoЕвразияrdquoraquo

Защита состоится 3 июня 2005 года в 14-00 на заседании диссертационного

совета Д 21228905 при Уфимском государственном нефтяном техническом

университете по адресу 450062 Республика Башкортостан г Уфа ул Космо-

навтов 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государст-

венного нефтяного технического университета

Автореферат разослан laquo raquo апреля 2005 года

Ученый секретарь диссертационного совета Закирничная ММ

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы В последние годы нефтегазовые компании Рос-

сии обеспечивали наращивание объемов добычи в основном за счет интенсив-

ной эксплуатации крупных и уже истощенных месторождений с высокой об-

водненностью и пониженным пластовым давлением Вместе с тем среднее зна-

чение коэффициента извлечения нефти на сегодня не превышает 35hellip40

причем основные запасы по-прежнему сосредоточены именно на таких место-

рождениях

В силу этого наиболее важной проблемной и актуальной областью в тех-

нологической цепочке производства углеводородного сырья становится буре-

ние горизонтальных многозабойных и многоствольных скважин которое осу-

ществляется как традиционными неориентируемыми и ориентируемыми ком-

поновками низа бурильной колонны (КНБК) так и гибкими длинномерными

трубами с использованием нового оборудования технологий а также достиг-

нутого сегодня уровня знаний о динамических процессах происходящих на за-

бое скважины и в КНБК

КНБК ndash это техническая система включающая комплексы агрегатов уст-

ройств и инструментов предназначенная для управления процессом бурения

Комплексы включенные в систему КНБК работают как отдельные динамиче-

ские модули участвующие в сложных колебательных процессах происходя-

щих в скважине оставаясь при этом детерминистически связанными с систе-

мой

Синтез специальных компоновок повышенной надежности с учетом сто-

хастических динамических процессов происходящих на забое предопределяет

не только качество формирования ствола в процессе бурения но и дальнейшую

безаварийную работу эксплуатационного оборудования в скважине

Цель работы ndash создание стабилизирующих КНБК для осуществления бу-

рения наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигате-

лями традиционными и колтюбинговыми буровыми установками а также ис-

4

следование разработка и внедрение специальных технических средств и спосо-

бов для обеспечения управления колебательными процессами

Основные задачи

1 Исследование динамики КНБК с забойными двигателями в наклонно

направленных и горизонтальных скважинах

2 Качественная и количественная идентификация динамики КНБК как ме-

ханической системы построение математических моделей колебательных сис-

тем и комплексов специальных компоновок на основе анализа процессов в этих

системах выявления преобладающего источника возбуждения колебаний и

распознавания типа системы а также оценка параметров отдельных комплек-

сов включенных в КНБК

3 Полукачественная идентификация распознавание и оценка отдельных

параметров КНБК характеризующих степень и запас устойчивости новых ком-

поновок на основании статистического и динамического анализа их нагружения

и движения а также разработка методов оценки уровня параметрического уси-

ления или ослабления внешнего возмущения

4 Разработка совершенствование и внедрение комплекса технических

средств и способов для управления динамикой ориентируемых и неориенти-

руемых КНБК с забойными двигателями при бурении различными буровыми

установками

Методы решения В работе использован комплекс локальных и нелокаль-

ных методов включающих аналитические численные и стендовые исследова-

ния промысловые наблюдения и статистические обобщения а также синтез

принципиально новых технических средств и технологий масштабный произ-

водственный эксперимент и технико-экономические оценки разработок

Научная новизна

1 Выполнено аналитическое решение научной проблемы связанной с син-

тезом динамических компоновок при бурении забойными двигателями наклон-

но направленных скважин путем создания феноменологических математиче-

ских моделей антивибрационных стабилизирующих КНБК исследования их

5

колебаний как динамических систем с линейными и нелинейными коэффици-

ентами

2 На основании полученных решений установлены и определены механи-

ческие критерии динамической устойчивости разработанных компоновок их

амплитудно-частотные характеристики и фазовые траектории новых техниче-

ских средств включаемых в КНБК

3 Аналитически выявлены качественные закономерности формирования

ухабообразного забоя скважины как результат квазигармонических колебаний с

переменной амплитудой при бурении забойными двигателями различными ди-

намическими КНБК с регламентированными коэффициентами передачи воз-

мущающих сил

- установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины

- получены механические характеристики динамических компоновок оп-

ределяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы при

случайных колебаниях и разработаны методы оценки уровня параметрического

усиления характеристик системы при суммарном динамическом воздействии

продольных и поперечных колебательных процессов переходящих в парамет-

рический резонанс КНБК в зависимости от параметров механических импедан-

сов динамических систем

4 На основе анализа колебательных процессов происходящих на динами-

чески возмущенном участке КНБК впервые аналитически установлен и иссле-

дован механизм применения гироскопического эффекта для регулирования

азимутального и зенитного углов скважины специальными устройствами с ав-

тономно вращающейся массой

5 Методами имитационного моделирования колтюбинговых КНБК анали-

тически обосновывается вероятность существования различных устойчивых

периодических режимов вынужденных случайных колебаний динамических

6

компоновок состоящих из рабочих комплексов с регламентированными меха-

ническими импедансами подбираемыми случайным образом

Основные защищаемые положения

1 Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК

как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами уча-

ствующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двига-

телями наклонно направленных и горизонтальных скважин и методы их реше-

ния

2 Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармо-

нической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при

бурении шарошечными долотами забойными двигателями

3 Качественные закономерности влияния продольно-поперечных изгиб-

ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических вибро-

гасителей на динамические процессы происходящие в бурящейся скважине

4 Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных

двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических ком-

поновок наклонно направленных скважин

5 Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными уг-

лами скважины с использованием гироскопического эффекта

6 Научно-методические основы проектирования новых динамических

комплексов колтюбинговых КНБК разработка и оценка их механических пара-

метров

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1 На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-

лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г и в соответствии с laquoПрограммой и

методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортиза-

торовraquo (по заказ-наряду Миннефтепрома Е85048987) проведены межведомст-

венные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195 изготов-

ленных Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo по технической документации с литерой

laquoОraquo при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском ре-

7

гионе турбобурами электробурами и винтовыми двигателями По результатам

испытаний организовано серийное производство в МПО laquoТурбобурraquo

2 На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО laquoСоюзнеф-

тепроммашraquo ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-

гурского МПО laquoТурбобурraquo устройства подавления вибраций гидродинамиче-

ского типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М многоступенча-

тые демпферы ДГМ-240 гидравлические центраторы ГЦ-2159 виброгасители-

центраторы ВЦ-212 демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-

виброгасители КВ-215) повышающие эффективность бурения забойными дви-

гателями наклонно направленных скважин

3 Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo ре-

комендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим ва-

лом типа ТПВ Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП laquoКо-

галымнефтегазraquo

4 Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и Западно-

Сибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа

КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части буриль-

ной колонны

5 В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения

продольных поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 на-

клонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважи-

ны при увеличении проходки на серийные долота до 50 (в ряде интервалов

кратно) механической скорости бурения до 10hellip30 и повышения наработки

на отказ забойных двигателей до 40

6 Разработаны и внедрены в АНК laquoБашнефтьraquo гидромеханические ориен-

таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин ос-

военные в мелкосерийном производстве НВФ ООО laquoНСЛraquo

7 На основании технического задания Департамента бурения корпорации

laquoРоснефтегазraquo разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические

регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы В последние годы нефтегазовые компании Рос-

сии обеспечивали наращивание объемов добычи в основном за счет интенсив-

ной эксплуатации крупных и уже истощенных месторождений с высокой об-

водненностью и пониженным пластовым давлением Вместе с тем среднее зна-

чение коэффициента извлечения нефти на сегодня не превышает 35hellip40

причем основные запасы по-прежнему сосредоточены именно на таких место-

рождениях

В силу этого наиболее важной проблемной и актуальной областью в тех-

нологической цепочке производства углеводородного сырья становится буре-

ние горизонтальных многозабойных и многоствольных скважин которое осу-

ществляется как традиционными неориентируемыми и ориентируемыми ком-

поновками низа бурильной колонны (КНБК) так и гибкими длинномерными

трубами с использованием нового оборудования технологий а также достиг-

нутого сегодня уровня знаний о динамических процессах происходящих на за-

бое скважины и в КНБК

КНБК ndash это техническая система включающая комплексы агрегатов уст-

ройств и инструментов предназначенная для управления процессом бурения

Комплексы включенные в систему КНБК работают как отдельные динамиче-

ские модули участвующие в сложных колебательных процессах происходя-

щих в скважине оставаясь при этом детерминистически связанными с систе-

мой

Синтез специальных компоновок повышенной надежности с учетом сто-

хастических динамических процессов происходящих на забое предопределяет

не только качество формирования ствола в процессе бурения но и дальнейшую

безаварийную работу эксплуатационного оборудования в скважине

Цель работы ndash создание стабилизирующих КНБК для осуществления бу-

рения наклонно направленных и горизонтальных скважин забойными двигате-

лями традиционными и колтюбинговыми буровыми установками а также ис-

4

следование разработка и внедрение специальных технических средств и спосо-

бов для обеспечения управления колебательными процессами

Основные задачи

1 Исследование динамики КНБК с забойными двигателями в наклонно

направленных и горизонтальных скважинах

2 Качественная и количественная идентификация динамики КНБК как ме-

ханической системы построение математических моделей колебательных сис-

тем и комплексов специальных компоновок на основе анализа процессов в этих

системах выявления преобладающего источника возбуждения колебаний и

распознавания типа системы а также оценка параметров отдельных комплек-

сов включенных в КНБК

3 Полукачественная идентификация распознавание и оценка отдельных

параметров КНБК характеризующих степень и запас устойчивости новых ком-

поновок на основании статистического и динамического анализа их нагружения

и движения а также разработка методов оценки уровня параметрического уси-

ления или ослабления внешнего возмущения

4 Разработка совершенствование и внедрение комплекса технических

средств и способов для управления динамикой ориентируемых и неориенти-

руемых КНБК с забойными двигателями при бурении различными буровыми

установками

Методы решения В работе использован комплекс локальных и нелокаль-

ных методов включающих аналитические численные и стендовые исследова-

ния промысловые наблюдения и статистические обобщения а также синтез

принципиально новых технических средств и технологий масштабный произ-

водственный эксперимент и технико-экономические оценки разработок

Научная новизна

1 Выполнено аналитическое решение научной проблемы связанной с син-

тезом динамических компоновок при бурении забойными двигателями наклон-

но направленных скважин путем создания феноменологических математиче-

ских моделей антивибрационных стабилизирующих КНБК исследования их

5

колебаний как динамических систем с линейными и нелинейными коэффици-

ентами

2 На основании полученных решений установлены и определены механи-

ческие критерии динамической устойчивости разработанных компоновок их

амплитудно-частотные характеристики и фазовые траектории новых техниче-

ских средств включаемых в КНБК

3 Аналитически выявлены качественные закономерности формирования

ухабообразного забоя скважины как результат квазигармонических колебаний с

переменной амплитудой при бурении забойными двигателями различными ди-

намическими КНБК с регламентированными коэффициентами передачи воз-

мущающих сил

- установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины

- получены механические характеристики динамических компоновок оп-

ределяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы при

случайных колебаниях и разработаны методы оценки уровня параметрического

усиления характеристик системы при суммарном динамическом воздействии

продольных и поперечных колебательных процессов переходящих в парамет-

рический резонанс КНБК в зависимости от параметров механических импедан-

сов динамических систем

4 На основе анализа колебательных процессов происходящих на динами-

чески возмущенном участке КНБК впервые аналитически установлен и иссле-

дован механизм применения гироскопического эффекта для регулирования

азимутального и зенитного углов скважины специальными устройствами с ав-

тономно вращающейся массой

5 Методами имитационного моделирования колтюбинговых КНБК анали-

тически обосновывается вероятность существования различных устойчивых

периодических режимов вынужденных случайных колебаний динамических

6

компоновок состоящих из рабочих комплексов с регламентированными меха-

ническими импедансами подбираемыми случайным образом

Основные защищаемые положения

1 Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК

как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами уча-

ствующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двига-

телями наклонно направленных и горизонтальных скважин и методы их реше-

ния

2 Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармо-

нической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при

бурении шарошечными долотами забойными двигателями

3 Качественные закономерности влияния продольно-поперечных изгиб-

ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических вибро-

гасителей на динамические процессы происходящие в бурящейся скважине

4 Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных

двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических ком-

поновок наклонно направленных скважин

5 Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными уг-

лами скважины с использованием гироскопического эффекта

6 Научно-методические основы проектирования новых динамических

комплексов колтюбинговых КНБК разработка и оценка их механических пара-

метров

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1 На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-

лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г и в соответствии с laquoПрограммой и

методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортиза-

торовraquo (по заказ-наряду Миннефтепрома Е85048987) проведены межведомст-

венные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195 изготов-

ленных Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo по технической документации с литерой

laquoОraquo при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском ре-

7

гионе турбобурами электробурами и винтовыми двигателями По результатам

испытаний организовано серийное производство в МПО laquoТурбобурraquo

2 На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО laquoСоюзнеф-

тепроммашraquo ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-

гурского МПО laquoТурбобурraquo устройства подавления вибраций гидродинамиче-

ского типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М многоступенча-

тые демпферы ДГМ-240 гидравлические центраторы ГЦ-2159 виброгасители-

центраторы ВЦ-212 демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-

виброгасители КВ-215) повышающие эффективность бурения забойными дви-

гателями наклонно направленных скважин

3 Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo ре-

комендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим ва-

лом типа ТПВ Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП laquoКо-

галымнефтегазraquo

4 Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и Западно-

Сибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа

КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части буриль-

ной колонны

5 В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения

продольных поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 на-

клонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважи-

ны при увеличении проходки на серийные долота до 50 (в ряде интервалов

кратно) механической скорости бурения до 10hellip30 и повышения наработки

на отказ забойных двигателей до 40

6 Разработаны и внедрены в АНК laquoБашнефтьraquo гидромеханические ориен-

таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин ос-

военные в мелкосерийном производстве НВФ ООО laquoНСЛraquo

7 На основании технического задания Департамента бурения корпорации

laquoРоснефтегазraquo разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические

регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

4

следование разработка и внедрение специальных технических средств и спосо-

бов для обеспечения управления колебательными процессами

Основные задачи

1 Исследование динамики КНБК с забойными двигателями в наклонно

направленных и горизонтальных скважинах

2 Качественная и количественная идентификация динамики КНБК как ме-

ханической системы построение математических моделей колебательных сис-

тем и комплексов специальных компоновок на основе анализа процессов в этих

системах выявления преобладающего источника возбуждения колебаний и

распознавания типа системы а также оценка параметров отдельных комплек-

сов включенных в КНБК

3 Полукачественная идентификация распознавание и оценка отдельных

параметров КНБК характеризующих степень и запас устойчивости новых ком-

поновок на основании статистического и динамического анализа их нагружения

и движения а также разработка методов оценки уровня параметрического уси-

ления или ослабления внешнего возмущения

4 Разработка совершенствование и внедрение комплекса технических

средств и способов для управления динамикой ориентируемых и неориенти-

руемых КНБК с забойными двигателями при бурении различными буровыми

установками

Методы решения В работе использован комплекс локальных и нелокаль-

ных методов включающих аналитические численные и стендовые исследова-

ния промысловые наблюдения и статистические обобщения а также синтез

принципиально новых технических средств и технологий масштабный произ-

водственный эксперимент и технико-экономические оценки разработок

Научная новизна

1 Выполнено аналитическое решение научной проблемы связанной с син-

тезом динамических компоновок при бурении забойными двигателями наклон-

но направленных скважин путем создания феноменологических математиче-

ских моделей антивибрационных стабилизирующих КНБК исследования их

5

колебаний как динамических систем с линейными и нелинейными коэффици-

ентами

2 На основании полученных решений установлены и определены механи-

ческие критерии динамической устойчивости разработанных компоновок их

амплитудно-частотные характеристики и фазовые траектории новых техниче-

ских средств включаемых в КНБК

3 Аналитически выявлены качественные закономерности формирования

ухабообразного забоя скважины как результат квазигармонических колебаний с

переменной амплитудой при бурении забойными двигателями различными ди-

намическими КНБК с регламентированными коэффициентами передачи воз-

мущающих сил

- установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины

- получены механические характеристики динамических компоновок оп-

ределяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы при

случайных колебаниях и разработаны методы оценки уровня параметрического

усиления характеристик системы при суммарном динамическом воздействии

продольных и поперечных колебательных процессов переходящих в парамет-

рический резонанс КНБК в зависимости от параметров механических импедан-

сов динамических систем

4 На основе анализа колебательных процессов происходящих на динами-

чески возмущенном участке КНБК впервые аналитически установлен и иссле-

дован механизм применения гироскопического эффекта для регулирования

азимутального и зенитного углов скважины специальными устройствами с ав-

тономно вращающейся массой

5 Методами имитационного моделирования колтюбинговых КНБК анали-

тически обосновывается вероятность существования различных устойчивых

периодических режимов вынужденных случайных колебаний динамических

6

компоновок состоящих из рабочих комплексов с регламентированными меха-

ническими импедансами подбираемыми случайным образом

Основные защищаемые положения

1 Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК

как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами уча-

ствующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двига-

телями наклонно направленных и горизонтальных скважин и методы их реше-

ния

2 Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармо-

нической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при

бурении шарошечными долотами забойными двигателями

3 Качественные закономерности влияния продольно-поперечных изгиб-

ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических вибро-

гасителей на динамические процессы происходящие в бурящейся скважине

4 Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных

двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических ком-

поновок наклонно направленных скважин

5 Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными уг-

лами скважины с использованием гироскопического эффекта

6 Научно-методические основы проектирования новых динамических

комплексов колтюбинговых КНБК разработка и оценка их механических пара-

метров

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1 На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-

лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г и в соответствии с laquoПрограммой и

методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортиза-

торовraquo (по заказ-наряду Миннефтепрома Е85048987) проведены межведомст-

венные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195 изготов-

ленных Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo по технической документации с литерой

laquoОraquo при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском ре-

7

гионе турбобурами электробурами и винтовыми двигателями По результатам

испытаний организовано серийное производство в МПО laquoТурбобурraquo

2 На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО laquoСоюзнеф-

тепроммашraquo ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-

гурского МПО laquoТурбобурraquo устройства подавления вибраций гидродинамиче-

ского типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М многоступенча-

тые демпферы ДГМ-240 гидравлические центраторы ГЦ-2159 виброгасители-

центраторы ВЦ-212 демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-

виброгасители КВ-215) повышающие эффективность бурения забойными дви-

гателями наклонно направленных скважин

3 Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo ре-

комендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим ва-

лом типа ТПВ Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП laquoКо-

галымнефтегазraquo

4 Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и Западно-

Сибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа

КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части буриль-

ной колонны

5 В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения

продольных поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 на-

клонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважи-

ны при увеличении проходки на серийные долота до 50 (в ряде интервалов

кратно) механической скорости бурения до 10hellip30 и повышения наработки

на отказ забойных двигателей до 40

6 Разработаны и внедрены в АНК laquoБашнефтьraquo гидромеханические ориен-

таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин ос-

военные в мелкосерийном производстве НВФ ООО laquoНСЛraquo

7 На основании технического задания Департамента бурения корпорации

laquoРоснефтегазraquo разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические

регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

5

колебаний как динамических систем с линейными и нелинейными коэффици-

ентами

2 На основании полученных решений установлены и определены механи-

ческие критерии динамической устойчивости разработанных компоновок их

амплитудно-частотные характеристики и фазовые траектории новых техниче-

ских средств включаемых в КНБК

3 Аналитически выявлены качественные закономерности формирования

ухабообразного забоя скважины как результат квазигармонических колебаний с

переменной амплитудой при бурении забойными двигателями различными ди-

намическими КНБК с регламентированными коэффициентами передачи воз-

мущающих сил

- установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины

- получены механические характеристики динамических компоновок оп-

ределяющие границы устойчивого состояния детерминистической системы при

случайных колебаниях и разработаны методы оценки уровня параметрического

усиления характеристик системы при суммарном динамическом воздействии

продольных и поперечных колебательных процессов переходящих в парамет-

рический резонанс КНБК в зависимости от параметров механических импедан-

сов динамических систем

4 На основе анализа колебательных процессов происходящих на динами-

чески возмущенном участке КНБК впервые аналитически установлен и иссле-

дован механизм применения гироскопического эффекта для регулирования

азимутального и зенитного углов скважины специальными устройствами с ав-

тономно вращающейся массой

5 Методами имитационного моделирования колтюбинговых КНБК анали-

тически обосновывается вероятность существования различных устойчивых

периодических режимов вынужденных случайных колебаний динамических

6

компоновок состоящих из рабочих комплексов с регламентированными меха-

ническими импедансами подбираемыми случайным образом

Основные защищаемые положения

1 Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК

как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами уча-

ствующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двига-

телями наклонно направленных и горизонтальных скважин и методы их реше-

ния

2 Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармо-

нической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при

бурении шарошечными долотами забойными двигателями

3 Качественные закономерности влияния продольно-поперечных изгиб-

ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических вибро-

гасителей на динамические процессы происходящие в бурящейся скважине

4 Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных

двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических ком-

поновок наклонно направленных скважин

5 Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными уг-

лами скважины с использованием гироскопического эффекта

6 Научно-методические основы проектирования новых динамических

комплексов колтюбинговых КНБК разработка и оценка их механических пара-

метров

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1 На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-

лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г и в соответствии с laquoПрограммой и

методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортиза-

торовraquo (по заказ-наряду Миннефтепрома Е85048987) проведены межведомст-

венные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195 изготов-

ленных Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo по технической документации с литерой

laquoОraquo при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском ре-

7

гионе турбобурами электробурами и винтовыми двигателями По результатам

испытаний организовано серийное производство в МПО laquoТурбобурraquo

2 На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО laquoСоюзнеф-

тепроммашraquo ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-

гурского МПО laquoТурбобурraquo устройства подавления вибраций гидродинамиче-

ского типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М многоступенча-

тые демпферы ДГМ-240 гидравлические центраторы ГЦ-2159 виброгасители-

центраторы ВЦ-212 демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-

виброгасители КВ-215) повышающие эффективность бурения забойными дви-

гателями наклонно направленных скважин

3 Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo ре-

комендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим ва-

лом типа ТПВ Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП laquoКо-

галымнефтегазraquo

4 Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и Западно-

Сибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа

КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части буриль-

ной колонны

5 В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения

продольных поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 на-

клонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважи-

ны при увеличении проходки на серийные долота до 50 (в ряде интервалов

кратно) механической скорости бурения до 10hellip30 и повышения наработки

на отказ забойных двигателей до 40

6 Разработаны и внедрены в АНК laquoБашнефтьraquo гидромеханические ориен-

таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин ос-

военные в мелкосерийном производстве НВФ ООО laquoНСЛraquo

7 На основании технического задания Департамента бурения корпорации

laquoРоснефтегазraquo разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические

регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

6

компоновок состоящих из рабочих комплексов с регламентированными меха-

ническими импедансами подбираемыми случайным образом

Основные защищаемые положения

1 Математические модели антивибрационных стабилизирующих КНБК

как динамических систем с линейными и нелинейными коэффициентами уча-

ствующих в сложных колебательных процессах при бурении забойными двига-

телями наклонно направленных и горизонтальных скважин и методы их реше-

ния

2 Особенности формирования забоя скважины как результат квазигармо-

нической амплитудно-частотной модуляции высокочастотных колебаний при

бурении шарошечными долотами забойными двигателями

3 Качественные закономерности влияния продольно-поперечных изгиб-

ных колебаний КНБК и механических импедансов гидромеханических вибро-

гасителей на динамические процессы происходящие в бурящейся скважине

4 Научно-методические основы конструирования шпиндельных забойных

двигателей повышенной надежности для работы в составе динамических ком-

поновок наклонно направленных скважин

5 Устройства и способы для управления азимутальными и зенитными уг-

лами скважины с использованием гироскопического эффекта

6 Научно-методические основы проектирования новых динамических

комплексов колтюбинговых КНБК разработка и оценка их механических пара-

метров

Практическая ценность и реализация работы в промышленности

1 На основании Протокола совещания руководителей разработок наддо-

лотных амортизаторов от 18-19 июня 1985г и в соответствии с laquoПрограммой и

методикой сравнительных испытаний новых конструкций забойных амортиза-

торовraquo (по заказ-наряду Миннефтепрома Е85048987) проведены межведомст-

венные приемочные испытания опытной партии демпферов ДГ-195 изготов-

ленных Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo по технической документации с литерой

laquoОraquo при бурении наклонно направленных скважин в Урало-Поволжском ре-

7

гионе турбобурами электробурами и винтовыми двигателями По результатам

испытаний организовано серийное производство в МПО laquoТурбобурraquo

2 На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО laquoСоюзнеф-

тепроммашraquo ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-

гурского МПО laquoТурбобурraquo устройства подавления вибраций гидродинамиче-

ского типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М многоступенча-

тые демпферы ДГМ-240 гидравлические центраторы ГЦ-2159 виброгасители-

центраторы ВЦ-212 демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-

виброгасители КВ-215) повышающие эффективность бурения забойными дви-

гателями наклонно направленных скважин

3 Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo ре-

комендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим ва-

лом типа ТПВ Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП laquoКо-

галымнефтегазraquo

4 Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и Западно-

Сибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа

КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части буриль-

ной колонны

5 В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения

продольных поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 на-

клонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважи-

ны при увеличении проходки на серийные долота до 50 (в ряде интервалов

кратно) механической скорости бурения до 10hellip30 и повышения наработки

на отказ забойных двигателей до 40

6 Разработаны и внедрены в АНК laquoБашнефтьraquo гидромеханические ориен-

таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин ос-

военные в мелкосерийном производстве НВФ ООО laquoНСЛraquo

7 На основании технического задания Департамента бурения корпорации

laquoРоснефтегазraquo разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические

регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

7

гионе турбобурами электробурами и винтовыми двигателями По результатам

испытаний организовано серийное производство в МПО laquoТурбобурraquo

2 На основании технического задания Миннефтепрома и ВПО laquoСоюзнеф-

тепроммашraquo ТЗ-39-2-749-81 созданы и внедрены в серийное производство Кун-

гурского МПО laquoТурбобурraquo устройства подавления вибраций гидродинамиче-

ского типа (гидромеханические демпферы ДГ-195 и ДГ-195М многоступенча-

тые демпферы ДГМ-240 гидравлические центраторы ГЦ-2159 виброгасители-

центраторы ВЦ-212 демпферы-центраторы ДГЦ-212 и калибраторы-

виброгасители КВ-215) повышающие эффективность бурения забойными дви-

гателями наклонно направленных скважин

3 Приняты к производству и освоены Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo ре-

комендации по конструированию шпиндельных турбобуров с плавающим ва-

лом типа ТПВ Десять комплектов турбобуров ТПВ-105 внедрены в ТПП laquoКо-

галымнефтегазraquo

4 Разработаны и апробированы в Урало-Поволжском и Западно-

Сибирском регионах антивибрационные стабилизирующие компоновки типа

КНБК-СА для регулирования динамических процессов в нижней части буриль-

ной колонны

5 В результате внедрения динамических КНБК с устройствами гашения

продольных поперечных и крутильных колебаний при бурении более 60 на-

клонно направленных скважин получена стабилизация зенитных углов скважи-

ны при увеличении проходки на серийные долота до 50 (в ряде интервалов

кратно) механической скорости бурения до 10hellip30 и повышения наработки

на отказ забойных двигателей до 40

6 Разработаны и внедрены в АНК laquoБашнефтьraquo гидромеханические ориен-

таторы типа ОР-95 для колтюбингового бурения горизонтальных скважин ос-

военные в мелкосерийном производстве НВФ ООО laquoНСЛraquo

7 На основании технического задания Департамента бурения корпорации

laquoРоснефтегазraquo разработаны и прошли приемочные испытания гироскопические

регуляторы азимута типа СА и ГРА на предприятиях Урало-Поволжского и За-

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

8

падно-Сибирского регионах при бурении более 20 наклонно направленных

скважин Применение ГРА-195 в составе КНБК-СА позволяет неориентиро-

ванно управлять зенитным и азимутальным углами скважины Гироскопы ГРА-

195 освоены в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

8 Разработан параметрический ряд гидродинамических виброгасителей

продольных поперечных и крутильных колебаний для компоновок типа КНБК-

СА при бурении забойными двигателями габаритов 95 105 172 195 и 240 мм

Внедрение калибраторов-виброгасителей КВ-124 гидравлических центраторов-

нагружателей ГЦ-124М демпферов-центраторов ДГЦ-120 осуществлено в

Управлении ремонта скважин ТПП laquoКогалымнефтегазraquo при капитальном ре-

монте более 50 скважин в том числе пяти горизонтальных

Апробация работы Основные положения диссертационной работы док-

ладывались на республиканских научно-технических конференциях по про-

блемам нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Баш-

кирии (г Уфа 1975 1977 1979 1981 1986 1988 гг) второй Всесоюзной науч-

но-технической конференции на Уралмашзаводе (г Свердловск 1977 г) Все-

союзных конференциях по динамике прочности и надежности нефтепромы-

слового оборудования (г Баку 1977 1983 гг) Всесоюзной конференции по на-

клонному бурению (г Баку 1978 г) Второй зональной научно-технической

конференции по комплексным программам Минвуза РСФСР laquoНефть и газ За-

падной Сибириraquo (г Тюмень 1983 г) Всесоюзном семинаре laquoОсновные на-

правления повышения эффективности работы породоразрушающего бурового

инструмента в различных геолого-технологических условияхraquo (г Москва

1984 г) республиканской научно-технической конференции laquoДиагностика ре-

сурс и прочность оборудования для добычи и переработки нефтиraquo (г Уфа

1989 г) второй Всесоюзной научно-технической конференции laquoНефть и газ

Западной Сибириraquo (г Тюмень 1989 г) пятой Всесоюзной научно-технической

конференции laquoРазрушение горных пород при бурении скважинraquo (г Уфа

1990 г) Международной конференции laquoМеханика горных пород при буренииraquo

(г Грозный 1991 г) Всероссийских научно-технических конференциях laquoПро-

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

9

блемы нефтегазового комплекса Россииraquo (г Уфа 1995 1998 гг) второй науч-

но-технической конференции laquoСовременные проблемы надежностиraquo (г Моск-

ва 1997 г) XVI межотраслевой научно-практической конференции laquoЗаканчи-

вание и ремонт нефтегазовых скважин с полным сохранением их продуктивно-

стиraquo (гг Краснодар Анапа 2004 г) координационных совещаниях по пробле-

мам laquoТехника и технология наклонно направленных и горизонтально-

разветвленных скважинraquo (г Ивано-Франковск 1983 1986 гг) координацион-

ном совещании руководителей разработок наддолотных амортизаторов (г Мо-

сква 1985 г) ВДНХ СССР павильон laquoНефтяная промышленностьraquo экспонат

laquoГидравлический демпфер ДГ-195raquo (г Москва 1984 г ndash золотая серебряная и

бронзовая медали ВДНХ) Всесоюзной научно-технической конференции laquoПе-

редовые концепции механического образования в технических и технологиче-

ских университетах по реализации государственных образовательных стандар-

товraquo (г Уфа 2002 г) Всероссийской научно-технической конференции laquoПро-

ектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и реше-

нияraquo (г Уфа 2004 г)

Публикации По теме диссертационной работы опубликовано 120 печат-

ных работ в том числе 54 изобретения и патента

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введе-

ния 6 глав основных выводов списка литературы и приложений изложена на

480 страницах машинописного текста и содержит 162 рисунка 29 таблиц спи-

сок литературы из 306 наименований и 27 приложений

Автор выражает благодарность сотрудникам кафедры нефтегазопромы-

слового оборудования УГНТУ за помощь в проведении исследований оформ-

лении и обсуждении результатов работы

Решение некоторых задач освещенных в диссертации явились результа-

том совместных работ с Султановым БЗ Асеевым ЕГ Габдрахимовым МС

Забировым ФШ Конюховым ИН Кравцовым АИ Сулеймановым ИН Са-

фиуллиным РР Чистовым ДИ Шайдаковым ВВ Шамовым НА Ямалие-

вым ВУ за что автор им весьма признателен

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

10

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Наша страна является основоположницей бурения нефтяных и газовых

скважин забойными двигателями

Выдающаяся роль в создании способов и устройств для бурения наклонно

направленных и горизонтальных скважин с помощью забойных двигателей

принадлежит российским ученым ПП Шумилову ГБ Любимову РА Иоа-

несяну МТ Гусману ЭИ Тагиеву ЮР Иоанесяну ВП Шумилову СС Ни-

комарову ДФ Балденко

Большой вклад в развитие наклонно направленного бурения забойными

двигателями внесли ученые ММ Александров ПВ Балицкий СН Бастри-

ков АГ Биишев ТН Бикчурин ВФ Буслаев ЮВ Вадецкий ВИ Векерик

МИ Ворожбитов МС Габдрахимов АС Галеев АМ Григорян ВГ Григу-

лецкий МП Гулизаде РМ Гилязов НА Гукасов НД Дергач ГИ Дранкер

НА Жидовцев АГ Калинин ЗГ Керимов НФ Кагарманов ИН Конюхов

ВЕ Копылов ЮА Коротаев АМ Кочнев НФ Лебедев МР Мавлютов

АХ Мирзаджанзаде МШ Насыров ПИ Огородников ВД Поташников

АН Попов РХ Санников ЛЕ Симонянц ИГ Сирак АИ Спивак СС Су-

лакшин БЗ Султанов ЛЯ Сушон РМ Эйгелес ЕК Юнин ВГ Юртаев

АШ Янтурин и многие другие

Уменьшение интенсивности искривления ствола скважины и величины

вибраций являются основными путями повышения долговечности как работы

забойного двигателя так и КНБК в целом Снижение вибрационного воздейст-

вия на турбобур приводит к увеличению наработки до отказа повышению про-

ходки на долото при различных вариантах изменения механической скорости

Как правило виброгасители современных конструкций в нашей стране и

за рубежом выполнены на основе эластомеров или в виде амортизаторов диа-

пазон эффективной эксплуатации которых ограничен их релаксационными

свойствами и долговечностью

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

11

Ряд исследований выполненных специалистами ВНИИБТ и УГНТУ по-

священ новому направлению в буровой виброзащитной технике ndash гидродемп-

ферам характеризующимся более широким частотным диапазоном виброизо-

ляции их применения и возможностью регулирования демпфирующих свойств

в зависимости от параметров вибрации возникающих на забое скважины Од-

нако до настоящего времени не было теоретического обоснования их принципа

работы для условий бурения в скважине забойными двигателями и отсутство-

вали правила конструирования их гидравлической части

Для исследования работы КНБК необходимо знать функцию перемещения

корпуса долота определяемую динамическими процессами происходящими на

забое скважины В основном эти процессы определяются зубцовыми и грунто-

выми колебаниями долота Если природа возникновения зубцовых колебаний

не вызывает сомнений и обусловливается геометрией вооружения шарошки то

возникновение грунтовых колебаний разные авторы связывают с появлением

ухабов на забое скважины объясняя ухабообразование множеством факторов

хотя единого мнения нет

Известно что формирование забойной рейки определяется зубцами пери-

ферийных венцов шарошек долота причем шаги зубцов шарошек близки друг к

другу и различаются на небольшую величину ε при этом наибольшей кинети-

ческой энергией обладают зубцы венца с максимальным шагом

При наложении двух трех и более колебаний с различными частотами но

близкими некоторой величине w (несущая частота) возможно генерировать

квазигармонические колебания с переменной амплитудой (амплитудная моду-

ляция)

Сумма трех гармонических движений для трехшарошечного долота

( ) ( ) ( )( ) ( )( ) ( ) ( )3

1

sin sin sin 1 2 cos sinii

X t X A t A t А t A t tω ω ε ω ε ε ω=

= = sdot sdot + sdot + sdot + sdot minus sdot = sdot + sdot sdot sdot sdot sum (1)

Таким образом результирующее движение X(t) можно рассмотреть как

почти гармоническую функцию с переменной амплитудой Amiddot[1+2middotcos(εmiddott)] и

круговой частотой равной ε причем εltltw В моменты времени когда ампли-

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

12

туда достигает максимального значения 3А что возможно при εt=0+2πn где

n=0123hellip происходит биение повторяющееся с квазипериодом 2πε

Рассмотрим работу КНБК при турбинном способе бурения трехшарошеч-

ным долотом Синтезированная схема компоновки (феноменологическая мо-

дель) представлена на рис 1 в состав которой может включаться виброгаситель

гидромеханического типа

Долото с виброгасителем массой mpart перемещаются по ухабообразному за-

бою профиль которого вызванный квазипериодическими колебаниями зави-

сит от координаты X2 а k и c ndash коэффициенты упругости и демпфирования

КНБК представленные в виде модели Фойхта-Кельвина а mT - масса роторной

системы забойного двигателя с коэффициентами k1 и c1 - упругости и вязкости

осевой опоры шпиндельной секции представленные в виде обобщенной моде-

ли Максвелла

ki ci k1i c1i i=1hellip25 mT 0

1X

k c mpart 0

[ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+sdot= ωε

ω+ε ω ω-ε

Рис 1 Модель КНБК с демпфером при кинематическом возмущении

Закон движения рассматриваемой нелинейной системы

[ ]

sdotsdotsdotsdot+sdot==sdotminussdotminussdot+sdot+sdot

=sdotminussdotminussdot++sdot++sdot

part

)sin()cos(21)(

0)()()()()(

0)()()()()()()(

2

11222

2211111

ttAtX

tXktXctXktXctXm

tXktXctXkktXcctXmT

ωε

ampampampamp

ampampampamp

(2)

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

13

Решение нелинейной системы уравнений после очевидных преобразова-

ний осуществлялось в рамках пакета MathСad2000

Результирующее движение (при n = 300hellip900 мин-1 диапазоне частоты

вращения вала турбобура например 3ТСШ1-195) представлено в виде ампли-

тудных модуляций на рис 2 и 3

0 5 10 15 20 250004

0002

0

0002

00042991 10

3minustimes

2987minus 103minustimes

u

235620 τ Рис 2

0 2 4 6 80004

0002

0

0002

00043 10

3minustimes

3 103minustimes

u

78540 τ

Рис 3

На рис 2 показана амплитудная модуляция с меньшей периодичностью

при работе КНБК без демпфера на частотах в интервале 600gengt300 мин-1

биение наблюдается

На рис 3 показана работа компоновки с демпфером типа ДГ-195 конст-

рукции УГНТУ в интервале рабочих оборотов 600genpgt300 мин-1 ndash явление

биения погашено грунтовых колебаний не наблюдается

Для исследования влияния возмущающей осевой нагрузки на поведение

динамической КНБК в математическую модель системы уравнений (2) в пра-

вую часть вводилась динамическая возмущающая сила приложенная к массе

mpart в комплексном виде tjeF sdotsdotminussdot ω Решением системы по методу Крамера опреде-

лялись 11 1

jX x e ϕminus sdot= sdot и 22 2

jX x e ϕminus sdot= sdot где фазовые углы

1

c barctg arctg

k a

ωϕ ∆

∆

sdot= minus ( )1

2 21 Т

с с barctg arctg

k k m a

ωϕ

ω∆

∆

sdot += minus

+ + sdot (3)

b∆ и a∆ - механические импедансы системы (2)

Исследование парциальных частот с помощью диаграммы Вина показало

слабую инерционную и сильную квазиупругую связанность системы Вычис-

ленные затем спектральные плотности КНБК с демпфером характеризовались

Х1 Х1

t t

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

14

узкополостностью сосредоточенной около превалирующих частот близких к

парциальным (АС 1427059)

Износ в опорах долота моделировался изменением механического импе-

данса в модели Фойхта-Кельвина а износ осевых опор шпиндельной секции ndash

изменением механического импеданса в обобщенной модели Максвелла

Исследования поведения модели (2) в рабочем диапазоне частот из-за дос-

таточно большой нелинейности и случайности возникающих колебательных

процессов проводились численными методами

Во всех вычислениях выполненных с минимальным шагом без демпфера

наблюдалась хорошо выраженная амплитудная модуляция причем амплитуды

1X многократно превышали амплитуды возмущения 2X а форма спектра коле-

баний напоминала случайный процесс типа ldquoбелого шумаrdquo спектральная плот-

ность которого характеризовала большой расход энергии с почти бесконечной

дисперсией и быстрозатухающей корреляционной функцией процесса (АС

1506094)

Известно что любая реальная инерционная система может реагировать

лишь на ограниченный диапазон частот случайных воздействий

Для идентификации вероятностных характеристик состояния системы по

вероятностным характеристикам внешнего воздействия при случайных коле-

баниях исследован установившийся закон движения в котором возмущающая

сила характеризуется постоянной частотой и случайной амплитудой в виде

[ ]( ) sin( )F t tξ ω+ sdot sdot приложенной к массе mpart в системе (2) где F ndash детерминиро-

ванная составляющая амплитуды внешнего воздействия а ξ(t) ndash случайная со-

ставляющая

Для исследования состояний системы была разработана имитационная мо-

дель позволяющая менять параметры в широком диапазоне В качестве ξ(t)

рассматривались различные законы распределения равномерный экспоненци-

альный Вейбулла и другие

Полученная система уравнений представлена в виде матрицы (4)

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

15

sdotsdot+

+

sdot

minus

+minus+minus

=

partm

tztrFtX

tX

tX

tX

md

c

md

k

md

c

md

k

mt

c

mt

k

mt

cc

mt

kk

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

tXdt

d

)sin())((

0

0

0

)(21

)(2

)(11

)(1

1000

)()(1010

)(21

)(2

)(11

)(1

11

ω (4)

где part

sdotsdotm

tztr

)sin()(

ω ndash равномерный случайный закон распределения

Рис 4 Рис 5

На рис 4 показано перемещение долота в виде случайных колебаний с

биением

На рис 5 ndash воспроизведенное состояние системы (4) через гидродемпфер с

коэффициентом передачи КП asymp 05

Проведенные вычислительные эксперименты показали что состояние рас-

сматриваемой системы определяемое изменением перемещений динамически

возмущенных масс мало зависит от вида закона распределения случайной со-

ставляющей возмущающей силы и сильно зависит от импедансов демпфера и

КНБК при этом увеличение жесткости демпфера с приводит к увеличению

времени раскачки системы на первом звене и уменьшению ndash на втором

Поскольку забойный двигатель в различных КНБК является одним из ос-

новных агрегатов были проведены теоретические и промысловые исследова-

ния характерных отказов забойных двигателей

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

16

В ранее выполненных работах отсутствовали исследования влияния зенит-

ного угла скважины износа радиальных опор их взаимного расположении и

жесткости роторной системы турбобура а также центрирующих и демпфи-

рующих элементов установленных в компоновке бурильной колонны на рабо-

тоспособность базовых узлов забойного двигателя

В соответствии с этим были проведены теоретические исследования и по-

лучено обоснование принципа работы забойного двигателя с гидродинамиче-

ским виброгасителем а также выполнены аналитические исследования упруго-

напряженного состояния забойного двигателя в наклонно направленной сква-

жине при компоновке с центратором (калибратором) и без него

Установлено что одним из перспективных направлений повышения эф-

фективности работы КНБК и забойных двигателей при проводке наклонно на-

правленных скважин по проектному профилю является управление колебатель-

ными процессами возникающими при работе бурильного инструмента путем

включения в состав компоновок виброгасящих устройств На основе принципов

проектирования антивибрационных компоновок для бурения наклонных сква-

жин и виброгасящих технологических элементов повышенной надежности бы-

ли разработаны гидромеханические и гидравлические демпферы характери-

зующиеся более широким частотным диапазоном их применения и возможно-

стью регулирования их демпфирующих свойств в зависимости от параметров

вибрации которые возникают в забойной компоновке (АС 735846 802513

842294 1084502 и др) Разработаны виброгасители-центраторы и виброгасите-

ли-калибраторы (АС 1146406 1263800 1779739 и др) позволяющие не

только снижать интенсивность бокового фрезерования долота но и уменьшать

поперечные колебания направляющего участка бурильного инструмента кото-

рые отрицательно влияют на формирование траектории скважины по проект-

ному профилю

Из-за специфичности конструкций турбобуров и условий их работы возни-

кают чрезвычайно разнообразные отказы На основе анализа работы забойных

двигателей в различных регионах страны проведена классификация их отказов

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

17

и причин отказов выделены внезапные и постепенные отказы Дальнейший их

анализ и исследования позволили создать и внедрить принципиально новый за-

бойный двигатель с плавающей системой вала ndash турбобур типа ТПВ и шпин-

дель повышенной надежности (АС 1550068 1657583 1750278 и др)

Отказы шпиндельной секции происходят чаще чем отказы турбинных сек-

ций В шпиндельной секции наибольшее число отказов приходится на осевую

опору что составляет свыше 60

Большая аварийность узла соединения шпинделя с турбинной секцией

особенно у турбобуров типа ЗТСШ вызвала необходимость проведения иссле-

дований условий работы и конструктивных особенностей конусно-шлицевых

полумуфт в результате которых разработаны рекомендации внедренные в

МПО laquoТурбобурraquo (АС 699159)

Далее аналитически исследовалось упругонапряженное состояние турбо-

бура для чего турбобур моделировался в виде многопролетной балки нагру-

женной осевой силой в плоской системе координат Наклонно направленная

скважина считалась наклонно-прямолинейной Определялись прогибы оси тур-

бобура а затем по зависимости (5)

)( EJqQPfMиз

α= (5)

рассчитывался изгибающий момент Миз действующий в любом сечении тур-

бобуров диаметров 105 172 195 215 и 240мм

В формуле (5)

Р и Q - осевая нагрузка и отклоняющая сила на долоте соответственно

ЕJ ndash изгибная жесткость турбобура

q1 - поперечная составляющая от собственного веса единицы длины турбо-

бура qТ в жидкости q1 = qТ middot sinα

α - зенитный угол скважины

В результате получены графики изменения изгибающего момента по длине

турбобура до точки его касания стенки скважины которые показывают что в

месте соединения турбинной секции со шпиндельной действует максимальный

изгибающий момент

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

18

Исходя из полученных графиков изменения изгибающего момента по дли-

не турбобура в дальнейшем исследовалось упругонапряженное состояние вала

шпиндельной секции турбобура в компоновке без калибратора и с калибрато-

ром-виброгасителем при этом вал шпинделя моделировался как многопролет-

ная балка размещенная в изогнутом корпусе турбобура на опорах с зазорами

образующимися при их износе В результате совместного решения дифферен-

циальных уравнений упругой оси турбобура относительно скважины и уравне-

ний упругой оси вала шпиндельной секции относительно турбобура получены

зависимости реакций в нижней и верхней радиальных опорах шпиндельной

секции и в калибраторе установленном над долотом от величины зенитного

угла скважины зазора жесткости вала шпинделя расположения опор и калиб-

ратора от долота и между собой

Расчеты проводились для углубления унификации шпиндельных турбобу-

ров рекомендации внедрены в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Расчеты показали что применение в компоновке над долотом калибрато-

ра работающего на набор зенитного угла скважины увеличивает изгибающий

момент в нижней радиальной опоре шпинделя что объясняется появлением на

участке от долота до нижней опоры дополнительной реакции в калибраторе

увеличивающей в сочетании с отклоняющей силой на долоте кривизну изогну-

той оси вала а как следствие и нагрузку в нижней радиальной опоре в 2-3 раза

Поэтому целесообразно применить наддолотные калибраторы и центраторы на

упругой опоре которая будет снижать изгиб вала шпинделя относительно кор-

пуса например виброгасители-калибраторы типа КВ-124 (патент 2232249)

Для исследования продольных колебаний динамических КНБК построена

математическая модель нижней части бурильной колонны с гидромехани-

ческим виброгасителем Колебательная система представлена моделью с сосре-

доточенными параметрами движущейся под действием гармонической возму-

щающей силы являющейся динамической составляющей низкочастотных про-

дольных колебаний бурильного инструмента

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

19

Решение системы осуществлялось импедансным методом в результате оп-

ределялась установившаяся реакция системы резонансные области а затем ndash

коэффициент передачи возмущающей силы отдельно гидравлической части

виброгасителя и всей гидромеханической конструкции В результате получены

зависимости коэффициента передачи виброгасителя от механических импедан-

сов системы которые регламентировались геометрическими параметрами

дросселей и жесткости упругих элементов эластомеров При этом коэффициент

передачи виброгасителя рекомендуется принимать равным 048-050 что дости-

гается при динамической жесткости амортизатора k1 = 179 кНмм диаметре на-

садки струйного насоса демпфера c1 = 0025 м и диаметре отверстия гидравли-

ческой камеры дросселя демпфера с = 00025 м

В результате теоретических исследований получены значения гидравличе-

ских сил (активная гидравлическая нагрузка) развиваемых в такт колебатель-

ным процессам происходящим на забое скважины демпфером дроссель кото-

рого выполнен в виде струйного насоса

sdotsdotsdotsdot+sdot

sdot= )cos(

2 2222

1

2

11 tA

F

F

F

QFРг ωωρ

(6)

и демпфером рабочей камеры при дросселировании жидкости через регламен-

тированное отверстие

sdotsdotsdotsdotsdot

sdotsdot

=4

12223

2

12

)cos(

2 F

tAFFРг

ωωmicro

ρ (7)

где Pгi ndash гидравлическая сила демпферов

F1 ndash площадь рабочего поршня

F2 ndash площадь отверстия насадки струйного насоса

F3 ndash площадь рабочей камеры

F4 ndash площадь регламентированного отверстия рабочей камеры

micro2 ndash коэффициент истечения жидкости из регламентированного отверстия

рабочей камеры

По выражениям (6) и (7) подобраны гидравлические характеристики

демпферов типа ДГ и гидравлических центраторов типа ГЦ с оптимальными

геометрическими параметрами и разработан ряд конструкций Принцип дейст-

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

20

вия демпфера основан на использовании жидкостной пружины образующейся

при срабатывании расчетного перепада давления на насадке подвижного порш-

ня который противостоит ударному режиму работы компоновки нижней части

бурильной колонны

Гидравлическое усилие возникающее на подвижном поршне выбирается

исходя из необходимости гашения определенного частотного спектра продоль-

ных колебаний бурильного инструмента подбором насадок Производился рас-

чет рабочих параметров одноступенчатого демпфера которые определяются

площадью поршня и величиной перепада давления на насадке струйного насо-

са встроенного в шток

Для расширения виброзащиты рабочая камера дополнительно снабжена

упругими амортизаторами (эластомером) с расчетной жесткостью и возможно-

стью работы в последовательном или параллельном режиме с дросселем На

корпусе установлен вращающийся центрирующий элемент на упругой опоре

(АС 1108271)

Разработана усовершенствованная конструкция многоступенчатого демп-

фера типа ДГМ-240М повышенной надежности с регулируемой гидравличе-

ской характеристикой (АС 842294 1073430 1084502) которая расширила

область применения демпферов для различных геолого-технических условий

Для аналитической оценки предложенной модернизации суммарная гидравли-

ческая нагрузка возникающая на штоке выбиралась в зависимости от необхо-

димости гашения определенного частотного спектра продольных колебаний

бурильного инструмента и определялась по полученной формуле с учетом ко-

лебаний промывочной жидкости и штока с долотом

sdotsdotsdot+

sdot+sdot

sdotsdot

= partpartpart )cos()sin(

2 2

tAf

tAQFnP qqсрiг

сумωω

ωϕ

ρ (8)

где n ndash число ступеней демпфера

ρ ndash плотность промывочной падкости

Fi ndash площадь плавающего поршня ступени демпфера

φ ndash коэффициент истечения промывочной жидкости из насадки

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

21

Qср ndash средний расход промывочной жидкости буровым насосом

Аq и wq ndash амплитуда и круговая частота колебаний расхода промывочной

жидкости с учетом грунтовых колебаний долота

t ndash время

f ndash площадь поперечного сечения насадки плавающего поршня

Apart и wpart ndash амплитуда и круговая частота продольных колебаний долота со

штоком демпфера

Регулирование характеристики демпфера производилось в процессе буре-

ния изменением подачи промывочной жидкости а между долблениями ndash за

счет изменения геометрических параметров насадки струйного насоса При

большой амплитуде отскока долота его перемещению будет противодейство-

вать активная гидравлическая нагрузка создаваемая ступенями демпфера ра-

ботающими последовательно начиная с нижних Для повышения надежности и

долговечности демпфера был разработан новый упругий элемент с автономным

увеличением объема работы трения и линейной характеристикой (АС

911066) Для получения нелинейной характеристики упругого элемента

предложена конструкция сдвоенных кольцевых пружин рекомендованная для

демпфера гидромеханического принципа действия (АС 1406333) В зависи-

мости от состояния сопряженных поверхностей кольцевых пружин работа сил

трения составляет 6070 от полной работы совершаемой при динамическом

нагружении Лабораторные испытания упругих элементов показали что их же-

сткость можно регулировать в широком диапазоне

В результате предложены динамические КНБК для неориентированного

бурения аналитически исследованные при нестационарных колебаниях в на-

клонной скважине для определения их влияния на устойчивость и формирова-

ние направления ствола

Динамическая компоновка расположенная в наклонно направленной

скважине моделировалась как упругий стержень нагруженный осевой дина-

мической силой размещенной на двух опорах с промежуточным центратором

в плоской системе координат На некотором расстоянии от долота l1 распо-

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

22

лагается упругий центрирующий элемент Принималось что действующие на

стержень нагрузки являются консервативными а приложенные к упругому

стержню связи ndash идеальными Стержень изготовлен из линейно-упругого и изо-

тропного материала

Теоретически изучалось поведение выбранной компоновки в наклонно-

прямолинейной скважине в интервале стабилизации при действии нестацио-

нарных продольных и поперечных колебаний с точки зрения устойчивости ди-

намических форм системы при переходе через параметрический резонанс

Антивибрационная компоновка в первом приближении рассматривалась

как однопролетная балка с распределенной нагрузкой qmiddotxmiddotcosα на двух опорах

за нижнюю опору принято долото за верхнюю ndash место касания забойного дви-

гателя стенки скважины на которую действуют продольная ψ(xt) и поперечная

φ(xt) силы соответственно - осевая возмущающая сила и реакция от центрато-

ра (калибратора)

Дифференциальное уравнение изогнутой оси забойной компоновки рас-

сматривалось в виде

[ ] )(cos)(2

2

2

2

4

5

4

4

txx

yxqtx

t

yF

tx

yEJ

x

yEJ ϕαψρmicro =

partpartsdotsdotminus+

partpart+

partpartpart+

partpart

(9)

где EJ ndash изгибная жесткость рассматриваемой компоновки

micro ndash коэффициент затухания

ρF ndash погонная масса единицы длины компоновки

q ndash вес единицы длины компоновки в жидкости

α ndash зенитный угол скважины

Возмущающая сила Р = ψ(t) представлена в виде

ψ(t)= Рст+ Рpartcos(wt)

где Рст ndash осевая статическая сжимающая сила равная весу сжатой части бу-

рильной колонны

Awc

EFPд

= ndash амплитуда динамической составляющей при действии наи-

более энергоемких грунтовых колебаний

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

23

Е ndash модуль упругости материала элементов компоновки

F ndash площадь поперечного сечения компоновки

с ndash скорость продольных волн в металле

А ndash высота ухабов забоя скважины

w ndash частота грунтовых колебаний с периодом π или 2π

Решение уравнения (9) с принятыми граничными условиями отыскивалось

в виде ряда

suminfin

=

sdotsdotsdot=1 1

sin)()(i

n l

xntTtxU

π (10)

После подстановки (10) в уравнение (9) применяя условие ортогонально-

сти синусов получим

( ) )(2cos121 tFTtTT nnnnnnn =sdotΩminus++ αωmicro ampampamp (11)

Введением новых переменных tsdotΩ=τ и Ωsdot

sdot= 2

1

)(τmicro

τn

eTz nn уравнение (11) пре-

образовывалось в известное уравнение Матье

( ) )(2cos22

2

τψττ nnnn

n zqaz

=minus+partpart

(12)

После преобразований уравнение (12) приводилось к классическому одно-

родному уравнению

( ) 02cos2 =sdotminus+ nnnn zqaZ τampamp (13)

где

sdotsdotminus

sdotsdot+minus

sdot

sdot=6

1

22

1

2

12

cos11

l

n

F

EJxlqP

l

nEJ

Fl

na

стn

πρ

microπρ

πω

2

12

2

sdot=l

n

F

Pq д

n

πρω

Используя полученные зависимости параметров an и qn уравнения Матье

определили при каких значениях коэффициента затухания и расстояния от до-

лота до центратора нижняя часть бурильной колонны теряет динамическую ус-

тойчивость

Результаты расчетов позволили оценить динамическую устойчивость ко-

лебательной системы долото ndash центратор ndash забойный двигатель ndash бурильная

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

24

колонна от коэффициентов затухания упругих элементов КНБК

micro=000000010005 с-1 с использованием диаграмм Айнса-Стретта которые по-

казали что с увеличением коэффициента затухания зона устойчивости расши-

ряется и положительно влияет на работу антивибрационной компоновки

Обязательным принципом при проектировании динамических КНБК явля-

ется создание условий для избирательного гашения динамической составляю-

щей отклоняющей силы на долоте Этот принцип реализован в динамических

компоновках за счет включения непосредственно над долотом специальных

виброгасителей продольных колебаний с коэффициентом передачи asymp 05 Ди-

намическая компоновка позволяет кратно снизить или существенно погасить

динамическую составляющую осевой возмущающей силы

tAc

FEP ωω cossdotsdotsdotsdot=part вызывающей появление динамической составляющей

также у отклоняющей силы на долоте

( )ϕω +sdot=part tQQ cos

где Ppart и Qpart ndash динамические составляющие соответственно осевой и откло-

няющей сил

Е и F ndash модуль упругости материала и площадь сечения КНБК

c ndash скорость распространения продольных волн в колонне

А и Q ndash соответственно амплитуда перемещения долота при продольных

колебаниях компоновки и амплитуда динамической составляющей отклоняю-

щей силы

ω ndash круговая частота продольных колебаний долота

φ ndash фазовый угол между продольными и поперечными колебаниями ком-

поновки

Следующим обязательным принципом является размещение виброгасите-

лей на валу забойного двигателя на расчетном расстоянии от долота с учетом

коэффициента затухания колебаний или демпфирования

Полученные характеристики демпферов были использованы при конст-

руировании гидродинамических устройств подавления вибраций

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

25

Первые испытания образцов проводились при бурении скв 431 турбин-

ным способом и скв 217 электробуром в Уфимском УБР Виброгасители ус-

танавливались над долотом на вал забойного двигателя В ходе эксперимента

уточнены оптимальные геометрические размеры демпферов и физико-

механические характеристики (импендансы) амортизаторов

Внедрение опытных образцов производилось при бурении вертикальных и

наклонно направленных скважин на площадях Уфимского Октябрьского и

Ишимбайского УБР ПО Башнефть в также Альметьевского Бавлинского и

Нурлатского УБР ПО Татнефть При внедрении виброгасителей пробурено

более 40 скважин

Анализ отработки буровых долот после испытаний (патент РФ 2124125)

показал что износ их опор был средний как правило все шарошки вращались

люфты выше нормальных но опасности выпадения тел качения не наблюда-

лось Проходка на долото в интервале бурения (400ndash2000 м) увеличилась до

50 при увеличении механической скорости бурения до 30 Наработка на от-

каз забойных двигателей увеличилась в 13 - 15 раза аварий с двигателями не

наблюдалось Применение гидравлических центраторов ГЦ-2159 и демпферов

с вращающимися центраторами типа ДГМ позволило добиться стабилизации

зенитного и азимутального углов скважины

Для управления траекторией наклонной скважины и снижения поперечных

колебаний направляющего участка компоновки разработан виброгаситель-

калибратор бурильного инструмента с центрирующим элементом установлен-

ный с возможностью вращения Внутренняя поверхность центрирующего эле-

мента гуммирована эластичной втулкой для гашения поперечных колебаний

бурильного инструмента и снижения изгиба вала шпинделя относительно сква-

жины (АС 1263800 1413233 1458551)

Теоретическими и экспериментальными исследованиями определили оп-

тимальные параметры виброгасителя-центратора для хорошей проходимости

его по сложным траекториям длина ndash 860 мм диаметр центрирующей втулки ndash

209212 мм длина лопастей ndash 170hellip200 мм ширина лопастей ndash 50 мм количе-

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

26

ство лопастей ndash 5 шт угол отклонения центрирующего элемента относительно

корпуса ndash 0751deg

Испытания опытной партии состоящей из 18 виброгасителей-центраторов

проводились при бурении наклонно направленных скважин в Уфимском УБР

ПО Башнефть в твердых породах после набора зенитного угла в интервале

3002050 м Виброгаситель-центратор оснащенный вращающимся относи-

тельно корпуса центрирующим элементом на упругом основании был установ-

лен над долотом на расстоянии 12 м Анализ результатов бурения показал что

проходка на долото в интервале опытного бурения повысилась до 40 при уве-

личении механической скорости бурения до 32 Аварии с забойными двига-

телями не наблюдались Применение антивибрационной компоновки с вибро-

гасителем-центратором позволяло добиться стабилизации зенитного и азиму-

тального углов скважины что дало возможность в 3 раза сократить число кор-

рекции параметров отвода скважины с помощью отклонителей и в 3 раза

уменьшить расход долот на коррекции ствола

Рост объема кустового наклонно направленного и горизонтального буре-

ния скважин объективно потребовал сконцентрировать внимание на причинах

азимутального искривления

Анализ известных работ позволил установить что одним из пер-

спективных направлений осуществления регулирования азимута скважины яв-

ляется использование гироскопического эффекта преднамеренно создаваемого

в КНБК в процессе бурения

Попытка оценить влияние гироскопического аффекта на изменение азиму-

та была предпринята в 50hellip60-е годы прошлого столетия в работах Гули-

заде МП и Пауса Ф в которых авторы пришли к выводу о неэффективности

данного способа Гулизаде МП в частности рассматривает влияние гироско-

пического момента создаваемого валом турбобура при прецессии определяе-

мой механической скоростью бурения получая при этом значение гироскопи-

ческого момента Мгир = 0312 Нmiddotм Необходимо отметить что в данных ис-

следованиях не принимался во внимание колебательный характер работы

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

27

КНБК возникающий при взаимодействии вооружения долота с ухабообразным

забоем

Фундаментальные основы теории гироскопов представленные в работах

Ишлинского АЮ Крылова АН Николаи ЕА Пельпора ДС и др подтвер-

ждают что для создания значительной величины гироскопического момента

необходимо чтобы гироскопическое тело обладало существенной величиной

кинетического момента либо его прецессионное движение происходило с

большим мгновенным значением угловой скорости

Для обоснования использования гироскопического эффекта при регулиро-

вании азимута скважины рассматривалась компоновка нижней части буриль-

ной колонны включающая забойный двигатель на валу которого размещается

устройство гироскопического типа с автономно вращающейся массой Таким

образом корпус гироскопа вращается на валу забойного двигателя с частотой

вращения долота wpart а автономная гироскопическая масса ndash с собственной час-

тотой wг Данная КНБК находящаяся в наклонно-криволинейном стволе сква-

жины под действием осевой силы Р и распределенной нагрузки от веса едини-

цы длины qi составлящих её элементов претерпевает изгиб и на долоте возни-

кает поперечная отклоняющая сила Q При этом под действием сил Q и P за

некоторый промежуток времени ∆t КНБК совершит движение по некоторой

дуге кривизной k Это перемещение можно описать законами свободного дви-

жения твердого тела По мере формирования долотом криволинейной траекто-

рии ствола скважины продольная ось гироскопического устройства изменит

свое положение в пространстве Данное движение гироскопического устройст-

ва в составе КНБК которое можно рассматривать как поворот на некоторый

угол ψ со скоростью прецессии Ω=dψdt вокруг мгновенной оси способствует

по теореме Резаля возникновению гироскопического момента стремящегося

развернуть продольную ось гироскопа в плоскости ортогональной прецессион-

ному движению Величина этого момента определяется как

βsin2 sdotΩsdotsdot= wJМ zгир (14)

где Jz ndash осевой момент инерции гироскопической массы

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

28

β ndash угол между направлениями векторов 2ω и Ω

Поскольку преимущественными направлениями прецессии при ме-

ханическом бурении являются технологические операции по набору или сни-

жению зенитного угла плоскость действия гироскопического момента будет

совпадать с азимутальной плоскостью то есть β = π2 Поэтому путем измене-

ния направлений прецессии Ω и собственного вращения 2ω можно добиться

заранее прогнозируемого направления изменения азимута скважина а именно

для увеличения азимута при одновременном снижении значения зенитного угла

(положительное направление Ω ) необходимо обеспечить левое (взгляд с устья)

вращение гироскопической массы а для уменьшения азимута ndash правое И на-

оборот при отрицательном направлении скорости Ω (набор зенитного угла)

для увеличения азимута необходимо правое а для уменьшения ndash левое направ-

ления вращения Данные утверждения вытекающие из закона прецессии гиро-

скопов были визуально зарегистрированы на макетном образце КНБК с гиро-

скопом в лабораторных условиях Для того чтобы иметь представление о вели-

чине изгибающего момента в КНБК что немаловажно при проектировании

конструкций регуляторов статическом значении отклоняющей силы на долоте

от веса ее элементов КНБК были проведены аналитические исследования уп-

руго-напряженного состояния компоновки содержащей регулятор азимута

Как уже отмечалось возникающие при работе долота колебательные про-

цессы в КНБК вносят существенные коррективы при определении скорости

прецессии и создаваемого гироскопического момента регулятором азимута с

автономно вращающейся массой Принимая в первом приближении гармони-

ческий характер колебаний и на основании принципа суперпозиции колебания

центра масс гироскопа в продольном и поперечном направлениях можно запи-

сать в виде

x(t)=A2middotsinw2t (15)

y(t)=A1middotcosw1t (16)

Угловая скорость прецессии Ωкол определяется как

22 yxkкол

ampamp +sdot=Ω (17)

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

29

где k ndash кривизна участка траектории движения

Используя выражения x(t) y(t) по (15) и (16) и произведя преобразования

получаем

twwАtwwА

wtwwtwwАwА

кол

222

2221

221

21

2211

cossin

coscos

2 sdot+sdotsdotsdot∆+∆sdotsdot

sdotsdotsdotplusmn=Ω (18)

где w=w1+w2

∆ w=w2-w1

Знаки плюс и минус соответствуют движению с падением и набором зе-

нитного угла соответственно При равенстве w1 и w2 получаем частный случай

движения по дуге эллипса со скоростью равной

twАtwА

wАА

кол

222

1222

2

221

sincos sdot+sdotsdotsdot

plusmn=Ω (19)

В общем случае абсолютной траекторией движения центра масс является

некоторая кривая из семейства циклоид Причем знак кривизны центральной

оси обусловлен направлением отклоняющей силы Q на долоте Как видно из

(19) скорость Ωкол является переменной величиной Очевидно амплитудное

значение её зависит от амплитуд линейных скоростей по направлениям x и y

Для скорости xamp временной интервал достижения максимального значения ра-

вен четверти периода колебаний и при w2=100 c-1 составляет ∆t = 00157 с Та-

ким образом из-за малости интервала ∆t значения угловой скорости прецессии

и следовательно возникающего гироскопического момента можно рассматри-

вать как непрерывную последовательность мгновенных максимумов Возни-

кающий при прецессии по циклоиде гироскопический момент можно предста-

вить в виде суммы кол

гир

мех

гиргирMMМ += (20)

где мех

гирM ndash гироскопический момент создаваемый вращающейся массой уст-

ройства при движении по дуге кривизной равной кривизне ствола скважины

со скоростью механического разрушения горной породы забоя кол

гирM ndash гироскопический момент при скорости прецессии обусловленной

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

30

продольными и поперечными колебаниями центра масс устройства

Создаваемые регулятором азимута гироскопический момент момент сил

инерции Кариолиса через опоры и корпус передаются на вал забойного двига-

теля способствуют созданию добавочной отклоняющей силы на долоте дейст-

вующей в плоскости азимута Величина добавочной Qаз силы определяется сле-

дующим образом

км

колzаз L

wJQ

Ωsdotsdot= 2 (21)

где Lкм ndash расстояние от долота до точки касания забойного двигателя со стенкой

скважины

С использованием полученных зависимостей (19) и (21) были вычислены

значения Ωкол и Qаз Результаты расчетов показали что величина силы Qаз при

турбинном бурении изменяется в пределах 200800 Н в зависимости от пара-

метров устройства и технологического режима бурения

На основании проведенных аналитических исследований влияние гиро-

скопического эффекта на регулирование азимута установлено что для осуще-

ствления поставленной задачи посредством применения забойного силового

гироскопического аппарата необходимо чтобы последний обладал автономно-

стью вращения своей массы с частотой кратно превышающей частоту враще-

ния долота nг = 3000hellip8000 мин-1 Данное заключение и было положено в ос-

нову разработки гироскопических регуляторов азимута В качестве движителей

в конструкциях типа СА использовались радиальная турбина ndash сегнерово коле-

со (nг = 3000 мин-1) ndash и многоступенчатая осевая турбина с коэффициентом

циркулятивности σ = 03hellip07 в конструкции типа ГРА (nг = 8000 мин-1)

Для определения основной рабочей характеристики натурных образов ги-

роскопических регуляторов азимута типа CA и ГРА ndash кинетического момента

Н ndash были проведены стендовые измерения угловой скорости вращения вала

Измерительные работы проводились в условиях Уфимского УБР ПО Баш-

нефть на буровой установке учебного комбината Измерение частоты враще-

ния вала производилось косвенным способом путем определения частоты виб-

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

31

рации в опорах в процессе прокачивания через регулятор промывочной жидко-

сти Регистрация спектра частот радиальной вибрации производилась при по-

мощи вибродиагностического анализатора машинного оборудования фирмы

ldquoCSIrdquo model 2110 Полученное значение кинетического момента

Н=19789 Нmiddotмmiddotс (СА) и Н = 65304 Нmiddotмmiddotс (ГРА) хорошо согласуется с расчетны-

ми данными с учетом потерь на трение

С целью выявления работоспособности конструкций разработанных гиро-

скопических регуляторов азимута типа СА и определения влияния их примене-

ния на изменение траектории ствола скважины в период с 1989 по 1992 годы

было проведено опытное бурение на 14 скважинах на месторождениях разбу-

риваемых Уфимским Нефтекамским и Бирским (Западно-Сибирский регион)

Управлениями буровых работ ПО Башнефть

Промышленные испытания гироскопических регуляторов азимута (АС

1330297 1599512 160920 1682513) проводились в различных горно-

геологических условиях и технологических режимах бурения при проводке на-

клонных скважин долотами диаметром 2159 и 2953 мм Бурение осуществля-

лось забойными двигателями турбобурами 3ТСШ1-195 2ТСШ-240 и электро-

бурами Э-190 В процессе бурения регуляторы азимута типа СА включались в

состав КНБК маятникового типа а также КНБК в сочетании с серийными ка-

либраторами типа 12КСИ 9КП габарита 2142159 мм и 2953 мм центратора-

ми CH-214 ВЦ-2953 и РСТК СТК габарита 209212 мм

Анализ данных инклинометрических замеров позволил констатировать

что при бурении компоновкой долото регулятор азимута типа CA-I электро-

бур Э-1908РВ с системой телеметрии СТЭ утяжеленные бурильные трубы

диаметром 178 мм ndash 25 м стальные бурильные трубы диаметром 127х9 мм ndash

при нагрузке на долото 80100 кН с увеличением среднего значения зенитного

угла в интервале бурения интенсивность падения последнего возрастает а ин-

тенсивность изменения азимутального угла уменьшается

При бурении с использованием регулятора азимута типа СА-IМ в условиях

Уфимского УБР на скв 1334 Искринской площади наблюдалась следующая

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

32

тенденция при бурении с регулятором азимута левого вращения и действия

маятникового эффекта происходит изменение азимутального угла в сторону его

увеличения а бурение с регулятором правого вращения приводит к уменьше-

нию азимута

Результаты проведенных промысловых испытаний гироскопических регу-

ляторов азимута типа CA-I и CA-IM подтверждают правомерность полученных

аналитических выводов о возможности использования специального забойного

устройства создающего гироскопический момент на валу забойного двигателя

для регулирования азимута Также подтверждена зависимость направления

действия добавочной отклоняющей силы на долоте в азимутальной плоскости

от направления вращения гироскопической массы регулятора азимута и на-

правления ее прецессии

Научно-внедренческое предприятие ldquoКЛУШrdquo ассоциация ldquoНаукаrdquo УГНТУ

и Кунгурский МПО ldquoТурбобурrdquo изготовили опытную серию гироскопов ГРА-

195 в количестве 10 комплектов пять ndash левого и пять ndash правого вращения (ги-

роскопическая масса 100 кг частота холостого вращения до 10000 мин-1)

Согласно разнарядке ГП ldquoРоснефтьrdquo ldquoРазработка и организация производ-

ства гироскопических устройства для бурения наклонных и горизонтальных

скважинrdquo 58А-92 от 01011992 в 1993 г по разработанной методике и про-

грамме проведения приемочных испытаний ГРА-195 КЛУШ245400000МИ

десять комплектов ГРА-195 были внедрены в ПО ldquoСургутнефтегазrdquo и ПО ldquoКо-

галымнефтегазrdquo

Результаты внедрения оказались положительными с фактическим эконо-

мическим эффектом только по одному Бирскому УБР ldquoКогалымнефтегазrdquo

86 934 000 руб (1995 г)

Новым этапом в развитии бурения наклонно направленных и горизонталь-

ных скважин (ГС) является колтюбинговое бурение причем оборудованием и

технологией разработанными отечественными компаниями В 50-х годах про-

шлого столетия НВ Богдановым было предложено использование колонны

гибких труб для спуска в скважину электропогружного центробежного насоса

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

33

В 60-х годах были разработаны и доведены до практического внедрения

конструкции буровых установок с непрерывной колонной гибких труб ndash шлан-

гокабеля (бурение скважин осуществлялось в Урало-Поволжской нефтяной

провинции)

Промышленное применение гибких безмуфтовых длинномерных труб в

бурении началось в 90-е годы а уже к настоящему времени в мире находятся в

эксплуатации около 1000 колтюбинговых комплексов в том числе в России не-

сколько десятков причем в основном импортных (ldquoHydra Ridrdquo ldquoStewart amp

Stevensonrdquo ldquoDrecordquo ldquoHRIrdquo ldquoFracmasterrdquo ldquoSchlumbergerrdquo и др)

В 2002 году по техническому заданию АНК laquoБашнефтьraquo рядом компаний

в том числе УГНТУ был создан первый российский колтюбинговый буровой

комплекс на базе установки КМ4001

В зависимости от типа телесистемы были разработаны две модели гидро-

механических ориентаторов типа ОР-95 позволяющих дискретно (20deg) ориен-

тировать положение отклонителя винтового забойного двигателя ДР-95К (ПФ

ВНИИБТ) при размещении телесистемы laquoНадирraquo (НПФ laquoГеофизикаraquo) ниже

ориентатора и выше ориентатора при использовании забойной телеметриче-

ской системы ЗТС-ННКТ (ВНИИГИС) с наддолотным электромагнитным мо-

дулем НДМ-ЭМ

В состав КНБК вместе с ориентатором включается вспомогательный блок

БВ-95 (УГНТУ Фирма laquoНСЛraquo) состоящий из аварийного разъединителя об-

ратного клапана и выравнивающего переводника Блок БВ-95 устанавливается

между ориентатором и двигателем для выполнения специальных технологиче-

ских операций

В соответствии с планом работ по бурению скважины 1619Г Асяновской

площади (НГДУ ldquoЧекмагушнефтьrdquo) колтюбинговым комплексом были прове-

дены продолжительные подготовительные работы для испытания колтюбинго-

вых КНБК позволяющих ориентировать и регистрировать положение отклони-

теля в процессе бурения которое предполагалось вести только на депрессии

Для проведения испытаний подготовлено две компоновки КНБК I (рис 6)

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

34

и КНБК ІІ (рис 7)

Рис 6 КНБК I

Предусматривалось что при выявлении в процессе работ неисправности

следует КНБК I заменить и собрать КНБК II опробованную ранее при предва-

рительных испытаниях традиционной буровой установкой в Нефтекамском

УБР

Рис 7 КНБК II

Ориентатор состоит из нескольких цилиндрических корпусов 1 свинчен-

ных по резьбе внутри которых расположен механизм преобразующий посту-

пательное движение поршня 2 во вращательное движение шпинделя 11 (рис 8)

Под давлением рабочей среды поршень 2 перемещается вниз На штоке поршня

имеются шлицы прямоугольного сечения 3 взаимодействующие с аналогич-

ными шлицами на корпусе 1 и препятствующие повороту поршня 2 в цилиндре

Ниже на штоке поршня имеются винтовые шлицы 4 взаимодействующие с

подвижным храповиком 5 При ходе поршня 2 вниз храповик 5 вращается во-

круг оси и своими подпружиненными собачками приводит во вращение шпин-

ДОЛОТО АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР С МЭП-3

ТЕЛЕСИСТЕМА

ДВИГАТЕЛЬ

ДОЛОТО

НАДДОЛОТНЫЙ БЛОК

АВАРИЙНЫЙ ПЕРЕВОДНИК ВЫРАВНИВАЮЩИЙ ПЕРЕВОДНИК ОБРАТНЫЙ КЛАПАН

ОРИЕНТАТОР ТЕЛЕСИСТЕМА ДВИГАТЕЛЬ

МИПО

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

35

дель 11 ориентатора

При снижении давления рабочей среды поршень 2 возвращается в исход-

ное положение под действием пружины 6 Собачки подвижного храповика 5

проскакивают по зубьям шпинделя 11 в корпусе установлен неподвижный

храповик 7 аналогичный по конструкции подвижному

1 10 2 3 6 9 4 5 9 7 13 10 8 6 12 9 11

Рис 8 Ориентатор ОР 9501

Ориентатор и вспомогательный блок прошли стендовые испытания в ПФ

ВНИИБТ и Уфимском УБР промысловые испытания в Нефтекамском УБР на

технической воде при бурении традиционной буровой колонной агрегатом

АР6080 с телесистемой НПФ ldquoГеофизикаrdquo

Бурение началось с использованием КНБК I

После двухчасовых экспериментальных работ по

подбору параметров раствора удалось стабилизиро-

вать поток промывочного агента получить расчет-

ную депрессию с газовым фактором 93 и

ρ=07 гсм3 и включить ориентатор В конечном

итоге удалось многократно осуществить поворот

КНБК на 4400 в процессе бурения в нужном на-

правлении Полученный профиль скважины

1619Г представлен на рис 9

В настоящее время компоновка работает на

скважине 52225223 (Югомашевская площадь)

НГДУ ldquoКраснохолмскнефтьrdquo По техническому за-

Рис 9 Профиль скважины

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

36

данию АНК ldquoБашнефтьrdquo готовится к испытаниям еще ряд компоновок и уст-

ройств включающих электромеханический ориентатор и гидронагружатель для

компенсации потерь на трения выполненный по схеме ДГМ

Так как из-за воздействия на КНБК случайных факторов (нагрузки бури-

мости горных пород их анизотропии реологических свойств промывочной

жидкости и др) снижается эффективность работы компоновок особенно экс-

периментальных и не всегда обеспечивается проводка скважины в требуемых

параметрах был предложен способ сборки динамической КНБК повышающий

эффективность её работы за счет повышения виброустойчивости к воздействию

случайных колебаний

Для этого сборку рабочих элементов низа бурильных колонн осуществля-

ют с частотами собственных колебаний соотносящимися между собой как ряд

случайных чисел количество членов которого ограничено длиной динамически

возмущенного участка бурильной колонны сжатой продольными упругими

волнами при заданном режиме бурения (патент 2147669) Ld ndash длина динами-

чески возмущенного участка определяется как Ld = аt где а = 5100 мс ndash ско-

рость распространения продольных волн в бурильной колонне t=T2 ndash момент

времени максимального динамического возмущения T=2πω ndash период про-

дольных колебаний долота с угловой частотой ω=ω2KВKш где ω2=πn30 ndash

угловая скорость долота при частоте оборотов двигателя n Kш ndash число шаро-

шек долота KВ ndash эмпирический коэффициент

Выбор закона распределения случайных чисел зависит от конкретных ус-

ловий Если имеется достаточная информация о влиянии факторов на эффек-

тивность работы компоновки то закономерность распределения случайных чи-

сел устанавливают известными способами Это может быть нормальный закон

закон распределения Вейбулла и тд в то же время при отсутствии информа-

ции например при экспериментальном бурении целесообразнее использовать

ряд равномерно распределенных случайных чисел

Компоновка собранная по предлагаемому способу состоящая из элемен-

тов имеющих частоту собственных колебаний в соответствии с распределени-

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

37

S0 CFFT X1 0lang rang( )=

S1 CFFT X1 1lang rang( )=

S2 CFFT X1 2lang rang( )=

S3 CFFT X1 3lang rang( )=

S4 CFFT X1 4lang rang( )=

ем случайных чисел при воздействии факторов имеющих стохастическую

природу действие которых проявляется в виде случайных нагрузок будет в

меньшей степени снижать механическую скорость бурения работоспособность

долота забойного двигателя бурильных труб и влиять на кривизну наклонно

направленного участка

Реализация данного способа была осуществлена при компоновке низа ко-

лонны для колтюбингового комплекса

Для этого динамически возмущенный участок колтюбинговой КНБК (на-

пример по рис 7) моделировался в виде линейных цепочек состоящих из ко-

нечного числа связанных осцилляторов n le 5 задание масс тел которых mi

i=01N-1 производилось случайным образом

После преобразования составных массивов в имитационную матрицу раз-

мерности NptimesNminus1 и решения её в рамках пакета MathCad2000 строилась зави-

симость координат и скоростей осцилляторов от времени и производилось вы-

числение спектральных плотностей (Si) зависимостей X1i i=0N-1

ndash спектральная плотность сжатой части колтюбинговой трубы и ориентатора

ndash спектральная плотность телесистемы ndash спектральная плотность винтового двигателя

ndash спектральная плотность шпинделя

ndash спектральная плотность нового долота с наддолотным блоком

После задания дискретной переменной строился график спектральной

плотности мощности колебательного процесса (рис 10) и траектории движения

осцилляторов на фазовой плоскости

Как и ожидалось наиболее энергоемкой является спектральная плотность

долота ndash верхняя линия на рис 10 а спектральная плотность динамически воз-

мущенного участка верхней части колтюбинговой КНБК нижняя линия ndash ми-

нимальная

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

38

Рис 10 Спектральная плотность функций xi(t) (масштаб по оси S логарифмический)

Как видно из рисунка превалирующие частоты случайного процесса коле-

баний осцилляторов не изменяются что говорит об установившемся режиме

нелинейных колебаний с хорошо выраженной корреляционной связью между

различными значениями аргумента

Анализ фазовых траекторий тел участвующих в случайном процессе по-

казал на наличие стохастичности и десинхронизации рассматриваемой колтю-

бинговой КНБК с различными фазовыми сдвигами (дрейф фаз) и многоперио-

дическими движениями очевидно вызванными диссипацией энергии при пе-

рекачке её от долота до телесистемы и далее по гибкой трубе то есть невыгод-

ный режим колебаний долота и ориентатора ndash многопериодическая стохастич-

ность тогда как телесистема и забойный двигатель образовали более устойчи-

вые многообразия

Из анализируемых результатов видно что нам удалось получить опреде-

ленную синхронизацию в ряде парциальных осцилляторов модели колтюбинго-

вой КНБК хотя общей согласованности в колебаниях отдельных осцилляторов

не наблюдается но возникновение синхронизмов в многоразмерной колеба-

тельной системе приводит к подавлению стохастичности

S(w)

w

S4

S3

S2

S1

S0

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

39

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Впервые аналитически и практически доказано что для стабилизации

ствола направленного участка скважины применимы динамические компонов-

ки использующие гироскопический эффект создаваемый специальным забой-

ным устройством гироскопическая масса которого должна обладать авто-

номностью вращения с частотой кратно превышающей частоту вращения до-

лота а гироскопический момент должен быть соизмерим с возникающим в

КНБК изгибающим моментом Теоретическими исследованиями установлено

что в процессе бурения компоновкой с использованием гироскопического уст-

ройства на долоте возникает добавочная азимутальная отклоняющая сила Qаз

Направление указанной силы определяется направлением вращения гироскопи-

ческой массы а также направлением скорости прецессии

2 Теоретически установлено что при бурении забойными двигателями

скорость прецессии является геометрической суммой угловой скорости Ωмех

поворота центра масс гироскопического устройства при движении с механиче-

ской скоростью бурения по дуге с кривизной равной кривизне ствола скважи-

ны а также угловой скорости Ωкол возникающей от одновременного действия

продольных и поперечных колебаний КНБК Причем величина угловой скоро-

сти Ωкол много больше величины Ωмех Показано что угловая скорость Ωкол за-

висит от амплитуд продольных и поперечных колебаний центра гироскопиче-

ской массы а также от частоты грунтовых колебаний

3 Аналитическими стендовыми и промысловыми исследованиями обос-

нованы основные параметры гироскопических регуляторов азимута величина

момента инерции вращающейся массы и её частота вращения рекомендованы

следующие значения ndash момент инерции массы J = 010hellip 012 Нmiddotмmiddotс2 скорость

ее вращения n = 3000 мин-1 (для сегнерова колеса) и n = 70008000 мин-1 (для

осевой многоступенчатой турбины) Разработаны и внедрены при бурении 20

наклонно направленных скважин в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов гироскопические устройства для направленного бурения

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

40

типов СА и ГРА (с вращателями в виде сегнерова колеса и осевой турбины)

Доказана технико-экономическая целесообразность управления азимутальным

и зенитным углами скважины с использованием гироскопических устройств

Гироскоп ГРА-195 освоен в производстве Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

4 На основании комплексных аналитических и экспериментальных ста-

тистических статических и динамических исследований работы шпиндельных

турбобуров с наддолотными устройствами и без них при бурении наклонно

направленных скважин а также анализа характерных отказов и оценки сложно-

напряженного состояния базовых узлов шпиндельной и турбинной секций раз-

работаны компоновочные схемы турбинной секции с плавающим ротором

шпиндельной секции с минимальной изгибной жесткостью и модернизирован-

ным узлом их соединения вынесенным из зоны действия максимального изги-

бающего момента принятые в производство Кунгурским МПО laquoТурбобурraquo

Десять турбобуров типа ТПВ внедрены в ТПП laquoКогалымнефтегазraquo

5 Аналитически установлено что амплитудно-частотная модуляция при

бурении забойными двигателями с шарошечными долотами может появляться

на всем частотном диапазоне Наиболее энергоемкие продольные колебания с

образованием ухабов на забое (низкочастотные колебания КНБК) развиваются

в диапазоне частот 300hellip600 мин-1 Получена аналитическая зависимость уха-

бообразного забоя [ ] )sin()cos(212 ttAX sdotsdotsdot+= ωε которая доказала адекват-

ность при исследовании работы динамических КНБК она рекомендуется к ис-

пользованию в математических моделях с кинематическим возмущением

6 Установлены аналитические зависимости влияния механического импе-

данса различных динамических КНБК на вибрационные процессы происходя-

щие на забое скважины с учетом их стохастичности методами имитационного

моделирования получены механические характеристики динамических компо-

новок определяющие границы устойчивого состояния детерминистической

системы КНБК при случайных колебаниях

7 Определены зависимости коэффициентов передачи для гидродинамиче-

ских виброгасителей типа ДГ ДГМ и ГЦ от их геометрических и физико-

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

41

механических параметров и приведены принципы регулирования их виброза-

щитных свойств при размещении виброгасителей в КНБК

Установлено что при динамической жесткости упругого элемента

15hellip179 кНмм диаметре насадки струйного насоса 0020hellip0025 м и диаметре

дросселя рабочей камеры 00025hellip00020 м работающих в параллельном ре-

жиме коэффициент передачи виброгасителей типа ДГ и ГЦ равен 04hellip05

8 Аналитически установлено что при турбинном бурении возникающие в

забойной компоновке поперечные колебания при определенных соотношениях

между частотой свободных изгибных колебаний и частотой возмущающих па-

раметров приводят к параметрическому резонансу Для управления продоль-

ной устойчивостью нижней части бурильной колонны в состав компоновки не-

обходимо включать виброгасящие устройства продольных колебаний с одной

или двумя степенями свободы оснащенных центрирующими элементами на

упругой опоре и коэффициентом затухания micro = 00000050005 с-1 установ-

ленными на расчетном расстоянии от долота ndash l1 = 0512 м

9 Разработан исследован и внедрен параметрический ряд динамических

компоновок типа КНБК-СА в условиях Урало-Поволжского и Западно-

Сибирского регионов при эксплуатационном бурении более 60 наклонно на-

правленных скважин забойными двигателями и более 50 скважин при капи-

тальном ремонте методами зарезки боковых стволов В состав КНБК-СА вклю-

чались гидродинамические демпферы типа ДГ и ДГМ демпферы-центраторы

типа ДГЦ виброгасители-центраторы типа ВЦ гидравлические центраторы ти-

па ГЦ и калибраторы-виброгасители типов ВК и КВ выполненные на уровне

изобретения и освоенные в серийном производстве Кунгурским МПО laquoТурбо-

бурraquo Применение динамических КНБК-СА позволило в 2hellip3 раза снизить чис-

ло коррекций параметров траектории ствола скважины при увеличении про-

ходки на долото до 50 механической скорости бурения до 30 а также уве-

личить безотказность забойного двигателя до 50

10 Разработана и внедрена первая отечественная компоновка для ориенти-

рованного бурения горизонтальных скважин с помощью колтюбинговой уста-

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

42

новки КМ-4001 российско-белорусского производства Аналитически и на

стенде определены параметры гидромеханического ориентатора для работы на

аэрированном азотом буровом растворе в компоновке бурильной колонны ра-

ботающей в режиме стохастических продольных колебаний при различных за-

конах распределения случайных величин Разработан универсальный способ

сборки компоновки для резко изменяющихся условий бурения путем аналити-

ческого подбора рабочих элементов компоновки регламентированных частота-

ми собственных колебаний соотносящихся между собой как ряд случайных чи-

сел количество членов которого ограничено длиной динамически возмущенно-

го участка КНБК упругими волнами сжатия для заданного режима бурения

реализованный при колтюбинговом бурении

Основное содержание диссертации опубликовано в 75 работах из ко-торых первые 35 опубликованы в ведущих журналах и изданиях в соот-ветствии с перечнем ВАК РФ

1 Ас 699159 СССР Соединительная муфта валов турбобура ФШ Заби-ров АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1979 Бюл43

2 Aс 735846 СССР Глубинный демпфер БЗСултанов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1980 Бюл9

3 Султанов Б3 Опытное бурение с использованием гидравлических виб-рогасителей БЗ Султанов АВ Лягов ИЯ Вальдман Нефтяное хозяйство- 1981 ndash 10 ndash С9-12

4 Ас 842294 СССР Демпфер для гашения продольных колебаний бу-рильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл1981 Бюл24

5 Ас 881291 СССР Демпфер крутильных колебаний бурильного инстру-мента АВ Лягов Б3Султанов МГ Латыпов и др ndash Опубл1981 Бюл42

6 Ас 911066 СССР Демпфер АВ Лягов БЗСултанов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1982 Бюл9

7 Ас 947384 СССР Гидравлический центратор БЗ Султанов АВ Ля-гов ЮН Морозов и др ndash Опубл1982 Бюл28

8 Ас 1073430 СССР Гидравлический демпфер бурильного инструмента АВ Лягов БЗ Султанов ВС Дьяков и др ndash Опубл1984 Бюл6

9 Ас 1084502 СССР Демпфер гидравлический АВ Лягов БЗ Султа-нов ЗС Дьяковndash Опубл1984 Бюл13

10 Aс 1108271 СССР Глубинный демпфер АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Опубл1984 Бюл30

11 Султанов БЗ Применение глубинного демпфера для стабилизации зенитного угла и азимута скважины БЗ Султанов АВ Лягов РР Сафиуллин и др Нефтяное хозяйство ndash 1986 ndash 3 ndash С19-21

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

43

12 Ас 1263800 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов PP Сафиуллин и др ndash Опубл1986 Бюл38

13 Ас 1330297 СССР Устройство для изменения азимута ствола скважи-ны АВ Лягов РР Сафиуллин Б3Султанов и др ndash Опубл1987 Бюл30

14 Ас 1406333 СССР Гидромеханический демпфер АВ Лягов Б3 Сул-танов АИ Кравцов и др ndash Опубл1988 Бюл24

15 Ас 1413233 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1988 Бюл28

16 Ас 1427059 СССР Способ определения степени износа породоразру-шающего инструмента ЕИ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1988 Бюл36

17 Ас 1458551 СССР Центратор бурильного инструмента АВ Лягов РР Сафиуллин Б3 Султанов и др ndash Опубл1989 Бюл6

18 Ас 1506094 СССР Способ определения работоспособности породораз-рушающего инструмента ЕИ Ишемгужин Б3 Султанов ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1989 Бюл33

19 Лягов АВ Бурение скважин с использованием наддолотных многосту-пенчатых виброгасителей АВ Лягов МС Габдрахимов АС Галеев и др Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С12-15

20 Ас 1550068 СССР Турбинная секция турбобура АИ Кравцов АВ Лягов ИЯ Вальдман и др ndash Опубл1990 Бюл10

21 Ас 1599512 СССР Способ направленного бурения скважин и устройст-ва для его осуществления АВ Лягов БЗ Султанов АИ Кравцов и др ndash Опубл1990 Бюл38

22 Султанов Б3 Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидрав-лический БЗ Султанов АВ Лягов МС Габдрахимов ndash Нефтяное хозяйство ndash 1990 ndash 4 ndash С41

23 Ас 1657583 СССР Шпиндель бурового забойного двигателя ИН Ко-нюхов АВ Лягов АИ Кравцов и др ndash Опубл1991 Бюл23

24 Ас 1680920 СССР Устройство для управления компоновкой нижней части бурильной колонии АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1991 БИ36

25 Ас 1682513 СССР Устройство для направленного бурения АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др ndash Опубл1991 Бюл37

26 Лягов АВ Использование гироскопического эффекта при безориенти-рованном бурении наклонно направленных скважин АВ Лягов Б3 Султанов ДИ Чистов и др Нефтяное хозяйство ndash 1992 ndash 6 ndash С15-17

27 Ас 1750278 СССР Турбобур АИ Кравцов АВ Лягов Б3 Султанов и др ndash Опубл1992 Бюл27

28 Пат 1828487 Российская Федерация Калибратор ndash металлоулови-тельАВ Лягов Б3 Султанов РР Сафиуллин и др ndash Опубл1993 Бюл26

29 Чистов ДИ Инжиниринг капитального ремонта скважин бурением бо-ковых стволов из эксплуатационной колонны ДИ Чистов АВ Лягов ВВ Шайдаков Нефтепромысловое дело ndash 1995 ndash 4 ndash С16-17

30 Пат 2124125 Российская Федерация Способ регулирования опти-

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

44

мальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин ИЕ Ишемгужин ВУ Ямалиев АВ Лягов и др ndash Опубл1998 Бюл36

31 Пат 2147669 Российская Федерация Способ компоновки низа бу-рильной колонны АВ Лягов ИЕ Ишемгужин ЕИ Ишемгужин и др ndash Опубл2000 Бюл11

32 Пат 2185493 Российская Федерация Демпфер продольных колеба-ний ИЕ Ишемгужин АВ Лягов ЭШ Имаева и др ndash Опубл2002 Бюл20

33 Лягов АВ Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Нефтегазовое дело ndash 2004 ndash httpwwwogbusru authorsLyagovLyagov1pdf

34 Пат 2232249 Российская Федерация Виброгаситель-калибратор АВ Лягов СВ Назаров РА Янтурин и др ndash Опубл2004 Бюл19

35 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин АВ Лягов Нефтяное хозяйство ndash 2004 ndash 6 ndash С68-71

36 Султанов БЗ Повышение эффективности работы турбобуров при бу-рении наклонных скважин БЗ Султанов АВ Лягов РА Кандаров О ре-зультатах научных исследований в области разработки добычи транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии материалы республ науч-техн конфУфим нефт ин-т ndash Уфа 1975 ndash С66

37 Ишемгужин ЕИ О повышении надежности шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов БЗ Султанов Машины и нефтяное оборудова-ние ВНИИОЭНГ ndash 1977 ndash 12 ndash С7-8

38 Ишемгужин ЕИ О повышении межремонтного периода работы тур-бобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ГВ Малышев Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-тематич сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С13-16

39 Лягов АВ Анализ причин отказов турбобуров АВ Лягов БЗ Султа-нов АИ Юренев Результаты научных исследований в области повышения качества продукции и эффективности производства предприятий нефтяной газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Башкирии материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С19-20

40 Лягов АВ Исследование работоспособности радиальных опор турбо-бура АВ Лягов Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса в свете решений XXV съезда КПСС материалы первой республ науч-техн конф молодых ученых и специалистов Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1977 ndash С116

41 Лягов АВ О выборе длины шпинделя турбобура АВ Лягов ЕИ Ишем-гужин АК Приданов Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-техн сб Баш гос ун-т- Уфа 1977 ndash С17-22

42 Султанов БЗ Повышение надежности шпинделя турбобура БЗ Сул-танов АВ Лягов ЕИ Ишемгужин Материалы второй Всесоюзной конфе-ренции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash

45

Баку 1977 ndash С52 43 Лягов АВ Продольный изгиб системы корпус-вал турбобура в наклон-

ной скважине АВ Лягов ЕИ Ишемгужин БЗ Султанов Материалы Все-союзной конференции по наклонному бурениюАзИНХ ndash Баку 1978 ndash С68

44 Ишемгужин ЕИ Влияние кавитационно-абразивного износа на долго-вечность полумуфты шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ФШ Забиров Машины и нефтяное оборудование ВНИИОЭНГ ndash 1979 ndash 6 ndash С19-20

45 Ишемгужин ЕИ Кавитационно-абразивная эрозия полумуфт шпинделя турбобура ЕИ Ишемгужин АВ Лягов ФШ Забиров Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1979 ndash С44

46 Лягов АВ Лабораторные исследования материалов полумуфты турбо-бура АВ Лягов Состояние научно-исследовательских работ в решении про-блем по комплексным программам нефтегазовой промышленности тезисы докл ndash Уфа 1979 ndash С45

47 Лягов АВ К расчету нагрузок в радиальных опорах шпинделей забойных двигателей АВ Лягов Повышение надежности оборудования для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин межвуз науч-темат сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1980 ndash С23-30

48 Лягов АВ Опытное бурение наклонно направленных скважин с приме-нением демпфирующих устройств АВ Лягов БЗ Султанов АИ Ямалтди-нов Проблемы нефти и газа материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1981 ndash С41

49 Лягов АВ К вопросу о надежности шпинделя забойных двигателей в наклонно направленной скважине АВ Лягов Материалы третьей Всесоюз-ной конференции по динамике прочности и надежности нефтепромыслового оборудования АзИНХ ndash Баку 1983 ndash С88

50 Лягов АВ Совершенствование отработки забойных двигателей с по-мощью виброгасителей АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др Ма-териалы 2-й зональной науч-техн конф по комплексной программе Минвуза РСФСР ldquoНефть и газ Западной Сибириrdquo ndash Тюмень 1983 ndash С95

51 Лягов АВ Повышение показателей работы долота за счет применения демпфирующих устройств АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин Про-грамма ldquoОсновные направления повышения эффективности работы породо-разрушающего бурового инструмента в различных геолого-технологических условияхrdquo ВДНХ СССР павильон Газовая промышленность ndash М 1984 ndash С5

52 Лягов АВ Глубинный демпфер ДГМ-195 Проспект ldquoМашиноэкспортаrdquo СССР АВ Лягов ndash М ПМБ ЦИНТИхимнефтемаш 1984

53 Лягов АВ Глубинный демпфер ДГМ-195 Проспект ВДНХ СССР АВ Лягов БЗ Султанов ИЯ Вальдман ndash Уфа Изд-во Уфим нефт ин-та 1984

54 Лягов АВ К вопросу о формировании забоя скважины АВ Лягов Со-временные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз науч-

46

темат сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1986 ndash C101-103 55 Лягов АВ Результаты бурения наклонно направленных скважин с при-

менением КНБК-СА АВ Лягов РР Сафиуллин БЗ Султанов Вузовская на-ука ndash научно-техническому прогрессу материалы Республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1986 ndash С28

56 Лягов АВ Центратор бурильного инструмента ВЦ-212 Проспект ВДНХ СССР АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин ndash М ВНИИОЭНГ 1986

57 Лягов АВ К вопросу создания антивибрационных стабилизирующих компоновокАВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин Проблемы нефти и га-за тезисы докладов Республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1988 ndash С46

58 Лягов АВ Специальная компоновка нижней части бурильной колонны для бурения горизонтальных и сильно искривленных скважин АВ Лягов ДИ Чистов Диагностика ресурс и прочность оборудования для добычи и пе-реработки нефти материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1989 ndash С94

59 Лягов АВ Определение коэффициента передачи наддолотных гидроме-ханических виброгасителей АВ Лягов Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз науч-темат сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1989 ndash С9-13

60 Лягов АВ Результаты применения антивибрационной стабилизирую-щей компоновки АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин Проблемы освое-ния нефтегазовых ресурсов Западной Сибири межвуз сб науч тр Тюмен индустр ин-т ndash Тюмень 1989 ndash С104-108

61 Лягов АВ Опытное бурение наклонно направленных скважин с исполь-зованием гироскопического регулятора типа АВ Лягов РР Сафиуллин БЗ Султанов Нефть и газ Западной Сибири материалы 2-й Всесоюз науч-техн конф ndash Тюмень 1989 ndash С180-190

62 Лягов АВ Чистов ДИ Сафиуллин PP и др Применение гироскопиче-ских регуляторов азимута для бурения наклонно направленных скважин АВ Лягов ДИ Чистов РР Сафиуллин Разрушение горных пород при буре-нии скважин материалы V Всесоюзной науч-техн конф Т3 Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С14-15

63 Лягов АВ Опыт применения КНБК-СА в условиях Западной Сибири АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др Разрушение горных пород при бурении скважин материалы V Всесоюзной науч-техн конф Т2 Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С35-36

64 Лягов АВ Промысловые испытания регулятора азимута гироскопиче-ского типа ГРА АВ Лягов ДИ Чистов РР Сафиуллин и др Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз темат сб науч трУфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С136-141

65 Лягов АВ Нестационарные колебания стабилизирующей антивибраци-онной КНБК АВ Лягов ИН Сулейманов РР Сафиуллин Современные про-блемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз темат сб науч тр

47

Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С148-156 66 Лягов АВ Компоновка нижней части бурильной колонны с гироскопи-

ческим регулятором азимута для бурения наклонно направленных скважин АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов Механика горных пород при бурении материалы Междунар конф Грозн нефт ин-т ndash Грозный 1991 ndash С93

67 Лягов АВ Антивибрационная компоновка повышенной надежности для управления параметрами кривизны скважины АВ Лягов РР Сафиуллин БЗ Султанов Механика горных пород при бурении материалы Междунар конф Грозн нефт ин-т ndash Грозный 1991

68 Лягов АВ Результаты применения гироскопического регулятора азиму-та в условиях ПО ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др Труды БашНИПИнефть ndash 1992 ndash Вып 86 ndash С162-169

69 Ишемгужин ИЕ Оценка передаточной функции бурильной колонны при потере устойчивости ИЕ Ишемгужин ВВ Пашинский АВ Лягов Пробле-мы нефтегазового комплекса России материалы Всерос науч-техн конф Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 1995 ndash С103

70 Лягов АВ Компоновки низа бурильной колонны для капитального ре-монта скважин бурением боковых стволов из эксплуатационной колонны АВ Лягов ЕИ Ишемгужин МН Козлов Проблемы нефтегазового комплек-са России тез докл Всерос науч-техн конф Уфим гос нефт техн ун-тndash Уфа 1995 ndash С104

71 Пашинский ВВ К оценке передаточной функции системы ldquoбурильная колонна ndash скважина (устье ndash забой)rdquo ВВ Пашинский ИЕ Ишемгужин АВ Лягов Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз темат сб науч трудов Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 1996 ndash С117-121

72 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин при бурении шарошечными долотами АВ Лягов ИН Сулейманов СВ Наза-ров Научно-технические достижения в газовой промышленности сб науч тр Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 2001 ndash С14-24

73 Скважинные насосные установки для добычи нефти учеб пособие (с грифом Учебно-методического объединения вузов РФ) СЮ Вагапов АВ Ля-гов ВП Жулаев и др ndash Уфа Изд-во УГНТУ 2003 ndash 167с

74 Gibadullin NZ The Experience of horizontal well coiled tubing drilling in ANK Bashneft NZ Gibadullin AV Lagov EV Taigin and etc Coiled tubing times Journal ndash 2004 ndash 8 ndash P40-45

75 Лягов АВ Повышение надежности и эффективности работы оборудо-вания для строительства и ремонта скважин АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и решения материалы Всерос науч-техн конф Ред кол А М Шаммазов Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 2004 ndash С3-8

46

темат сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1986 ndash C101-103 55 Лягов АВ Результаты бурения наклонно направленных скважин с при-

менением КНБК-СА АВ Лягов РР Сафиуллин БЗ Султанов Вузовская на-ука ndash научно-техническому прогрессу материалы Республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1986 ndash С28

56 Лягов АВ Центратор бурильного инструмента ВЦ-212 Проспект ВДНХ СССР АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин ndash М ВНИИОЭНГ 1986

57 Лягов АВ К вопросу создания антивибрационных стабилизирующих компоновокАВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин Проблемы нефти и га-за тезисы докладов Республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1988 ndash С46

58 Лягов АВ Специальная компоновка нижней части бурильной колонны для бурения горизонтальных и сильно искривленных скважин АВ Лягов ДИ Чистов Диагностика ресурс и прочность оборудования для добычи и пе-реработки нефти материалы республ науч-техн конф Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1989 ndash С94

59 Лягов АВ Определение коэффициента передачи наддолотных гидроме-ханических виброгасителей АВ Лягов Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз науч-темат сб Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1989 ndash С9-13

60 Лягов АВ Результаты применения антивибрационной стабилизирую-щей компоновки АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин Проблемы освое-ния нефтегазовых ресурсов Западной Сибири межвуз сб науч тр Тюмен индустр ин-т ndash Тюмень 1989 ndash С104-108

61 Лягов АВ Опытное бурение наклонно направленных скважин с исполь-зованием гироскопического регулятора типа АВ Лягов РР Сафиуллин БЗ Султанов Нефть и газ Западной Сибири материалы 2-й Всесоюз науч-техн конф ndash Тюмень 1989 ndash С180-190

62 Лягов АВ Чистов ДИ Сафиуллин PP и др Применение гироскопиче-ских регуляторов азимута для бурения наклонно направленных скважин АВ Лягов ДИ Чистов РР Сафиуллин Разрушение горных пород при буре-нии скважин материалы V Всесоюзной науч-техн конф Т3 Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С14-15

63 Лягов АВ Опыт применения КНБК-СА в условиях Западной Сибири АВ Лягов БЗ Султанов РР Сафиуллин и др Разрушение горных пород при бурении скважин материалы V Всесоюзной науч-техн конф Т2 Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С35-36

64 Лягов АВ Промысловые испытания регулятора азимута гироскопиче-ского типа ГРА АВ Лягов ДИ Чистов РР Сафиуллин и др Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз темат сб науч трУфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С136-141

65 Лягов АВ Нестационарные колебания стабилизирующей антивибраци-онной КНБК АВ Лягов ИН Сулейманов РР Сафиуллин Современные про-блемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз темат сб науч тр

47

Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С148-156 66 Лягов АВ Компоновка нижней части бурильной колонны с гироскопи-

ческим регулятором азимута для бурения наклонно направленных скважин АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов Механика горных пород при бурении материалы Междунар конф Грозн нефт ин-т ndash Грозный 1991 ndash С93

67 Лягов АВ Антивибрационная компоновка повышенной надежности для управления параметрами кривизны скважины АВ Лягов РР Сафиуллин БЗ Султанов Механика горных пород при бурении материалы Междунар конф Грозн нефт ин-т ndash Грозный 1991

68 Лягов АВ Результаты применения гироскопического регулятора азиму-та в условиях ПО ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др Труды БашНИПИнефть ndash 1992 ndash Вып 86 ndash С162-169

69 Ишемгужин ИЕ Оценка передаточной функции бурильной колонны при потере устойчивости ИЕ Ишемгужин ВВ Пашинский АВ Лягов Пробле-мы нефтегазового комплекса России материалы Всерос науч-техн конф Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 1995 ndash С103

70 Лягов АВ Компоновки низа бурильной колонны для капитального ре-монта скважин бурением боковых стволов из эксплуатационной колонны АВ Лягов ЕИ Ишемгужин МН Козлов Проблемы нефтегазового комплек-са России тез докл Всерос науч-техн конф Уфим гос нефт техн ун-тndash Уфа 1995 ndash С104

71 Пашинский ВВ К оценке передаточной функции системы ldquoбурильная колонна ndash скважина (устье ndash забой)rdquo ВВ Пашинский ИЕ Ишемгужин АВ Лягов Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз темат сб науч трудов Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 1996 ndash С117-121

72 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин при бурении шарошечными долотами АВ Лягов ИН Сулейманов СВ Наза-ров Научно-технические достижения в газовой промышленности сб науч тр Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 2001 ndash С14-24

73 Скважинные насосные установки для добычи нефти учеб пособие (с грифом Учебно-методического объединения вузов РФ) СЮ Вагапов АВ Ля-гов ВП Жулаев и др ndash Уфа Изд-во УГНТУ 2003 ndash 167с

74 Gibadullin NZ The Experience of horizontal well coiled tubing drilling in ANK Bashneft NZ Gibadullin AV Lagov EV Taigin and etc Coiled tubing times Journal ndash 2004 ndash 8 ndash P40-45

75 Лягов АВ Повышение надежности и эффективности работы оборудо-вания для строительства и ремонта скважин АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и решения материалы Всерос науч-техн конф Ред кол А М Шаммазов Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 2004 ndash С3-8

47

Уфим нефт ин-т ndash Уфа 1990 ndash С148-156 66 Лягов АВ Компоновка нижней части бурильной колонны с гироскопи-

ческим регулятором азимута для бурения наклонно направленных скважин АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов Механика горных пород при бурении материалы Междунар конф Грозн нефт ин-т ndash Грозный 1991 ndash С93

67 Лягов АВ Антивибрационная компоновка повышенной надежности для управления параметрами кривизны скважины АВ Лягов РР Сафиуллин БЗ Султанов Механика горных пород при бурении материалы Междунар конф Грозн нефт ин-т ndash Грозный 1991

68 Лягов АВ Результаты применения гироскопического регулятора азиму-та в условиях ПО ldquoБашнефтьrdquo АВ Лягов ДИ Чистов БЗ Султанов и др Труды БашНИПИнефть ndash 1992 ndash Вып 86 ndash С162-169

69 Ишемгужин ИЕ Оценка передаточной функции бурильной колонны при потере устойчивости ИЕ Ишемгужин ВВ Пашинский АВ Лягов Пробле-мы нефтегазового комплекса России материалы Всерос науч-техн конф Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 1995 ndash С103

70 Лягов АВ Компоновки низа бурильной колонны для капитального ре-монта скважин бурением боковых стволов из эксплуатационной колонны АВ Лягов ЕИ Ишемгужин МН Козлов Проблемы нефтегазового комплек-са России тез докл Всерос науч-техн конф Уфим гос нефт техн ун-тndash Уфа 1995 ndash С104

71 Пашинский ВВ К оценке передаточной функции системы ldquoбурильная колонна ndash скважина (устье ndash забой)rdquo ВВ Пашинский ИЕ Ишемгужин АВ Лягов Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики межвуз темат сб науч трудов Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 1996 ndash С117-121

72 Лягов АВ Особенности динамического формирования забоя скважин при бурении шарошечными долотами АВ Лягов ИН Сулейманов СВ Наза-ров Научно-технические достижения в газовой промышленности сб науч тр Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 2001 ndash С14-24

73 Скважинные насосные установки для добычи нефти учеб пособие (с грифом Учебно-методического объединения вузов РФ) СЮ Вагапов АВ Ля-гов ВП Жулаев и др ndash Уфа Изд-во УГНТУ 2003 ndash 167с

74 Gibadullin NZ The Experience of horizontal well coiled tubing drilling in ANK Bashneft NZ Gibadullin AV Lagov EV Taigin and etc Coiled tubing times Journal ndash 2004 ndash 8 ndash P40-45

75 Лягов АВ Повышение надежности и эффективности работы оборудо-вания для строительства и ремонта скважин АВ Лягов ЕГ Асеев НА Шамов Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования проблемы и решения материалы Всерос науч-техн конф Ред кол А М Шаммазов Уфим гос нефт техн ун-т ndash Уфа 2004 ndash С3-8