авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 6 |
-- [ Страница 1 ] --

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

НЕФТЬ И ГАЗ

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Материалы

Международной научно-технической конференции,

посвященной 50-летию Тюменского индустриального института

Том II

Бурение нефтяных и газовых скважин, машины и оборудование промыслов Материалы и технология нефтяного машиностроения Поиск, разведка, подсчет запасов и геологические основы разработки нефти, газа и подземных вод Тюмень ТюмГНГУ 2013 1 УДК 26.343 ББК 553.98 Н 58 Ответственный редактор – кандидат технических наук, доцент О. А. Новоселов Редакционная коллегия:

П. В. Евтин (зам. ответственного редактора);

И.И. Нестеров;

В.П. Овчинников;

Ю.И. Некрасов Нефть и газ Западной Сибири : материалы международной на Н 58 учно-технической конференции. Т. 2. — Тюмень : ТюмГНГУ, 2013.

— 219 с.

ISBN 978-5-9961-0710- В материалах конференции изложены результаты исследовательских и опытно-конструкторских работ по широкому кругу вопросов.

В состав второго тома вошли материалы работы секций: «Поиск, разведка, под счет запасов и геологические основы разработки нефти, газа и подземных вод», «Бурение нефтяных и газовых скважин, машины и оборудование промыслов», «Материалы и технология нефтяного машиностроения».

Издание предназначено для научных, социально-гуманитарных и инженерно технических работников, а также аспирантов и студентов технических и гуманитар ных вузов.

УДК 26. ББК 553. ISBN 978-5-9961-0710-0 © Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», Содержание БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВ Абрашкевич Ю. Д., Пелевин Л. Е., Мачишин Г. Н.

ПОЛИМЕРНО-АБРАЗИВНЫЕ ЩЕТОЧНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ 8  Двойников М. В., Ошибков А. В.   ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПРОФИЛЕЙ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ТРАНСЦЕНДЕНТНЫХ КРИВЫХ 14  Гречин Е. Г., Зыкова В. К.   РАСЧЕТ ДЕФОРМАЦИЙ И НАПРЯЖЕНИЙ, ВОЗНИКАЮЩИХ В ЭЛЕМЕНТАХ КОМПОНОВКИ С ВИНТОВЫМ ЗАБОЙНЫМ ДВИГАТЕЛЕМ-ОТКЛОНИТЕЛЕМ 22  Нестеров А. В., Нестеров С. В.   СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СЛУЧАЙНЫХ ОТКЛОНЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 28  Дерябин А. В.   ПРИМЕНЕНИЕ НОВОГО ЭЛЕМЕНТА КНБК ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ И СНИЖЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ СПО 31  Овчинников В. П.





, Аксенова Н. А., Каменский Л. А., Федоровская В. А.   ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ 35  Хмара Г. А., Савиных Ю. А.   РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМА БУРЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗВУКА 42  Аксёнова Н. А., Рожкова О. В.   ИССЛЕДОВАНИЕ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ НА ОСНОВЕ БИОПОЛИМЕРОВ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ 49  Пазяк А. А.   ОБОРУДОВАНИЕ ТИПА КОРЗ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ДВА ПЛАСТА ЧЕРЕЗ ОДНУ СКВАЖИНУ В СИСТЕМЕ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ 52  Кузнецов В. Г., Речапов Д. А.   ИССЛЕДОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЦЕОЛИТОВОЙ ДОБАВКИ 56  Ильиных В. Н.   ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ ГИБКИХ ТРУБ 58  Абрашкевич Ю. Д., Пелевин Л. Е., Полищук А. Г.   ВЛИЯНИЕ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ НА КОНСТРУКЦИЮ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ АБРАЗИВНЫХ АРМИРОВАНЫХ КРУГОВ 61  Закиров Н. Н.   УПРОЧНЯЮЩИЕ КОМПОЗИЦИОННЫЕ ПОКРЫТИЯ ДЛЯ БУРОВОГО ИНСТРУМЕНТА 65  Фазылов В. Р.   СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН СО ВСКРЫТИЕМ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ С АВПД В НЕСОВМЕСТИМЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ 71  Фомин А. В., Костенюк А. А., Тетерятник А. А., Боковня Г. И.   ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОНУСНОЙ ФРЕЗЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЗЕМЛЕРОЙНЫХ РАБОТ ВО ВРЕМЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ДОРОГ 80  МАТЕРИАЛЫ И ТЕХНОЛОГИЯ НЕФТЯНОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ  Амонова А. В., Ганиев И. Н., Обидов З. Р., Одинаева Н. Б.

ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦИНК-АЛЮМИНИЕВЫХ СПЛАВОВ, ЛЕГИРОВАННЫХ ЭРБИЕМ Бердиев А. Э., Ганиев И. Н., Ниёзов Х. Х., Дадаматов Х. Д.

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ФУНКЦИИ СПЛАВА АК1М2, ЛЕГИРОВАННОГО НЕОДИМОМ Джайлоев Дж. Х., Ганиев И. Н., Амонов И. Т.   ОБ АНОДНОМ ПОВЕДЕНИИ АЛЮМИНИЕВО-ЖЕЛЕЗОВЫХ СПЛАВОВ С НЕКОТОРЫМИ ЩЕЛОЧНОЗЕМЕЛЬНЫМИ МЕТАЛЛАМИ 94  Джайлоев Дж. Х., Ганиев И. Н., Бердиев А. Э., Амонов И. Т.   КИНЕТИКА ОКИСЛЕНИЯ АЛЮМИНИЕВО-ЖЕЛЕЗОВЫХ СПЛАВОВ, ЛЕГИРОВАННЫХ КАЛЬЦИЕМ 96  Муллоева Н. М., Ганиев И. Н., Махмадуллоев Х. А., Обидов Ф. У.   ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ФУНКЦИИ СПЛАВОВ СВИНЦА С БАРИЕМ 99  Хакимов А. Х., Ганиев И. Н., Амонов И. Т., Бердиев А. Э.   КИНЕТИКА ОКИСЛЕНИЯ АЛЮМИНИЕВО-ЖЕЛЕЗОВЫХ СПЛАВОВ С РЕДКОЗЕМЕЛЬНЫМИ МЕТАЛЛАМИ 107  Артамонов Е. В., Чернышов М. О., Турчин С. А.   ВЫСОКОПРОИЗВОДИТЕЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ОТВЕРСТИЙ СБОРНЫМИ ИНСТРУМЕНТАМИ 123  Артамонов Е. В., Киреев В. В., Абрамова Е. С.   ЭФФЕКТИВНОСТЬ СБОРНОЙ ФРЕЗЫ СО СМЕННЫМИ ТВЕРДОСПЛАВНЫМИ ПЛАСТИНАМИ С ПРОГРЕССИВНОЙ СХЕМОЙ РЕЗАНИЯ 129  Артамонов Е. В., Василега Д. С., Тверяков А. М., Штин А. С.   ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕХАНИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ДЕТАЛЕЙ ГАЗОТУРБИННЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ 136  Артамонов Е. В., Васильев Д. В., Макарчук А. Е.   ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОЙ РАБОТОСПОСОБНОСТИ РЕЖУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ИЗ ТВЁРДОГО СПЛАВА ПРИ ОБРАБОТКЕ ДЕТАЛЕЙ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК 141  Белозёров В. А., Утешев М. Х., Калиев А. Н.   КОНТАКТНЫЕ ПРОЦЕССЫ НА РЕЖУЩИХ ПОВЕРХНОСТЯХ ИНСТРУМЕНТОВ ИЗ СТМ ПРИ ТОНКОМ ТОЧЕНИИ ЖАРОПРОЧНЫХ СПЛАВОВ НА СТАНКАХ С ЧПУ 146  Ефимович И. А., Золотухин И. С.   ПОВЫШЕНИЕ ТОЧНОСТИ ИЗМЕРЕНИЯ ТЕРМО-ЭДС В АДАПТИВНЫХ СИСТЕМАХ УПРАВЛЕНИЯ СТАНКАМИ С ЧПУ 150  Золотухин И. С., Ефимович И. А.   УСТРОЙСТВО КОМПЕНСАЦИИ ПАРАЗИТНОЙ ТЕРМО-ЭДС В КОНТАКТЕ ДЕТАЛИ И ОТВОДЯЩЕГО ПРОВОДА ПРИ ИЗМЕРЕНИИ ТЕРМО-ЭДС РЕЗАНИЯ 155  Венедиктов А. Н., Ковенский И. М.   ОБРАЗОВАНИЕ ПЕРЕСЫЩЕННЫХ ТВЁРДЫХ РАСТВОРОВ ПРИ ЭЛЕКТРООСАЖДЕНИИ СПЛАВОВ 160  Малыш С. В., Ковенский И. М.   ВЛИЯНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТИ ДЕТАЛИ НА АДГЕЗИЮ ХРОМОВЫХ ПОКРЫТИЙ 163  ПОИСК, РАЗВЕДКА, ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ И ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТИ, ГАЗА И ПОДЗЕМНЫХ ВОД Подобина В. М., Ксенева Т. Г., Кудаманов А. И.

СТРАТИГРАФИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОГО ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО ГОРИЗОНТА САМОТЛОРСКОЙ ПЛОЩАДИ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ) Подсосова Е. А.   ИНВЕРСИОННЫЕ КОЛЬЦЕВЫЕ СТРУКТУРЫ ГЫДАНСКОГО ПОЛУОСТРОВА КАК КРИТЕРИЙ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 172  Наливайко А. И., Бандурина Е. В.   ИССЛЕДОВАНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ЙОДА В ПЛАСТОВЫХ ВОДАХ Коробов А. Д., Коробова Л. А.   ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АУТИГЕННЫХ ТИТАНИСТЫХ МИНЕРАЛОВ В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИХ УВ-ПРОДУКТИВНОСТИ 179  Коробов А. Д., Коробова Л. А., Колотухин А. Т., Мухин В. М., Гордина Р. И.   РАЗЛИЧНЫЕ ТИПЫ АЛЬБИТИЗАЦИИ В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ КАК ПОКАЗАТЕЛЬ ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 183  Копусов С. С., Попов И. П.   ОБОСНОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНОЙ МОДЕЛИ ЗАЛЕЖИ ПЛАСТА П УБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ И ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ 187  Дмитриев С. А., Грицюк Б. П., Задорожняя И. А.   ВЫДЕЛЕНИЕ ФАЦИАЛЬНЫХ ГРУПП В РАЗРЕЗЕ ВИКУЛОВСКОЙ СВИТЫ НА ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ КАМЕННОЙ ПЛОЩАДИ Смирнов П. В.   МОДЕЛЬ УПРАВЛЕНИЯ ЗАПАСАМИ НЕФТИ И ГАЗА В ГЛИНИСТЫХ КОЛЛЕКТОРАХ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ 198  Губайдуллин А. А., Максимов А. Ю.   ПОВЕДЕНИЕ ЗАЩЕМЛЕННОЙ В КАПИЛЛЯРЕ НЕФТЯНОЙ КАПЛИ ПРИ ВИБРАЦИОННОМ ВОЗДЕЙСТВИИ 203  Цепляева А. И., Бембель С. Р.   ВОПРОСЫ ФОРМИРОВАНИЯ УЧАСТКОВ «АНОМАЛЬНОГО»

СТРОЕНИЯ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ И ВЗАИМОСВЯЗИ С ПРОДУКТИВНОСТЬЮ АЧИМОВСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ В СРЕДНЕМ ПРИОБЬЕ 206  Хабаров В. В., Нелепченко О. М., Сонич В. П., Хабаров А. В., Шпуров И. В.   ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПОРОД БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ (И ЕЕ АНАЛОГОВ) ЗАПАДНОЙ СИБИРИ В СВЯЗИ С ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ 213  Олейник А.М., Цуркану А. И., Маслихин В. Н., Постников П. В.

К ВОПРОСУ ОБ УСТОЙЧИВОСТИ ГРУНТОВЫХ РЕПЕРОВ В КРИОЛИТОЗОНЕ БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВ УДК 621. ПОЛИМЕРНО-АБРАЗИВНЫЕ ЩЕТОЧНЫЕ ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ ОБРАБОТКИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИХ ПОВЕРХНОСТЕЙ Ю. Д. Абрашкевич, Л. Е. Пелевин, Г. Н. Мачишин Украина, г. Киев, Киевский национальный университет строительства и архитектуры Очистка металлических и неметаллических поверхностей от лакокра сочных покрытий, ржавчины, окислов и других видов загрязнений являет ся массовой трудоемкой операцией. Для очистных операций применяются абразивные армированные круги, металлические щетки, лепестковые и фибровые диски. Абразивные армированные круги являются универсаль ными инструментами многоцелевого назначения. Однако при обработке ими тонколистого металла, диагностике строительных и горных машин, подготовке поверхностей для нанесения изоляционных материалов одно временно происходит и съем основного металла, что недопустимо.

При применении проволочных щеток с коротким ворсом для очистки металлических поверхностей также происходит съем основного слоя ме талла, а для работы щеткой с длинным ворсом требуется использование машин с реверсивным приводом. Лепестковые и фибровые диски также малоэффективны, так как в процессе работы вследствие заполнения их межзернового пространства отходами обработки они становятся неработо способны [1, 2].

С целью повышения производительности и качества выполнения очи стных операций научно-исследовательским институтом по технологии и механизации монтажных работ (НИИМехмонтаж) в содружестве с КНУСА разработан новый самоочищаемый инструмент, сочетающий в себе досто инства обработки металлическими щетками, фибровыми и лепестковыми дисками. Принцип его работы заключается в разрушении обрабатываемой поверхности путем ударного воздействия на нее абразива, который в про цессе экструдирования вводился внутрь полимерного волокна (рис. 1). При этом усилия ударов недостаточно для удаления основного материала.

Учитывая, что динамическая жесткость волокна возрастает под дейст вием центробежных сил, по мере увеличения скорости вращения инстру мента полимерно-абразивные щетки (ПАЩ) разрабатывались только дис ковой формы.

Величина кинетической энергии одного абразивного зерна может быть оценена как (рис. 1) E m (V 2 V 2 2V V sin ), (1) i 2iщ n щn щ где mi — масса единичного абразивного зерна, кг;

Vщ — рабочая скорость щетки, м/с;

Vп — скорость перемещения щетки вдоль обрабатываемой по верхности, м/с;

щ — угол между осью волокна и обрабатываемой по верхностью.

Рис. 1. Механизм взаимодействия ПАЩ с поверхностью Производительность обработки полимерно-абразивными щетками пропорциональна суммарной энергии ударов.

n d з з n Q k E k щ щ i щ i 1 i 1, (2) 2 R 2 V 2 2 R V sin щщ щ П щщn где kщ — коэффициент, характеризующий обрабатываемый материал;

dз — диаметр сферы с объемом, равным объему единичного абразивного зерна, м;

— плотность абразивного зерна соответственно 3,9 x10 3 кг / м з и 3,2 x10 3 кг / м 3 для электрокорунда и карбида кремния;

V щ — угловая скорость вращения щетки рад/с;

щR щ R — радиус щетки, м.

щ Количество абразивных зерен, одновременно участвующих в работе, можно определить по формуле l к nn N к Н 2R, (3) щ 3 x dв где nк — количество абразивных зерен, расположенных на тор 2 100 d з цевой поверхности волокон;

8K R L H o щ в щ — количество волокон в щетке;

N Н d в Nd Нв — отношение суммарной площади поперечного сече K o R L H в щ щ ния волокон к площади щетки вместе их закрепления K o 1 ;

  H — высота (толщина) щетки, м;

щ — диаметр волокна, м;

d в x — объемное содержание абразива в волокне, %.

В итоге получаем 3N xd l Н вк n. (4) 400R d щз Производительность полимерно-абразивной щетки и режимы ее ра боты определяется тепловыми процессами, протекающими при обработке рис. 2 а, 2 б, рис. 3. В процессе взаимодействия полимерно-абразивной щетки с обрабатываемой поверхностью тепло выделяется на торцах воло кон (Т1) и по контуру зажимного фланца (Т2) в результате колебания воло кон относительно мест их закрепления. Таким образом, производитель ность и режим работы полимерно-абразивной щетки обеспечиваются в случае выполнения следующих ограничений:

T T p T T, (5) 2 kp где T p и T — температура плавления и разупрочнения волокна (поли kp амида) [3].

Уменьшение натяга позволяет сократить не только время контакта, но и снизить энергоемкость обработки, поэтому масса машин для привода ПАЩ существенно меньше, чем при работе абразивными армированными кругами или металлическими щетками.

При невыполнении (5) обрабатываемая поверхность покрывается расплавившимся полимером, а волокна при разупрочнении полиамида раз рушаются. При этом установлено, что на работоспособность щетки ре шающее влияние оказывает температура, возникающая по контуру зажим ного фланца.

Мощность машины (рис. 2), необходимая для привода рабочего ор гана с ПАЩ, определялась экспериментально, так как не представляется возможным использовать зависимости, которые получены при исследова нии работы металлических щеток. Это объясняется тем, что динамическая жесткость полимерного волокна в несколько раз превышает статическую, а стального — всего на 20…30 % [4].

Основное влияние на эксплуатационные показатели щеток оказывает окружная скорость VЩ, которая значительно превышает скорость подачи VП. При этом VП не должна быть равна нулю (рис. 4 б) вследствие перегре ва обрабатываемой поверхности.

В настоящее время в сочетании с ручными углошлифовальными ма шинами применяются одиночные полимерно-абразивные щетки, а также комплект, состоящий из 4…6 одиночных щеток в сочетании с ручными шлифовальными машинами (рис. 4 г). Имеется опыт применения щеточ ных валов, состоящих из одиночных ПАЩ для очистки печатных плат (рис. 4 д).

С целью расширения области применения полимерно-абразивных щеток в условиях заготовительных баз и производственных баз КНУСА разработана машина (рис. 5), в качестве рабочего органа которой является щеточный вал (рис. 6), состоящий из 34 одиночных полимерно-абразивных щеток 1 наружным диаметром 125 мм и посадочным 52 мм, которые уста новлены на гильзе 2. Для жесткой фиксации одиночные щетки 1 сжаты между собой фланцами 3. От возможного самоотвинчивания фланцы фиксируются контргайками 5. Вал 4 — симметричного исполнения, на обоих концах выполнены шлицы.

.

Рис. 2 а. Зависимости Рис. 3 Зависимости мощности производительности Q от от рабочих скоростей износостойкости S от (а) подач величины натяга при (б) при постоянном натяге:

1. i0 = 3·10-3 м;

постоянных рабочих скоростях:

2. i0 = 2·10-3 м;

1. VЩ = 55,6 м/с;

2. VЩ = 32,7 м/с;

3. i0 = 1·10-3 м;

3. VЩ = 26,2 м/с;

4. VЩ =13,1 м/с;

4. i0 = 0,25·10-3 м 5. граница рабочей зоны Рис. 2 б. Зависимости темпера- Рис. 4. Применение одиночных и комплекта ПАЩ: а — одиночная туры волокна в точке его крепле щетка в сочетании с ручной машиной;

ния Т2 от рабочей скорости при б — схема движения щетки постоянном натяге:

1. і0 = 3·10-3 м;

2. і0 = 1,5·10-3 м;

по поверхности;

г — комплект щеток;

3. і0 = 0,75·10-3 м;

4. і0 = 0,5·10-3 м д — машина со щеточным валом Рис. 5. Установка для очистки полимерно-абразивными щетками:

1 — неподвижная рама;

2 — подвижная рама;

3 — рама щеточного вала;

4 — стол;

5 — щеточный вал;

6 — опора;

7 — коническая передача;

8, 12, 17 — штурвал;

9 — неподвижная опора;

10 — подвижная опора;

11 — винтовая передача;

13, 14 — кронштейн;

15, 16 — втулка;

18 — клиноременная передача;

19 — электродвигатель.

Рис. 6. Щеточный вал:

1 — одиночная ПАЩ;

2 — гильза;

3 — прижимной фланец;

4 — вал;

5 — контргайка.

Техническая характеристика машины для очистки полимерно абразивными щетками:

1. Максимальная ширина обрабатываемой поверхности за один проход, мм - - 2. Частота вращения щеточного вала, с - 5 3. Размеры одиночной полимерно-абразивной щетки, мм - 125х52х 4. Допустимый износ волокон щетки, мм - 5. Количество одиночных щеток на валу, шт - 6. Мощность электродвигателя, кВт - - 7. Число оборотов электродвигателя, с - 2 8. Система питания — переменный ток, В - 380/ 9. Габаритные размеры, мм: длина - 1 ширина - высота - 10. Масса, кг - В настоящее время КНУСА выполняются работы по расширению области применения полимерно-абразивных щеток, так как отсутствует информация производителей по их применению, качеству обработанной поверхности и режимам обработки.

Список литературы 1. Абрашкевич Ю. Д., Смірнов В. М., Пелевін Л. Є., Рашківський В. П. Механі зація трудомістких процесів. Навч. посібник – КНУБА, 2006 р.

2. Абрашкевич Ю. Д., Лещов Е. С., Оглоблинский В. А. Исследование меха низма работы полимерно-абразивной щетки. Сборн.: Технология и механизация мон тажа оборудования. – М.: Труды ВНИИмонтажспецстроя, 1985. – С. 36-46.

3. Фурне Ф. Синтетические волокна. – М.: Химия, 1970. – 688 с.

4. Голубев Ю. Т., Фадиев И. С., Рябиков П. В. Исследование процесса упроч няющей обработки титановых сварных соединений механическими щетками. Сборн.:

Прогресивные технологические методы повышения надежности и долговечности дета лей машин и инструментов. – Куйбышев, 1980. – С. 21-24.

УДК 622.243. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПРОФИЛЕЙ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ ТРАНСЦЕНДЕНТНЫХ КРИВЫХ М. В. Двойников, А. В. Ошибков г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет Основным требованием, предъявляемым к проектированию профи лей наклонно направленных скважин, включающих несколько участков (прямолинейный, искривленный, наклонно-прямолинейный и др.) является оптимизация траектории, предусматривающая попадание компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в круг допуска, свободное её прохождение по стволу и доведение нагрузки на долото, а также возможность размещения внутрискважинного оборудования в зависимости от способа дальнейшей эксплуатации скважины. Качественное вскрытие объекта разработки с уче том геологических особенностей месторождений во многом зависит от технико-технологических приемов проводки скважины, а также методиче ских подходов проектирования, обеспечивающих совпадение траекторий проектного и фактического профилей [1].

Рассмотрим некоторые методы построения профилей наклонно на правленных скважин, включающих прямолинейные и искривленные уча стки.

Известен профиль скважины, содержащий искривленные участки, представленные в виде трансцендентных математических кривых, напри мер брахистохроны, повторяющей траекторию наибыстрейшего спуска первоначально покоившегося тяжелого шарика, катящегося без трения из заданной начальной точки в заданную конечную точку под действием си лы гравитации, описывающиеся уравнениями, выраженными через триго нометрические функции, следующим образом:

где t — параметр брахистохроны, Н — амплитуда.

По мнению авторов, данная линия позволит оптимизировать траек торию искривления профиля и максимально приблизить совпадение про ектируемого профиля с фактическим профилем бурения скважины [2]. Не достатком такого вида профиля, где в качестве искривленного участка ис пользуется сглаженная кривая — брахистохрона, имитирующая катящееся без трения тело по траектории наибыстрейшего спуска, является отсутст вие подобных условий работы бурильной колонны и долота при бурении скважины.

В настоящее время все чаще для проектирования профилей скважин применяется методика расчета, основанная на построении участков, где в качестве проектируемой кривой используется клотоида — бесконечная спираль «сворачивающаяся» к предельной точке, которая задается пара метрическими уравнениями Применение данного метода, по мнению авторов, позволит создать энергосберегающий профиль, соответствующий естественному изгибу бу рильной колонны в скважине, что снизит количество аварий, связанных с самопроизвольным искривлением, а также обеспечит создание эффектив ной нагрузки на долото [3]. Недостатком такого профиля является наличие сложных параметрических уравнений, включающих в себя интегральные функции, которые затрудняют определение координат в практических рас четах траектории искривленных участков скважины.

Рассмотрим еще один метод проектирования профиля скважины с непрерывной кривизной. Данный способ построения траектории, которая может включать, например, прямолинейный участок, участков набора кри визны и сопряжения основан на их сопряжении с помощью кривых — укороченных эпи- или гипоциклоиды, которые описываются параметриче скими уравнениями вида:

и определяются в интервале изменения углового параметра где е — эксцентриситет, z — число ветвей циклоиды, с0 — безразмерный коэффициент внецентроидности, — угловой параметр точки перегиба, в которой кривизна циклоидальной кривой равна нулю;

при этом эксцентриситет, число ветвей и коэффициент внецентроидности циклоидальной кривой выбираются в зависимости от требуемого измене ния параметров профиля скважины (радиуса кривизны и зенитного угла) [4]. Недостатком профиля, где в качестве искривленного участка траекто рии используется укороченные эпи- или гипоциклоиды, является слож ность сопряжения криволинейного участка с прямолинейным.

Вышеизложенное обусловило необходимость усовершенствования траектории энергосберегающего профиля наклонно направленных сква жин с непрерывной кривизной на основе плоских трансцендентных кри вых.

Профиль скважины про предлагаемому техническому решению име ет непрерывную кривизну с заданной интенсивностью, причем траектория скважины будет представлена одной линией, не содержащей сопряжения прямолинейных участков и участков набора кривизны, и выполнена на ос нове трактрисы, описываемой параметрическими уравнениями вида,, где a — постоянный параметр;

t — угол между касательной к вертикаль ной оси y.

На рисунке представлен профиль скважины глубиной L, включаю щий в себя кривую линию в виде трактрисы с постоянно изменяющимся углом t между касательной к вертикальной оси y и точкой касания c гори зонтальной осью x, длина которой фиксирована и имеет постоянный пара метр a, равный отклонению забоя скважины от вертикали.

Рисунок. Профиль скважины по предлагаемому решению Рассмотрим пример построения профиля наклонно направленной скважины по предлагаемому решению (таблица).

Исходные данные для расчета профиля скважины Параметр Значение Глубина по вертикали, м 2 Отклонение забоя от вертикали, м Зенитный угол на устье, град не более 1, Максимально допустимая интенсивность изменения не более 3, зенитного угла, град/10 м 1. Исходя из условия отклонения забоя от вертикали подбирается параметр а = 450 м.

2. Производится определение (согласно максимально допустимой интенсивности изменения зенитного угла) минимально допустимого зна чения радиуса кривизны R = 229,2 м.

3. Для выполнения условий, предусматривающих ограничения по интенсивности искривления и отклонению забоя от вертикали, произво дится корректировка параметра a (на 10 %) 4. Определяется угол t при минимально допустимом радиусе кри визны R и выбранном параметре a (1) t ( a, R ) 65, в градусах deg 5. Производится определение координаты x от найденного угла t по формуле (2) при заданном параметре a = 450 м Расчет показал, что x меньше, чем заданное условие отклонения от вертикали, равное 450 м.

В результате требуется произвести корректировку параметра a так, чтобы координата x соответствовала принятому условию отклонения забоя от вертикали.

В результате корректировки до 11 % по п.3 определяется a = 496 м.

При таком значении a угол t = 65,198. В этом случае координата x(65,198deg)= 450,09, что соответствует принятому условию.

6. Затем производится определение координаты y на забое сква жины при a = 496 м и t = 65,198 по формуле. (3) 7. Определяется угол t на устье скважины по формуле (3).

Координата устья равна.

Затем подбирается угол, соответствующий расчетной координате Угол на устье, исходя из расчета Можно прийти к выводу, что трактриса подходит для проектирования профиля по заданным (исходным) данным.

8. Производится определение координаты x от найденного угла по формуле (2) Таким образом, требуется корректировка отклонения забоя от верти кали на 1,8 м.

При a = 497,5 м по формулам (1) и (2) угол входа в пласт составит Отклонение забоя от вертикали с учетом корректировки составит:

451,852 – 1,8 = 450,052 м.

С учетом корректировки параметр a = 497,5 м и угле в конечной точ ке профиля производится расчет (корректировка) по фор муле (3) для вертикальных координат:

Координата устья равна.

Угол при устье равен 0,211 град.

Производим проверку проектируемой трактрисы на необходимость дополнительной корректировки по горизонтали:

451,852 – 1,836 = 450,016 м.

Расчеты показали, что корректировка по горизонтали не требуется.

1. Длина профиля (общая длина скважины), описанного трактри сой, определяется по формуле (4) Длина от устья до окончания трактрисы Длина от забоя до окончания трактрисы Таким образом, длина профиля составит:

2. По заданным проектным данным параметры профиля скважи ны, представленные трактрисой, составили:

угол на устье — 0,2115 град.

на входе в пласт — 65,264 град.

глубина по вертикали — 2 633,611 м.

общая длина скважины — 2 739 м.

Постоянный параметр построенной трактрисы составит отклонение от вертикали (отход) a = 497,5 м.

Расчет скважины в случае проектирования профиля с горизонталь ным окончанием. Для проектирования воспользуемся расчетными пара метрами предыдущей задачи: зенитный на забое — 65,264 град;

глубина по вертикали — 2 633,611 м;

общая длина скважины — 2 739 м и отход a — 497,5 м.

По условию для выхода на горизонтальную плоскость требуется рас считать изменение длины скважины, увеличения её глубины по вертикали с учетом добора зенитного угла Произво дится расчет вертикальной проекции участка добора зенитного угла до го ризонтали.

3. Для набора 24,736 град необходимо проектировать дугу ок ружности радиусом R=229,2 м.

.

Удлинение глубины скважины L по вертикали составит 21,028 м.

Затем определяется горизонтальная проекция участка добора угла по горизонтали:

.

Таким образом, отход забоя от вертикали составит:

95,902 + 450 = 545,9 м.

Так как вертикальная проекция профиля смещена по оси y на 21,028 м, требуется корректировка угла на устье скважины.

Вертикальная координата проектируемой части трактрисы составит:

2 633,68 – 21,028 = 2 612,552 м Таким образом, угол при устье равен 0,2206 град. Угол изменился незначительно. Следовательно, корректировка параметра a и горизонталь ных координат не требуется.

4. Общая длина профиля по стволу определяется по формуле (4) и составит:

Длина от устья до окончания трактрисы Длина от забоя до окончания трактрисы Таким образом, длина профиля составит:

Длина профиля описанного окружностью составит:

Общая длина профиля до входа в горизонтальный участок составит:

137,04 + 2 718 = 2 855 м.

5. По заданным проектным данным, параметры профиля горизон тального участка скважины, представленные трактрисой составили:

угол на устье — 0,2206 град.

на входе в пласт — 90,0 град.

глубина по вертикали — 2 613 м общая длина скважины — 2 855 м.

Постоянный параметр построенной трактрисы не изменится и соста вит a = 497,5 м.

Представленные расчеты показали, что по сравнению с 4 интервальным профилем, содержащим вертикальный, наклонно прямолинейный и два искривленных участка, имеющим одинаковое с рас четными данными отклонение забоя скважины от вертикали 450 м, сокра щение общей длины проектируемой скважины составит 15 %. Сокращение длины за счет использования при проектировании траектории профиля по одной линии, не содержащей сопряжения прямолинейных участков, участ ков набора кривизны и выполненной на основе трактрисы, упростит расче ты траектории, позволит повысить эффективность проводки скважин за счет снижения энергозатрат при спускоподъемных операциях и бурении, а также обеспечит сокращение материалов и времени её строительства.

Список литературы 1. Двойников М. В., Ошибков А. В. Анализ проектных решений и технологи ческих приемов проектирования и реализации профилей наклонно направленных и го ризонтальных скважин // Нефть и газ. Известия вузов. – 2013. – № 4. – С. 17-20.

2. Гусман А. М., Оганов Г. С., Барский И. Л. Научно-методические основы проектирования и расчета профиля скважин с непрерывной кривизной // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2012. – № 2. – С. 24-28.

3. Оганов Г. С., Пинскер В. А., Ширин-Заде С. А. Новые методы построения профилей наклонно направленных скважин, разработанные на основе свойств некото рых трансцендентных математических кривых. Труды ВНИИБТ. ОАО «НПО Буровая техника». – М.: Современные тетради. 2008. – С. 49-106.

4. Профиль наклонно направленной скважины. Патент на полезную модель.

RU 93447 U1, Е 21 В 7/04, опубл. 27.04.2010.

УДК 622.24. РАСЧЕТ ДЕФОРМАЦИЙ И НАПРЯЖЕНИЙ, ВОЗНИКАЮЩИХ В ЭЛЕМЕНТАХ КОМПОНОВКИ С ВИНТОВЫМ ЗАБОЙНЫМ ДВИГАТЕЛЕМ-ОТКЛОНИТЕЛЕМ Е. Г. Гречин, В. К. Зыкова г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, Тюменское высшее военно-командное училище На месторождениях Западной Сибири широко применяется техноло гия бурения с помощью управляемого телесистемой винтового забойного двигателя-отклонителя (ВЗДО). Ее преимущества и недостатки описаны в литературе [1–3]. ВЗДО имеет угол перекоса (), поэтому при периодиче ском вращении бурильной колонны возникают дополнительные нагрузки, снижающие стойкость долот и забойных двигателей особенно при бурении в твердых породах с устойчивыми стенками скважины.

В работах [1, 2] обоснована целесообразность включения в компо новку двух центраторов (рис. 1) и выполнены расчеты геометрических па раметров компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и диаметра сква жины, формируемого при вращении искривленной компоновки.

Рис. 1. Схема двигателя-отклонителя с двумя центраторами Работа компоновки рассматривалась из геометрических условий без учета ее деформации. В такой же постановке нами получены более про стые формулы для расчета диаметра скважины [3], позволяющие вычис лить величину зазора между искривленным переводником и стенкой сква жины. В качестве примера в табл. 1 приведены результаты расчета зазора, полученные при следующих данных: L01 = 1 м;

L02 = 1,24 м;

L2 = 5 м;

диа метры нижнего, верхнего центраторов и искривленного переводника соот ветственно равны D1 = 210 мм;

D2 = 190 мм;

DП = 176 мм.

Отсутствие зазора (тем более его отрицательные значения) приведет к возникновению больших динамических нагрузок в зоне искривленного переводника.

Расчеты напряженно-деформированного состояния искривленной компоновки аналитически выполнить затруднительно, поэтому задача ре шалась с использованием программного комплекса «Ansys», основанного на использовании численного метода конечных элементов.

Таблица Зазор между искривленным переводником и нижней стенкой скважины Угол перекоса 0,50 0,75 1,00 1,25 1, переводника, град Зазор, мм 6,36 2,05 –2,28 –6,61 –9, В работах [1, 2] рассматривались два варианта расположения КНБК в скважине: контакт верхнего центратора с верхней стенкой скважины (1) и с нижней (2). При этом не указано, при каких условиях реализуются эти варианты. Рассмотрение работы компоновки с учетом ее деформации по зволило сделать вывод о том, что верхний центратор не может взаимодей ствовать с верхней стенкой скважины. Результаты расчета реакций на цен траторах (рис. 2) говорят о том, что верхний центратор нагружен значи тельно больше нижнего (на рис. 2 сплошные и пунктирные линии соответ ственно), что нужно учитывать при сборке компоновки.

При исследовании напряженно-деформированного состояния компо новки двигателя-отклонителя с двумя центраторами повышение её работо способности может быть связано с необходимостью размещения центрато ров на расчетном расстоянии в любом месте забойного двигателя. Это воз можно при использовании передвижных центраторов, однако типоразмеры таких центраторов, выпускаемых промышленностью, весьма ограничены.

Реакция на центраторах, кН 1. R1;

= 0, 8 2. R2;

= 0, 3. R1;

= 1, 4. R2;

= 1, 5. R1;

= 1, 6. R2;

= 1, 30 60 Зенитный угол, град Рис. 2. Зависимость реакций на центраторах от зенитного угла и угла перекоса двигателя-отклонителя Широкое практическое применение имеют компоновки с ВЗДО без центраторов, о работе которых в отечественной литературе сведения от сутствуют, несмотря на актуальность вопроса. При использовании техно логии бурения с управляемым ВЗДО существует стадия перехода от режи ма скольжения к режиму вращения бурильной колонны. Можно предпо ложить, что в режиме скольжения диаметр скважины весьма близок к диа метру долота, особенно, если бурение происходит в твердых, устойчивых породах. При переходе к вращению искривленная компоновка, форми рующая ствол со значительно большим диаметром [1, 3], должна вписы ваться в ствол уменьшенного диаметра. При этом происходит значитель ная деформация компоновки, что приводит к большим нагрузкам в зоне регулятора угла искривления между секциями двигателя (искривленного переводника). Нагрузка носит динамический характер и возрастает с по вышением твердости породы.

Таким образом, весьма характерным является напряженно деформированное состояние компоновки, находящейся в прямолинейном стволе скважины. Геометрическая модель компоновки показана на рис. 3.

Она представляет собой ось компоновки, точка 1 соответствует долоту, точка 2 — искривленному переводнику. Выше точки К корпус ЗД лежит на стенке скважины, здесь накладывается ограничение на перемещение по оси y. Программа отображает его на схеме значками в виде треугольников.

Ограничение накладывается и на точку 2, так как переводник опирается на стенку скважины.

Рис. 3. Геометрическая модель компоновки с ВЗДО На геометрическую модель накладываются нагрузки: поперечная равномерно распределенная (q), зависящая от зенитного угла, и нагрузка в виде перемещения точки 1 (особенность «Ansys»), определяемая выраже нием, где L1 — длина нижнего плеча компоновки от торца долота до середины искривленного переводника, м;

— угол перекоса переводника, град;

Dd, Do — диаметры долота и забойного двигателя, м.

Согласно выполненным расчетам главными факторами, оказываю щими влияние на величину реакций на долоте и переводнике, являются угол искривления корпуса двигателя-отклонителя и зенитный угол. Ре зультаты расчетов, приведенные в табл. 2, показывают, что при при угле = 0,5о, реакция на долоте направлена со стороны нижней стенки скважи ны, а искривленный переводник с ней не взаимодействует (рис. 4).

Рис. 4. Расположение компоновки в скважине при угле искривления корпуса ЗД, равном 0,5 град В этом случае компоновка будет работать так же, как обычная пря мая, но с более высоким темпом падения зенитного угла, так как точка контакта К находится дальше от долота за счет наличия угла искривления корпуса ЗД.

Таблица Реакции на долоте и переводнике в зависимости от угла перекоса и зенитного угла Угол перекоса Зенитный угол, град Реакция, кН переводника, 30 50 70 град на долоте 0,78 1,10 1,25 1, 0, на переводнике на долоте –3,11 –3,19 –3,18 –3, 0, на переводнике 7,71 9,48 10,51 10, на долоте –5,73 –6,12 –6,27 –6, 1, на переводнике 11,30 13,72 15,12 15, на долоте –7,96 –8,65 –8,95 –9, 1, на переводнике 14,26 17,21 18,84 19, на долоте –10,01 –10,95 –11,39 –11, 1, на переводнике 16,88 20,23 22,12 22, Данные табл. 2 показывают, что наибольшая нагрузка возникает на искривленной части корпуса ВЗД, при этом она заметно увеличивается с возрастанием зенитного угла. Влияние угла искривления корпуса ЗД на ве личину возникающих нагрузок настолько велико, что даже угол, равный одному градусу, с этой точки зрения является чрезмерно большим.

Напряженно-деформированное состояние компоновки зависит от конструкции ВЗДО. В настоящее время выпускаются винтовые забойные двигатели различных диаметров, оснащенные регуляторами угла искрив ления, комплектуемые в большом разнообразии двигательными секциями и шпинделями разной длины. В табл. 3 представлены результаты расчетов применительно к винтовым забойным двигателям, выпускаемым ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент». Расчеты проводились при зенит ном угле 90о.

В табл. 3 приведены также максимальные значения прогибов корпу са ЗД выше переводника. Зона расположения точки М мало зависит от мо дификации забойного двигателя. При некоторых сочетаниях размеров до лот и забойных двигателей сумма диаметра ЗД и прогиба f превышает диаметр долота, то есть корпус двигателя взаимодействует с верхней стен кой скважины. Это недопустимо ввиду возможного существенного возрас тания динамических нагрузок.

Чем больше диаметр забойного двигателя, тем больше вес компо новки и абсолютные значения реакций на долоте и переводнике, поэтому они для оценки величин возникающих нагрузок на двигатель не являются достаточно информативными. В этом отношении наиболее важной харак теристикой напряженно-деформированного состояния компоновки являет ся возникающее нормальное напряжение. Наибольшие напряжения возни кают в области искривленного переводника;

результаты их расчета пред ставлены в последнем столбце табл. 3. В некоторых вариантах напряжения достаточно высоки, при этом они возникают в условиях динамических на грузок, появляющихся в результате вращения искривленной компоновки и планетарного движения ротора забойного двигателя.

Таблица Результаты расчета напряженно-деформированного состояния ВЗД Макси Диа- Угол пе- Реак- Реакция си- Расстояние Макси метр рекоса ция на на пере- маль- 2-М мальное доло- перевод- доло- воднике, ный (рис. 2 б), напряже та, мм ника, град те, кН кН прогиб м ние, МПа f, мм Винтовой забойный двигатель ДР-106М 0,5 –0,81 3,31 1,4 1,25 1,0 –2,24 5,48 6,3 1,75 120, 1,5 –3,44 7,15 13,1 2,00 2,5 –5,49 9,86 30,4 2,50 0,5 0, 1,0 –0,98 3,59 1,8 1,25 1,5 –2,38 5,68 6,9 1,75 2,5 –4,61 8,72 22,1 2,25 Продолжение табл. Винтовой забойный двигатель ДР1- 0,5 –0,25 5,10 0,1 0,75 1,0 –6,20 15,75 5,0 2,00 214, 1,5 –10,95 22,39 13,3 2,50 2,5 –18,83 32,70 35,8 3,25 0,5 3, 1,0 –1,92 9,14 1,0 1,25 244, 1,5 –7,60 17,76 7,0 2,25 2,5 –16,14 29,25 26,9 3,00 На рис. 5 а приведен пример эпюры напряжений. Она становится бо лее понятной при ее сопоставлении с формой деформированной оси ком поновки (рис. 5 б). Расчет проведен для компоновки: долото диаметром 215,9 мм, забойный двигатель ДР1-176 с углом перекоса 0,75о, расстояние между долотом и переводником 2,4 м. Максимальное напряжение в облас ти искривления корпуса (точка 2) составило около 50 МПа. Прогиб в точке М, находящейся на расстоянии 3,9 м от долота равен 1,78 мм. На участке 1-2-М-N сжатое волокно находится со стороны нижней стенки корпуса ЗД, в точке N происходит смена знака кривизны, и напряжение отсутствует, далее на участке М-К сжатое волокно находится в верхней части сечения компоновки. Расчетное положение точки К в некоторых вариантах выхо дит за пределы длины ЗД, в этих случаях изменение жесткости компонов ки выше точки К не учитывалось.

Рис. 5. Эпюра напряжений (а) и форма оси компоновки (б) Таким образом:

1. При бурении компоновкой с управляемым двигателем отклонителем наибольшая нагрузка на элементы компоновки возникает в момент перехода от режима скольжения к режиму вращения.

2. Напряженно-деформированное состояние компоновки в наи большей степени зависит от угла искривления корпуса забойного двигате ля. При увеличении угла перекоса от 0,5 до 2…2,5 град напряжение на пе реводнике возрастает в 3…5 раз.

3. При бурении в твердых устойчивых породах компоновки с управляемым ВЗДО без центраторов во избежание поломок могут приме няться с углом перекоса не более 0,75…1 град.

Список литературы 1. Прохоренко В. В. Отклоняющие КНБК для бурения направленных скважин комбинированным способом // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 5. – С. 5-11.

2. Прохоренко В. В. Технология бурения горизонтальных скважин и боковых стволов двигателем-отклонителем // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 11. – С. 2-4.

3. Гречин Е. Г. Напряженно-деформированное состояние компоновки с двига телем-отклонителем и двумя центраторами // Строительство нефтяных и газовых сква жин на суше и на море. – 2012. – № 1. – С. 4-7.

УДК 620.17:519. СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СЛУЧАЙНЫХ ОТКЛОНЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН А. В. Нестеров, С. В. Нестеров г. Краснодар, Кубанский государственный технологический университет Случайные отклонения параметров технологических процессов от заданных при бурении скважин неизбежны. В этих условиях для повыше ния точности (особенно при бурении глубоких скважин и при бурении скважин в осложненных условиях) используют статистические методы [1].

Один из них базируется на нормальном законе распределения вероятно стей отклонений параметров от заданных, что подтверждают при матема тической обработке многократных наблюдений.

В связи с этим цель настоящей работы состоит в автоматизации про верки отклонения распределения вероятностей от нормального закона по критерию Шапиро-Уилка (W-критерию). Известно, что это самый мощный критерий в своем «классе» [2]. Как и в случае любого другого критерия со гласия, проверку проводят в два приема [2–4]. Сначала рассчитывают ста тистику W, которую затем сравнивают с критическим значением критерия Шапиро-Уилка W(). Если W W(), то нулевую гипотезу нормальности распределения отклоняют на уровне значимости. Для определения ста тистик W и W() необходимы специальные таблицы, обращение к которым в автоматическом режиме усложняет разработку ПО. Преодолеть это пре пятствие позволяет упрощенная форма критерия Шапиро-Уилка W1, осно ванная на аппроксимирующих зависимостях, которые заменяют собой таб лицы [2]. По сравнению с аппроксимацией Шапиро-Франчиа более про стые зависимости разработаны В. В. Заляжным и К. А. Казакявичюсом. В справочнике [2] приведена сравнительная характеристика всех названных критериев, полученная при решении задачи 107. Здесь эта задача играет роль тестовой. В качестве примера исследуется следующая выборка дан ных X i 1;

0;

1;

2;

3;

5;

6;

7;

10;

15.

По условию задачи необходимо проверить гипотезу нормального распределения случайной величины x, используя приближенный критерий Шапиро-Уилка W1 на уровне значимости 0,05. Статистика критерия имеет вид 0,6695 s W1 1 0,6518.

n B Если W1 1, то нулевая гипотеза нормального распределения слу чайной величины x отклоняется. В формуле n обозначает объем выборки, то есть в рассматриваемом примере n = 10. Величины s 2 и B представляют собой суммы следующего вида:

n s ( X i X ср ) 2 ;

i m B ak X n i 1 X i, k 1 где X i — элементы выборки X i, представленной в виде ранжированного ряда в порядке их возрастания;

i = 1, 2,…, n;

X ср — среднее арифметиче ское значение выборки;

X n i 1 — элементы выборки X i, расположенные в порядке их убывания, на что и указывает индекс n – i + 1.

Коэффициенты a0, ak и новую переменную zk (k = 1, 2,…, m) вы числяют по аппроксимирующим зависимостям [2] 0, a0 0,02 ;

(n 2,4) 0, 71,61 10 ak a0 z k ;

(3 z k )10, 845 (1,1 z k ) 8, n 2k zk.

n 0, Таким образом, искомой является статистика W1, а все названные ве личины s 2, B, a0, ak (k = 1, 2,…, m) и переменные X n i 1 и zk являются промежуточными. Они могут потребоваться только для отладки ПО и сверки результатов вычислений в MATLAB с данными примера.

Как видно, алгоритм расчета W1 предельно прост. Его реализация в MATLAB ненамного сложнее. Несколько усложняет всю процедуру толь ко получение вектора X n i 1. Его образуют элементы выборки, то есть элементы вектора X i, расположенные в обратном порядке по сравнению с последним. Об этом уже было сказано выше. Это значит, что вектор X ni 1 является зеркальным отражением вектора X i. На практике в MATLAB такую операцию над векторами осуществляют с помощью функции flipr, что позволяет исключить более сложную переиндексацию векторов. Вдобавок к этому целесообразно переименовать вектор X n i 1, заменив сложное обозначение более простым X. Заметим также, что сумма B содержит m слагаемых. Поэтому такой же размерностью характеризуют ся рассмотренные векторы X(1:m) и X i (1:m).

С учетом принятых обозначений для вычисления приближенного значения статистики Шапиро-Уилка W1 в режиме командной строки MATLAB достаточно выполнить следующие действия согласно SCRIPT.

SCRIPT:

Xi=[-1 0 1 2 3 5 6 7 10 15];

n=length(Xi);

m=n/2;

Xcp=mean(Xi);

S2=sum(Xi-Xcp).^2:

X=fliplr(Xi);

k=1:m;

zk=(n-2.*k+1)/(n-0.5);

a0=0.899/(n-2.4)^0.4162-0.02;

ak=a0.*(zk+1483./(3-zk).^10.845+71.6*10^-10./(1.1-zk).^8.26);

B=sum(ak.*(X(1:m)-Xi(1:m))).^2;

W1=(1-0.6695/n^0.6518)*S2/B W1= 0. Полученный результат W1 0,8572 совпадает с ответом задачи из справочника [2] W1 0,857. Таким образом, поставленная в начале ра боты цель достигнута. Исследователю для расчета статистики W1 доста точно только скопировать на свой ПК приведенный выше SCRIPT, отре дактировать в нем первую строку, заменив выборку тестовой задачи ре альными данными, и нажать клавишу Enter. В заключение укажем на еще одну возможность повышения эффективности вычислительного процесса за счет его автоматизации в системе MATLAB. В тех случаях, когда про верка гипотезы нормального распределения должна проводиться много кратно, целесообразно данную процедуру оформить в виде М-файла.

Список литературы 1. Ганджумян Р. А. Математическая статистика в разведочном бурении: Спра вочное пособие. – М.: Недра, 1990. – 218 с.

2. Кобзарь А. И. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и на учных работников. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2006. – 816 с.

3. Нестеров А. В., Нестеров С. В. Теория автоматического управления. – Красно дар: Изд-во ГОУВПО «КубГТУ», 2006. – С. 57-62.

4. Нестеров А. В., Нестеров С. В. Об информационном аспекте применения системы MATLAB для расчета типовых статистик // Информатика: проблемы, методо логия, технологии: Материалы XIII Междунар. науч.-метод. конф. Т. 2. – Воронеж:

ИПЦ Воронеж. гос. ун-та, 2013. – С. 427-430.

УДК 622. ПРИМЕНЕНИЕ НОВОГО ЭЛЕМЕНТА КНБК ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ И СНИЖЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ СПО А. В. Дерябин г. Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз»

В ходе проведенного анализа непроизводительного времени за 2010– 2012 гг., изучения актов расследования брака на производстве, были выяв лены основные технологические проблемы бурения на месторождениях Сургутского района:

1. При бурении интервала под спуск кондуктора (0–750 м по вер тикали) наблюдаются потери циркуляции бурового раствора в процессе бурения, затяжки и посадки при проведении спускоподъемных операций, осыпи горных пород, приводящие к различным осложнениям.

2. При бурении интервала под спуск эксплуатационной колонны (750–2 810 м по вертикали) выявлено наличие в геологическом разрезе не устойчивых глинистых отложений и проницаемых песчаников с АНПД.

Проблема неустойчивости стенок скважины обостряется высокими меха ническими скоростями бурения (до 1 800 м/сутки) и большими отходами от вертикали (до 1700 м). Все это приводит к обострению проблем с выно сом шлама на поверхность (как выбуренного, так и осыпавшегося). Скоп ление шлама в кольцевом пространстве приводит к снижению механиче ских скоростей бурения и возникновению осложнений при проведении СПО: посадок, затяжек, механических прихватов КНБК.

3. При бурении под горизонтальный участок возможны поглоще ния бурового раствора, проблемы с недохождением нагрузки на долото при бурении, затяжки при проведении СПО.

4. Анализ скважин по геологическим и производственным дан ным позволил выявить интервалы геологического разреза, в которых наи более часто случались затяжки, потеря подвижности инструмента, потеря циркуляции и прочие осложнения при бурении и СПО.

Интервал 1: 150–350 метров по вертикали, новомихайловская и ат лымская свиты представлены переслаивающимися глинами с мелкозерни стыми песками. Данные интервалы склонны к интенсивным осыпям и об валам.

Интервал 2: 1 150–1 350 метров по вертикали, березовская, кузне цовская и уватская свиты сложены неустойчивыми глинами и уплотнен ными песками.

Интервал 3: 1 600–1 850 метров по вертикали, ханты-мансийская и викуловская свиты представлены переслаивающимися песчаниками, ар гиллитами, алевролитами, плотными глинами.

Интервал 4: 2 340–2 350 метров, черкашинская свита, представлена чередованием песчано-алевролитовых пластов и глинистых пачек, плот ных алевролитов.

Профили наклонно направленой и горизонтальной скважины с графическим отображением интервалов, в которых наиболее часто встречались осложнения при СПО, показаны на рис. 1 и 2.

Рис. 1. Рис. 2.

Профиль наклонно направленой и горизонтальной скважины с графическим отбражением участков, в которых наиболее часто встречались осложнения при СПО Можно сделать вывод: при строительстве скважин частым осложне нием являются затяжки и посадки при проведении СПО. Возникновение затяжек при подъеме КНБК можно связать как с сужением ствола скважи ны из-за набухания глинистых пропластков, так и с некачественной очист кой ствола скважины. Решение данных вопросов (очистка скважины от шлама и формирование ствола требуемого диаметра) позволит сократить сроки строительства скважин и тем самым снизить изменение естествен ных коллекторских свойств пласта, улучшить качество крепления.


В работах многих авторов рассматривается утверждение, что для ка чественной очистки ствола требуется максимально увеличить расход про мывочной жидкости, но расход бурового раствора на выходе из насоса не обходимо ограничить определенными величинами, в том числе и с нали чием в КНБК гидравлического винтового двигателя и забойной телесисте мы. Превышение регламентированного расхода бурового раствора приве дет к повреждению ВЗД и ЗТС. Решением данной проблемы (увеличение скорости восходящего потока промывочной жидкости в затрубном про странстве до максимально допустимых величин) является включение в КНБК нового технического устройства — промывочного калибратора.

Основное отличие данного калибратора от применяемых в данный момент — наличие промывочных отверстий в нижней части корпуса калибратора и аресссивное вооружение на лопастях калибратора для осуществления проработки (расширения) ствола скважины. Промывочный калибратор устанавливается непосредственно над верхней немагнитной утяжеленной бурильной трубой (НУБТ) забойной телесистемы.

Установка промывочного калибратора позволит создать в затрубном пространстве увеличенный расход промывочной жидкости, так как часть объема бурового раствора будет «шунтироваться» через промывочные от верстия, а основная часть объема промывочной жидкости будет доходить до ЗТС и ГЗД. Внешний вид промывочного калибратора представлен на рис. 3.

Рис. 3. Внешинй вид промывочного калибратора Технологические преимущества, получаемые от применения данного калибратора, заключаются в следующем:

1. Установка калибратора над ГЗД позволит снизить вибрации, пе редающиеся на колонну бурильных труб от ГЗД, центрировать УБТ и нижнюю часть колонны бурильных труб, что дополнительно улучшит вы нос шлама.

2. При проведении подъема КНБК, в местах сужения ствола сква жин, проведение проработки ствола скважины эффективнее с применени ем промывочного калибратора, так как:

Калибратор установлен выше КНБК и имеет больший диаметр, чем элементы КНБК, так он первым попадет в осложненный участок — площадь прихвата будет меньше и восстановить подвижность колонны бу дет проще.

С восстановлением циркуляции и приданием вращения буриль ной колонне, с применением агрессивного вооружения промывочного ка либратора появилась возможность восстановить нормальный диаметр скважины, не рискуя попаданием УБТ и ГЗД в осложненный участок.

Рис. 4. Внешний вид КНБК с установленным промывочным калибратором в осложненном стволе Наличие промывочных отверстий позволяет проводить промывку ствола скважины с увеличенной скоростью восходящего потока, что сни зит вероятность возникновения механического прихвата.

Внешний вид КНБК с установленным промывочным калибратором представлен на рис. 4.

Применение промывочного калибратора позволит усовершенство вать технологию бурения, сократить непроизводительное время буровых бригад, сохранить коллекторские свойства пластов, что улучшит экономи ческие показатели бурения.

УДК 622. ЭВОЛЮЦИЯ ПОЛИМЕРНЫХ БУРОВЫХ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ В. П. Овчинников, Н. А. Аксенова, Л. А. Каменский, В. А.Федоровская г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет Эволюция буровых промывочных жидкостей шла долгим путем со вершенствования состава и технологии применения в соответствии с раз витием и усложнением технологии бурения скважин от «буровой грязи» до сложных многокомпонентных систем с регулируемыми физико химическими и технологическими свойствами.

Применение природных органических полимеров в буровых раство рах довольно распространено, и в настоящее время практически все при меняемые буровые растворы содержат их. В многочисленных литератур ных источниках указывается, что начало применения полимерных раство ров пришлось на середину 50-х годов прошлого столетия. Первый поли мерсодержащий буровой раствор применили в США, он включал бенто нит, полимер (сополимер винилацетата и малеиновой кислоты) и кальци нированную соду [1]. Этот полимер обладал флокулирующими и загу щающими свойствами. Однако еще в 1934 г. по предложению В. С. Бара нова и З. П. Букса для обработки глинистых буровых растворов были ис пользованы гуматные реагенты (УЩР), которые по современным пред ставлениям являются полимерами с широким диапазоном молекулярных весов, образованных конденсированными ядрами и боковыми цепями с функциональными группами [2]. За рубежом гуматные реагенты получили распространение лишь после второй мировой войны, хотя первый патент на применение гуматов для обработки буровых растворов был выдан в США в 1935 г.

В нашей стране полимерсодержащие буровые растворы начали ак тивно применять в первой половине 70-х гг. прошлого столетия. Их при менение описано в работах Р. С. Ахмадеева, Г. Д. Дедусенко, В. П. Зозули, Э. Г. Кистера, М. И. Липкеса, У. А. Скальской, М. К. Турапова, А. У. Ша рипова, А. И. Пенькова, И. Ю. Хариева, Б. А. Андрессона, К. Л. Минхай рова и др. В качестве полимеров использовались ГПАА, метас, гипан, реа гент К-4. При необходимости в раствор добавляли ингибирующие добавки, некоторые виды отходов металлургических и химических производств.

Эволюция полимерных буровых растворов двигалась в направлении от обеспечения стабильности нарабатываемого «самозамесом» в процессе разбуривания пород бурового раствора к сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Эволюция функциональных свойств буро вых растворов отражает развитие технологии бурения и как любое разви тие двигается от простого к сложному. Со временем буровые растворы становятся ингибированными, устойчивыми к воздействию пластовых ус ловий и экологически чистыми, приобретают способность сохранять необ саженную часть скважины от разрушения и коллекторские свойства приза бойной зоны. Первоначально применение полимеров в буровой практике обусловлено стремлением повышения механической скорости и проходки, и химическая обработка буровых растворов сводилась лишь стабилизации нарабатываемых в процессе бурения глинистых растворов. С течением времени и с изменением геологических условий (увеличением глубины скважины, температур, давлений и наличием несовместимых зон) возникла необходимость снижения аварийности бурения. Стали применять буровые растворы с улучшенными ингибирующими и фильтрационными свойства ми.

Применение рецептур с добавками полимерных реагентов (КМЦ) и органосиликата натрия ГКЖ-10;

11 позволило отказаться от нитролигнина и полифосфатов [3]. Широкое промышленное внедрение ГКЖ-10 подтвер дило его эффективность как гидрофобизатора выбуренной породы и пони зителя вязкости глинистых растворов. В результате удалось улучшить со стояние стенок скважин, ограничить содержание нефти в растворе и, соот ветственно, повысить качество цементирования скважин за счет гермети зации контакта тампонажного камня с эксплуатационной колонной и стен ками скважины.

В последующие годы все более широкое применение находят поли мерглинистые буровые растворы с добавками акриловых полимеров, в ос нове защитного действия которых лежат физические и химические явле ния, связанные со структурой полимера, его концентрацией, а также с ха рактером его взаимодействия с дисперсионной средой и дисперсной фазой.

Широкое применение полимеров в составе промывочных жидкостей (в Западной Сибири на их долю приходится почти 70 %) позволило сократить расход химических реагентов и материалов, уменьшить затраты физического труда и сократить сроки строительства скважин.

Но в погоне за метрами при низкой аварийности, при отсутствии осыпей, обвалов, потерь бурового раствора и других осложнений совер шенно не уделялось внимание сохранности продуктивного пласта. Бурови ки нещадно губили пласты, а разработчики не могли «выжать» из скважи ны желаемый дебит.

Следующим эволюционным шагом в развитии буровых растворов стало связанное с изменением технологии первичного вскрытия пласта и использованием конструкций забоев скважин с фильтрами применение экологически безопасных промывочных жидкостей, позволяющих сохра нить коллекторские свойства пласта. Кроме того, в связи с увеличением объемов наклонного и горизонтального бурения технические требования к качеству буровых растворов становятся еще более жесткими. Гидравличе ская программа бурения предъявляет к буровым промывочным жидкостям жесткие требования. Например, для снижения потерь при передаче мощ ности к забою раствор должен иметь минимальное гидравлическое сопро тивление (пониженную вязкость), а в кольцевом пространстве для эффек тивного выноса шлама или в приствольной зоне — повышенную вязкость.

И здесь на передний план выходят безглинистые буровые растворы (ББР), содержащие природные органические полимеры — биополимеры и природные модифицированные полимеры. Биополимеры — класс полиме ров, встречающихся в природе в естественном виде, входящие в состав живых организмов: белки, нуклеиновые кислоты, полисахариды. К природ ным модифицированным полимерам относятся полусинтетические смолы, получаемые при химической модификации целлюлозы и представляющие смесь полимергомологов общей формулы С6Н702 (ОН)32n, которые отли чаются величиной коэффициента n, то есть длиной цепей 2].

Полимеры Неорганические поли Элементооргани меры: силикаты, алю ческие кремний мосиликаты, полифос органические фаты соединения Органические (КОС): ГКЖ, ПМС, Петросил Синтетические Природные полимеры Искусственные полимеры:

(биополимеры) (природные моди- ГПАА, ПАА, фицированные по- ПВС, МЕТАС, лимеры):

Лигнин Полисахариды модифициро модифицированные ванные лигни полисахариды:


ны: ФХЛС, КМЦ, КМК, ОЭЦ, ССБ, КССБ, Растительного Микробные ГЭЦ, ПАЦ, МЦ, происхождения ММЦ Крахмал Целлюлоза Декстран Ксантан Рисунок. Классификация полимеров, применяемых в буровых растворах Следует отметить, что в литературе многие исследователи в области буровых растворов не вносят четкого разграничения между полимерами, полисахаридами, биополимерами, модифицированными полимерами, под вергая анализу и сравнению полимеры различных классов. Иногда можно встретить определение КМЦ как биополимера, или, например, считают что биополимерные компоненты буровых растворов (биополимеры) это только микробные полисахариды, продуцируемые на углеводах. Такое мнение ошибочно. Классификационная схема полимеров, разработанная нами и представленная на рисунке, позволит ориентироваться в многообразии применяемых в настоящее время в бурении полимеров.

Безглинистые полимерные системы наиболее полно отвечают требо ваниям промывки скважин, в том числе и с горизонтальными стволами, находя все большее применение в буровой практике. Данным системам свойственно изменение в широком диапазоне реологических свойств, что обеспечивает эффективную работу породоразрушающего инструмента за счет резкого снижения вязкости при высоких скоростях сдвига и высокой мгновенной фильтрации и в тоже время хорошую выносящую способность бурового раствора за счет тиксотропного восстановлении структуры в ре жиме низких скоростей сдвига. Безглинистые полимерные системы спо собны снижать гидравлическое сопротивление в трубном пространстве при турбулентном режиме, уменьшая тем самым гидродинамическое дав ление и негативное воздействие на пласт. Из-за вязкоупругих свойств они могут увеличивать фильтрационное сопротивление в пористой среде, сни жая тем самым возможность гидроразрыва пласта.

Основным направлением в разработке безглинистых систем, в состав которых входили акриловые полимеры, эфиры целлюлозы и лигносульфо наты, являлось формирование устойчивой во времени зоны кольматации, для разрушения которой при освоении скважины необходимо было ис пользовать специальные технологии (солянокислотную обработку, гидро разрыв и т. п.). Положительным моментом стал выбор состава дисперси онной cреды, предупреждающий набухание и диспергирование глинистых минералов коллектора и образование водонефтяных эмульсий (выбор ПАВ).

В дальнейшем основная задача разработки рецептуры безглинистого бурового раствора заключалась в выборе полимерного реагента, способно го в процессе строительства скважины обеспечить формирование кольма тационного экрана в ПЗП, который деструктурируется после окончания строительства скважины, тем самым обеспечивая восстановление фильт рационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Известны многочисленные рецептуры безглинистых буровых рас творов, разработанные О. К. Ангелопуло, Б. А. Андресоном, Д. Джексо ном, Э. Г. Кистером, А. И. Булатовым, М. И. Липкесом, К. Л. Минхайро вым, Н. И. Крысиным, А. М. Нацепинской, В. М. Подгорновым, А. У. Ша риповым и другими отечественными и зарубежными исследователями.

Типичным примером модифицированных природных полимеров яв ляется натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Na–КМЦ). В СССР КМЦ была получена в 1933 году Даниловым и Крестинской. Промышленный метод производства разработали Ш. З. Финкельштейн, К. Ф. Жигач, Е. М. Могилевский 2]. В СССР для обработки буровых растворов КМЦ применяют с 1950 г. В течение первых десятилетий производились и при менялись в бурении низкомолекулярные марки карбоксиметилцеллюлозы со степенью полимеризации 250–600 4. В США КМЦ впервые использо вана в 1944 году фирмой «Филлипс петролеум» 1].

В ходе исследовательских изысканий отечественными учеными И. М. Тимохиным, Э. Г. Кистером, В. Д. Городновым в 70-х годах было ус тановлено, что реологические характеристики растворов КМЦ зависят от её концентрации в растворе, фракционного состава, степени полимериза ции и содержания электролитов 1, 2, 4. В. Н. Тесленко исследована тер моокислительная деструкция КМЦ и предложены ингибиторы [5]. Позднее был также предложен метод получения термостойкой модификации Na – КМЦ пролонгированного действия (ВЭЦ–Т), карбоионол 6.

После перехода на рыночные отношения направление простых эфи ров целлюлозы, в том числе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), получило новый импульс развития. В России созданы новые производства КМЦ во Владимире, Краснокамске, Бийске, Екатеринбурге, Казани и Нижнем Нов городе, организовано производство КМЦ в Беларусии (г. Светлогорск) и на Украине (г. Днепродзержинск) 7. Проводятся работы по получению мо дифицированных реагентов на основе КМЦ с новыми свойствами.

Результатом изучения влияния степени замещения на потребитель ские свойства синтезируемых эфиров целлюлозы явилась разработка про изводства отечественных марок полианионной целлюлозы (ПАЦ). В ЗАО «Полицелл» выпускаются три марки ПАЦ, различающиеся вязко стью: ПАЦ–В, ПАЦ–Н и ПАЦ–УН. Зарубежными аналогами являются высоковязкие марки РАС–R (фирма Baroid), Tylose ECH (фирма Clariant), Celpol R (фирма Noviant) и низковязкие марки РАС–L (фирма Baroid) и IDF FLR XL (фирма IDF).

В настоящее время мировое производство водорастворимых простых эфиров целлюлозы достигает около 380 тыс. т/год, из которых 180 тыс.

т/год составляет КМЦ. Остальное приходится на другие водорастворимые эфиры целлюлозы, в том числе: 114 тыс. т/год метилцеллюлоза и её произ водные, 65 тыс. т/год гидроксиэтилцеллюлоза и карбоксиметилгидрокси этилцеллюлоза. Наблюдается ежегодный прирост объёмов производства простых эфиров целлюлозы, составляющий около 2 %. Полимер КМЦ яв ляется самым распространённым реагентом для обработки буровых растворов.

Одновременно с широким внедрением в практике бурения целлюло зы активно применяли крахмал. В составе рецептур буровых растворов его впервые применили в 1933 г. в штате Техас для снижения фильтрации ми нерализованного раствора. Развитие применения крахмальных реагентов в буровых растворах шло в направлении их модифицирования как путём тщательно дозированной клейстеризации и конденсации, так и регулируе мой деполимеризацией с помощью некоторых реагентов. Известны раз личные методы модификации крахмала путем декстринизации кислотой, фосфатирования, окисления, обработкой ферментами, аминами, альдеги дами и т. д. [2]. Низкая биостойкость крахмала способствовала созданию химических реагентов на основе модифицированного крахмала, обладаю щих устойчивостью к биодеструкции. Известно применение в качестве ин гибиторов деструкции крахмала экстрактов дуба, ели, ивы и силиката на трия, фенолформальдегидной смолы, этаноламина.

Мировым лидером по производству крахмальных реагентов из кар тофеля является созданная в 1919 году компания AVEBE (Нидерланды), фирменными марками которой являются Flocgel, Stabilosе, Borhamyl.

Один из первых биополимерных реагентов, продуцируемых на угле водах, применяемых в буровых растворах, был ксантан, который начали применять в середине 60-х годов прошлого века под названием «ХС полимер». Фирма «Келко» начала промышленное производство ксантано вой смолы в 1964 году [1].

Одна из первых публикаций о получении на основе доступных оте чественных материалов и штамма-продуцента бактерий рода Xanthomonas campestris, Х. begonia, Х. мalvacearum биополимера с рекомендациями о выпуске опытной партии появилась в 70-х гг. прошлого века. Ее авторами стали сотрудники ВНИИБТ (Н. М. Колодковой, Г. Я. Дедусенко, М. И.

Липкесу) [8]. В 80-х гг. ВНИИКрнефть (А. И. Пеньков и др.) в содружестве с Северо-Кавказким филиалом ВНИИ синтеза белка предложили в качест ве основы бурового раствора биополимер, продуцируемый дрожжами Cryplococсus laurentii [9] — криптан.

В последующее десятилетие интерес к биополимерам как компонен там буровых растворов не ослабевал, что выражалось в изучении их меха низмов взаимодействия с солями и глинистыми породами, комплексования с органическими соединениями, разработке рецептур промывочных жид костей [10]. C 1995 г. в России осуществляется производство в промыш ленных масштабах биополимерного продукта БП-92 (разработан НТО «ИТИН»), являющегося результатом процесса жизнедеятельности микро организмов Azotobacter vinelandii.

В настоящее время широко известны системы буровых растворов на основе биополимера — ксантан. Flo-Pro фирмы M-I Drilling Fluids Co. и система ANCO-2000, разработанная компанией ANCOR Drilling Fluids [11].

Специалистами ОАО НПО «Бурение» и ГУП НИИ «Синтезблок»

разработан российский биополимерный химический реагент АСГ-1, синте зируемый микроорганизмами Acinetodacter calcoaceticus var. glorious.

На фоне достаточно широкого практического применения использо вания биополимеров в буровых растворах в последнее десятилетие миро вая и отечественная тенденция наметилась на создание новых биополи мерных компонентов. В США запатентован реагент «Хитозан», на Украи не запатентованы составы буровых композиций с биополимером «Энпо сан», в России сообщается о биополимере отечественного производства «Ритизан», который в отличие от зарубежных аналогов имеет меньшую стоимость. Подверженность биополимеров, синтезируемых бактериями, ферментативному разложению способствовало созданию рецептур раство ров, содержащих бактерициды (параформальдегид, формальдегид, пента хлорфенолят и др.).

Таким образом, представленный обзор применения полимерных бу ровых растворов в практике бурения нефтяных и газовых скважин, пока зывает эволюционное совершенствование рецептур в части их техноло гичности и сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов.

Наряду с усложнением рецептур за счет большого количества реагентов и удорожанием высокие технико-экономические показатели бурения при ис пользовании безглинистых полимерных растворов достигаются благодаря комплексу положительных свойств: сравнительно слабых реологических, удовлетворительных смазывающих, ингибирующих, флокулирующих и других, которые можно регулировать в зависимости от конкретных горно геологических условий.

Список литературы 1. Грей Дж. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж. Грей, Г. Дарли // М.: Недра, 1985. – 509 с.

2. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.

3. Новиков В. С. Результаты промышленного испытания калиевого раствора // Обзорная информ. сер. Бурение. – М.: Недра. – 1977. – № 6. – С. 32-36.

4. Городнов В. Д., Тимохин И. М., Тесленко В. Н., Русаев А. А. Использование химических реагентов на основе целлюлозы и лигнина для обработки буровых раство ров. РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, 1976. – вып. 10.

5. Тесленко В. Н. Пути ингибирования деструкции карбоксиметилцеллюлозы антиоксидантами. Получение и применение промывочных и тампонажных дисперсий в бурении. – Киев, 1984. С. 107–117.

6. А.с. СССР 1122680 заявл. 21.07.83, опубл.1984, БИ № 41. В. Д. Городнов.

Буровой раствор.

7. Кряжев В. Н. Тенденции развития отрасли производных целлюлозы и крах мала. Мат. Всероссийской науч.–техн.конф. «Эфиры целлюлозы и крахмала: Синтез, свойства, применение». – Владимир, 2003. –С. 124-127.

8. Дедусенко Г. Я., Колодкова Н. М. и др. Получение и некоторые свойства биополимеров, используемых в бурении. – Тр. ВНИИБТ, 1977. – № 40. – С. 33-38.

9. Рябченко В. И., Федосов Р. И., Пеньков А. И. и др. Биополимер – криптан – новый реагент для безглинистых и малоглинистых буровых растворов со специфиче скими свойствами // Техн. и технол. промывки и крепления скважин. – Краснодар, 1982. – С. 3-8.

10. Доценко Ю. Г. и др. Промывочные жидкости на основе биополимеров для бурения геолого-разведочных скважин // Минерал.-сырьев. база Респ. Беларусь: со стояние и перспективы: Тез. докл. науч.-техн. конф., посвящ. 70-летию БелНИГРИ. – Минск, 1997. – С. 216-217.

11. Современные составы буровых растворов / В. П. Овчинников, Н. А. Аксено ва, О. В. Рожкова, Т. А. Грошева. – Тюмень: Экспресс, 2013. –156 с.

УДК 622.24. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМА БУРЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗВУКА Г. А. Хмара, Ю. А. Савиных г. Тюмень, Тюменский государственный нефтегазовый университет В России основным способом бурения нефтяных и газовых скважин является вращательное бурение с применением гидравлических забойных двигателей. В качестве забойных двигателей используются турбобуры и винтовые забойные двигатели (ВЗД).

В последние годы наблюдается резкое снижение объемов турбинно го бурения и одновременное увеличение бурения ВЗД. В 2000 году объемы бурения с помощью турбобуров оценивались специалистами как 75 %, а с ВЗД — 15 % от всего объема бурения, в 2011 году бурение с турбобурами составило 15 %, а с ВЗД — 80 %.

Причиной снижения объемов турбинного бурения является несоот ветствие технических характеристик серийных турбобуров требованиям технологии наклонно направленного бурения, а также отсутствие возмож ности использования российских или зарубежных телеметрических систем для повышения точности проводки направленных скважин из-за геометри ческих и технологических особенностей используемых турбобуров [1].

Анализ перспективных на бурение регионов свидетельствует, что бурение будет происходить в условиях твердых пород на шельфе и соле носных пород Западной и Восточной Сибири. По скорости проходки в твердых породах турбобуры опережают ВЗД. При проводке скважин через соленосные породы турбобуры являются более ресурсо- и энергосбере гающими забойными двигателями, так как износостойкость турбобуров выше при использовании соленасыщенных буровых растворов, чем ВЗД, что позволяет сократить количество спускоподъемных операций на сква жине. Применение турбобуров позволяет использовать ориентированное бурение там, где другие способы являются малоэффективными.

В пользу развития турбинного бурения также говорит и то, что ми ровые лидеры, такие как Halliburton, имеющий собственное производство Sperry Drilling с турбобурами Turbopower™, и Schlumberger, поглотившая в 2011 году Smith International, уже ведут разработки по совершенствова нию технического оснащения и систем телеметрии для турбобуров. В на стоящее время в нашей стране ведутся разработки совершенствования тех нологии турбинного бурения [2] в области модернизации конструкций для целей строительства наклонно направленных скважин.

Таким образом, потенциальная эффективность турбинного бурения выше, чем у других вращательных способов бурения. Существующие раз работки в области турбинного бурения связаны с модернизацией конст руктивных элементов турбобуров и долот, что дает возможность выбора оптимальных средств бурения на стадии проектирования, однако в услови ях реального времени регулирование режима бурения остается малоэффек тивным из-за ограничений существующих телеметрических систем.

Целью работы является повышение эффективности турбинного бу рения скважин путем разработки и исследования регулирования режима бурения, учитывающего изменение энергетической характеристики турбо бура в процессе бурения.

Выполненный анализ технологии турбинного бурения показал, что при оценке эффективности бурения используется ряд устоявшихся крите риев — проходка на долото, механическая и рейсовая скорости, стоимость метра проходки и их сочетания. Очевидно, что повышение эффективности турбинного бурения связано с поддержанием механической скорости про ходки на некотором максимальном значении. Однако регулирование ре жима бурения по механической скорости в реальном времени малоэффек тивно и энергозатратно, в связи с этим в работе были сформулированы следующие задачи:

1. Идентифицировать источники звука, возникающего в бурильной колонне в процессе бурения скважины и исследовать энергетические ха рактеристики этого звука при изменении режима бурения.

2. Разработать способ и инструментальные средства для получения достоверной информации одновременно о частоте вращения долота n и осевой нагрузки G с использованием гидроакустической системы связи в условиях помех для определения изменения нагрузочной характеристики турбобура в процессе бурения.

3. Исследовать инструментальные средства и гидроакустическую систему связи для получения информации о режиме бурения.

4. Разработать и исследовать способ регулирования режима бурения скважин, учитывающий изменение нагрузочной характеристики турбобура в процессе бурения с использованием энергетических характеристик звука.

При решении первой задачи установлено, что взаимодействие долота с горной породой при турбинном бурении скважин является ударной на грузкой. Акустический спектр звука, генерируемый при взаимодействии долота с забоем можно использовать в качестве информационного сигнала о режимных параметрах бурения.

Доказано, что максимальная энергия амплитудно-частотного спектра звука, генерируемого ударами зубьев шарошек долота о забой, сконцен трирована в диапазоне от 0 до 1,5 кГц. При оптимальной осевой нагрузке на долото энергия этого спектра минимальна, следовательно, величина ам плитуд спектра минимальная. С ростом износа долота спектр смещается в область низких частот.

Установлено, что наименьшему затуханию подвержены низкочас тотные колебания, поэтому из всего диапазона частот акустического спек тра, генерируемого долотом, для получения информационного сигнала следует использовать полосу частот от 150 до 250 Гц.

Экспериментально установлено, что буровой насос и турбобур гене рируют высокий уровень звуковых колебаний (114–119 дБ) в диапазоне 125–500 Гц, что создает помеху информационному сигналу от ударов зубьев долота с горной породой. Подавить помеху, генерируемую буровы ми насосами, можно путем установки в нагнетательной линии бурового насоса наземного акустического режекторного фильтра (НАРФ) [3, 4].

Для передачи информационного сигнала предложено использовать модулятор низкочастотных колебаний, размещенный над турбобуром, — управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), предназначен ный для преобразования звука в диапазоне 150–250 Гц, а именно для соз дания акустической метки в виде полосы подавленных частот от 200 до 250 Гц. Модулирование акустического спектра производится аналогично способу однополосной модуляции в радиосвязи [3,4].

Решением второй задачи является разработка способа и инструмен тальных средств для получения достоверной информации одновременно о частоте и осевой нагрузке с использованием гидроакустической системы связи, защищенных патентами РФ: патент РФ 2333351, патент РФ 2456446, патент РФ 2443862.

Суть способа заключается в том, что турбобур и долото служат как устройства, генерирующие сигналы, а сигналы — звуки от вращения тур бинных лопаток и ударов зубьев долота о горную породу. Линией связи служит промывочная жидкость в стволе бурильной колонны. Приемником звуковых колебаний служит, например, гидрофон, который устанавливает ся на поверхности в переводнике между буровым шлангом и гусаком. В качестве модулятора акустического спектра, генерируемого турбобуром и долотом, для создания информационного сигнала используется УАРФ. Для увеличения помехоустойчивости акустического канала связи используется фильтр — НАРФ.

Технологическая схема гидроакустической системы связи приведена на рис. 1.

Гидрофон НАРФ Буровой насос – источник звука Горная порода Долото – источник звука УАРФ Турбобур – источник звука Рис. 1. Технологическая схема гидроакустической системы связи При исследовании инструментальных средств и гидроакустической системы связи было доказано экспериментально, что:

- амплитуда звука в полосе частот f (280–500) Гц при использова нии однокамерной конструкции режекторного фильтра уменьшилась на 8 дБ;

- амплитуда звука в полосе частот f (280–500) Гц при использова нии двухкамерной конструкции режекторного фильтра уменьшилась на 14 дБ.

Результаты исследований рекомендованы для разработки конструк ций НАРФ — как подавителя помехи звука бурового насоса, УАРФ — как амплитудно-импульсного модулятора звука турбобура и долота.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 6 |
 



Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.