М наука — производству
Г.А. КУЛЯБИН В.А. ФЕДОРОВ С.В. АКАРАЧКИН В.Н. ПОПОВ
Тюменский Государственный Нефтегазовый Университет
В процессе углубления скважин турбинным способом не только режимные, но и многие другие технологические и конструкционные параметры взаимосвязаны в работе более жестко, чем при других способах, и между подачами верхней части бурильной колонны к забою скважины, когда система бурильного инструмента и потока промывочной жидкости работают в автономном режиме [1], они могут существенно изменять эффективность указанного процесса, поэтому при анализе работы такой системы необходимо учитывать взаимовлияние всех ее основных факторов, параметров и связей.
При сложном характере их взаимодействия, изучение и исследование процессов, происходящих в
буримая скважина, просто скважина с ее элементами, в которой нет ствола, компоновка низа буриль-ногс инструмента БИ, гидравлический тракт скважины, а «гидравлическая программа» только частично отражает суть «плановых» задач (по аналогии с этим термином можно было бы назвать «колонная» или «долотная» программа и др.). в такой программе известные понятия (и действия) «технологический режим процесса» углубления (ПУ) скважин и его оптимизация включены в виде фрагмента, в котором часть оптимизации процесса можно осуществлять произвольно и даже в обратном, чем это необходимо, порядке. Применение неправильных терминов и понятий (что относится ко всем разделам или циклам
О ВЗАИМОСВЯЗИ В РАБОТЕ СИСТЕМЫ «БУРОВОЙ НАСОС -БУРИЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТ -ЗАБОЙ СКВАЖИНЫ»
скважине при ее углублении, изначально усложняется применением несоответствующих терминов и понятий. Приведем некоторые из них. Так, в технологии бурения глубоких скважин применяют: слово «на» (более 25 раз по любому поводу, например, перепад «на» долоте), «бурящаяся» скважина, «ствол» скважины («скважина» без необходимости заменена на «ствол скважины»), «КНБК» — «компоновка низа бурильной колонны», «гидравлическая программа», «гидравлическая система» и др., тогда как имеются соответствующие нормальные понятия: перепад давления в потоке жидкости в промывочном узле долота, например, технологически необходимый — РДТ;
теории и практики строительства скважин) не только усложняет понимание технологических процессов в скважине, но отражает и пренебрежительное отношение к своей профессии. Поэтому необходим соответствующий выбор терминов, что не должно сопровождаться незамедлительным принятием какого-то условного стандарта.
О различии во взаимосвязи — ВС — между технологическими параметрами в процессе бурения скважин разными способами известно с начала их применения, но при решении практических задач чаще учитывается качественный уровень ВС, а результаты, полученные при роторном способе, иногда полностью переносят в теорию турбинного бурения скважин. Такое положение с исследованием ВС связано и с тем, что своевременно не была предложена реальная модель ПУ и не разработаны требования к способу бурения, позволяющие на необходимом техническом и технологическом уровнях вносить изменения в каждый способ и разрабатывать новые целесообразные способы бурения. В процессе роторного и турбинного бурения ВС отличается качественно и количественно (примерно вдвое [1]). Ниже приводятся некоторые решения, позволяющие при разных способах бурения в большем объеме представить ВС в процессе углубления скважин и продолжить исследования по применению расчетных характеристик ВС.
Уравнение
мп = мс _
где Мд, Мс — вращающий момент на валу турбобура и момент всех сопротивлений валу;
Александров М.М. назвал основным уравнением турбинного бурения.
Считаем, что это уравнение в основном применимо для выбора турбобура (и других забойных двига-
18
11/ 2С03
наука — производству £
телей). Если речь идет о турбинном способе, то основным все-таки следует считать уравнение распределения по элементам затрат гидравлической мощности /У/-, подаваемой буровыми насосами в скважину:
где N77, Мгс* ~ соответственно, мощность, выдаваемая турбобуром или полезно расходуемая им часть потребленной гидравлической мощности N¡г*, и мощность, расходуемая на все гидросопротивления от насоса до выхода жидкости из скважины, включающая мощности на доразрушение забоя струей жидкости, вытекающей из насадок долота — №др> очистку забоя от шлама — УУ^«/ и на преодоление суммарного гидроимпульсного давления Рдо зарождающегося над валом турбобура в процессе его осевых вибраций (рис.9 в работе [1]).
При возникновении пакета волн давления Рц£ устанавливается обратная энергетическая связь между вибрирующим валом вдоль оси турбобура (или другого ГЗД) и буровым насосом, при этом влияние Рц£ на его работу отрицательно [1].
Естественно, составляющие ¡\др и ^оч мощности NГС* не связаны с Мц и М^, но расходуются на углубление забоя скважины.
При исследовании расходования /V/-сделаны следующие выводы.
1. Не все компоненты мощности ^учитываются в гидравлике промывочных жидкостей, что, наряду с неправильными расчетами перепада Рду, может приводить к серьезному нарушению работы бурового насоса и турбобура, как это было во многих УБР Тюменской области в конце 70-х и начале 80-х гг. прошлого столетия.
2. Нельзя мощность представлять как сумму всех составляющих, расходуемых на разрушение породы в полупериоды Т/ и 7"? периода Тд осевых зуб-цовых вибраций долота — ОЗВД, так как закономерности разрушения забоя во время Т/ и существенно отличаются [1], что обусловлено последовательностью реализации скачков разрушения породы в эти отрезки времени. В противном случае расчетная Nц значительно превышает фактическую.
3. Одним из основных критериев при совершенствовании способов бурения и их характеристик, как было предложено в [2], является удельная объемная работа по разрушению горной породы А у. Как следует из результатов стендовых исследований [2] и испытания роторно-шпиндельного способа бурения скважин [1], не всегда следует стремиться к минимуму А у. Ее величину рассчитывают как
Нсж
А,,=
У» ■ Ъ
где М^к — мощность на разрушение горной породы при воздействии на нее осевым усилием на забой скважины при этом в процессе 1 — 3-го «скачков» разрушения породы меняются формы лунки разрушения породы, характер приложения усилий в лунке, состояние породы (появляются ядра породы в псевдосжиженном состоянии) и вид напряжения в
ней, поэтому термин «скачок» является обобщающим в такой ситуации;
— площадь забоя скважины.
4. Автономность [1] работы БИ устанавливается через осевую опору ГЗД и поток промывочной жидкости ППЖ в БИ, особенно через часть потока над валом турбобура, т.е. путем изменения давления в потоке и уровня осевого усилия на указанную опору — Гц. Проектную величину Тц можно рассчитывать по формулам (фактическую ТПФ — в соответствии с известным выражением):
Тпх-СГр-РвуНРт+Рдг)
(2)
ТП2 = С • Тд • Цж + вко + ву ^ (3)
ТПФ=±{0-0ВР-Сг)
»
где Гр, Гду — состветственно площадь, по которой на вал турбобура действует гидравлическое осевое усилие (7/-, и площадь поперечного сечения канала в УБТ;
Ру — перепад давления в потоке жидкости, протекающей через турбобур («перепад в турбобуре»);
Цж — масса 1 м трубы в протекающей жидкости;
(7ко, (7д/>, (7у— ссответственно вес: корпуса (статора) и вращающихся деталей (ротора) ГЗД и УБТ;
(?/ — гидравлическое осевое усилие (осевая нагрузка) на вал турбобура сверху.
5. Способы бурения глубоких скважин вибровращательные, и энергия для разрушения породы передается и реализуется в основном в процессе ОЗВД, амплитуда которых Ну^ зависит от нескольких постоянно действующих параметров, их случайных сочетаний при влиянии поперечных и крутильных вибраций низа БИ и других случайных факторов. Но реперные величины /; ? можно определять согласно зависимости
А, = /(И0,; 6К; Ну: Ир: Зяз; А/7)
(4)
~ ^01 — ^тлх
где ИП1 — текущая величина начальной (максимальной) амплитуды ОЗВД, которая определяется кинематикой шарошечного долота, причем ее пределы зависят от п, поперечных и крутильных колебаний;
К\ =/*(1 Р
2 »(5)
к — коэффициент, равный 1 или 2; когда два зуба от одного венца шарошки находятся в интенсивном силовом контакте (СК) с забоем к=1 и А0=Л„,/;|; при СК одним зубом — к=2 и Н0=Итах\
I — количество зубьев на периферийном венце П шарошки;
— величина осевой деформации породы под действием статической йст и общей осевой нагрузки на долото (С) соответственно количеству скачков разрушения породы;
Иу — высота ухабов на забое скважин; наибольшая Ну появляется при роторном бурении; когда Ну > 6мм возможны частые приотрывы долота от забоя
'1/2003
19
i наука - производству
(известные фактические данные американских исследователей и [2]), критической величиной при этом является hmax, которая для долот диаметром 190 — 295 мм составляет 4 — 7 мм, но предварительно суммарная G увеличивается до 4-х раз [1, 4];
8ffj — глубина псевдосжиженного ядра под зубом долота после 3-го скачка разрушения породы, что характерно при новом роторно-шпиндельном способе бурения;
Д/7 — высота неровностей на поверхности забоя скважины, также различная при разных породах и способах бурения.
Необходимо отметить следующее.
Обычно применяют к—1, что характерно при //>350 об/мин, тогда как при малых п может быть стабильным к~2. Имеющаяся информация о критической п (пкр) свидетельствует, что пКр**350 об/мин определяет границу проявлений кинематических возможностей шарошечных долот по параметру hoi (не исключаются и другие случаи п = пкр). Считаем, что это одна из причин редкого поддержания п вблизи 350 об/мин, необходимых для бурения в средних по твердости породах.
Часто работу долота связывают с частным случаем [4 и др.] при расположении оси абсцисс в плоскости ровного забоя; тогда
¿3=^0+4
,(6)
где 8л — глубина осевой деформации породы только под действием (7, что принимается без учета количества скачков разрушения породы и, естественно, не объясняет отклонений фактических И/г) от расчетных по (6). При этом вводится понятие [4] «//^ раскладывается на 8л и //,„„,», т.е. следствие выдается за причину с последующими выводами. В действительности, реперные величины // ?
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.