автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Повышение эффективности турбинного бурения путем улучшения характеристик турбобура и передачи забойной информации по механико-гидравлическому каналу связи

РГБ ОД

- 9 ян*

На правах рукописи

Шлык Юрий Константинович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ ПУТЕМ УЛУЧШЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ТУРБОБУРА И ПЕРЕДАЧИ ЗАБОЙНОЙИНФОРМАЦИИ ПО МЕХАНИКО-ГИДРАВЛИЧЕСКОМУ КАНАЛУ СВЯЗИ

Специальность 05.15.10 - бурение скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 2000

Работа выполнена в Тюменском государственного нефтегазовом университет и в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный консультант: доктор технических наук,

профессор МавлютовМ.Р.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Григулецкий В.Г. доктор технических наук, профессор Габдрахимов М.С. доктор технических наук, профессор Варламов Е.П.

Ведущее предприятие - ЗАО "Сибирская сервисная компания ОАО "Юганскнефтегаз"

Защита состоится "<2.5 " июня 2000 г. в часов на заседании диссертационного совета Д 063. 09. 02 в Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан " ^ " мая 2000 г.

Ученый секретарь Р'Н"Бахтизип

диссертационного совета доктор физико-математических наук, профессор

)БЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Iктуапьность проблемы

Бурение глубоких скважин на нефть и газ является сложным [ногофакторным процессом. Наряду с такими традиционными вопросами уровой науки, как совершенствование технологии ведения буровых работ, овышение качества промывки и разобщения пластов, улучшение прочностных войств породоразрушающего инструмента и трубных элементов компоновки, оздание высокомоментных и экономичных забойных двигателей и т.д., опросы, связанные с ролью динамических процессов в бурении, приобретают последние десятилетия всё большую значимость среди широкого круга роизводственников и учёных.

По общему мнению на сегодня, механические колебания, возникающие в истеме "бурильный инструмент - забой", способны существенным образом ак ухудшить показатели проходки ствола, так и интенсифицировать процесс урения скважин. Более того, амплитудно-частотный состав этих колебаний резвычайно информативен. По результатам большого числа исследований, ыполненных как у нас в стране, так и за рубежом, установлено, что в составе пектров частот этих колебаний содержится информация о таких важных ехнико-технологических параметрах забойного процесса, как: частота ращения долота и его шарошек, износ опор и вооружения, величина инамической составляющей силы долота, вращающий момент забойного вигателя, твёрдость разбуриваемых горных пород и многие другие.

Передача на устье даже части указанной информации будет считаться зрьёзным достижением по проблеме реализации замкнутой системы правления процессом турбинного бурения скважин. Она позволит обеспечить е только оперативный контроль над ходом забойного процесса, но и роизвести своевременную его корректировку. Исследование механических элебаний системы "вал турбобура - долото" важны для решения проблемы

полезного их использования.

В свете изложенного отметим, что задача, связанная с улучшение характеристик турбобуров и передачей забойной информации на уст! скважины в процессе бурения, приобретает особую значимость. В свою очере; её решение неразрывно связано с реализацией надёжного канала связи, чг делает исследования по этой многоплановой проблеме несомнет актуальными как с теоретической, так и практической точек зрения.

Цель работы

Целью данной работы является разработка комплекса ме обеспечивающих улучшение характеристик турбобура и регулирован! динамических процессов в системе "долото - забой" с последующей передаче информации об этих процессах на устье скважины по механик' гидравлическому (МГ) каналу связи,

Основные задачи исследования:

1. Исследование физико-математической модели, объединяюще шпиндельный турбобур и бурильную колонну с целью улучшен! характеристик турбобура.

2. Теоретическое обоснование и практическая реализация спосо( управления входным механическим импедансом долота с помощь сосредоточенных масс, дополнительно установленных на в а: забойного двигателя.

3. Теоретическое и экспериментальное исследование акустическ! свойств вала шпиндельного турбобура и гидроканала бурящей! скважины, как волноводных систем.

4. Практическая реализация МГ канала связи по передаче на уст] информации о частоте вращения и динамике взаимодействия долота забоем.

Научная новизна

1. Теоретически доказана и экспериментальна подтверждена динамическая автономность вала турбобуров типа ЗТСШ-195, имеющих резинометаллическую осевую опору в узле шпинделя, а также получено обобщённое уравнение динамической составляющей силы воздействия до лота на забой

2. Предложен общий подход по управлению который может быть реализован по двум основным стратегическим направлениям. Первое определяет систему активных мер по изменению динамических (колебательных) свойств бурильной колонны, второе - динамической системы забойного двигателя.

3. Теоретическими и экспериментальными исследованиями доказано, что второе направление может быть реализовано посредством установки на вал забойного двигателя (турбобура ЗТСШ1-195) сосредоточенной виброуправляющей массы (ВУМ). При этом рост Рд (?) долота при одновременном его виброуспокоении происходит на всех основных группах частот: "долотных", "грунтовых" и "зубцовых", при условии, что ВУМ будет установлена на верхнем конце вала третьей секции названного турбобура.

4. Экспериментальными исследованиями, выполненными в реальных условиях, определён частотный состав спектра естественных гидроакустических шумов в линии нагнетания промывочной жидкости в диапазоне 1,6-500 Гц, который позволил установить, что полоса частот 10-40Гц характеризуется их наименьшим амплитудным уровнем, а значит является "окном" по передаче информации с забоя скважины по гидравлическому каналу связи; определён средний уровень гидравлического "турбулентного шума", составляющий примерно (0,20 - 0,25)-105 Па, задающий нижнюю границу

чувствительности информационных систем, которые могут быть использованы для оперативного контроля за ходом забойного процесса.

5. Теоретически доказано и экспериментально подтверждено, что с помощью МГ канала связи можно осуществить передачу информации об осевых механических колебаниях, возникающие в системе "долото-забой"; посредством вала турбобура, как промежуточного механического канала связи, эти колебания без искажений вводятся в гидроканал с помощью устройства их сопряжения и передаются на устье с последующей регистрацией в виде пульсаций давления в линии нагнетания.

Новизна выполненных исследований подтверждается двумя авторскими свидетельствами СССР и одним патентом на изобретение РФ.

Практическая ценность

Теоретически обоснованный вариант модернизации конструкции серийного турбобура типа ЗТСШ-195, предполагающий установку на его валу дополнительной ВУМ и модулирующего устройства, согласующего волноводные системы вала и гидроканала скважины, позволил решить ряд практических задач в бурении. По результатам выполненных экспериментальных исследований (УБР нефтеюганского филиала ЗАО "Сибирской сервисной компании") было установлено:

1. Сопоставление средних показателей бурения при использовании турбобура ЗТСШ1-195 со встроенной ВУМ по сравнению с серийно применяемыми забойными двигателями, такими как: ЗТСШ1-195, ЗТСШ-195ТЛ и А7ГТШ дают увеличение рейсовой скорости в среднем на 20% для глубин до 3000 м.

2. Анализ АЧХ более чем 80-ти спектрограмм гидроакустических колебаний, зарегистрированных на устье скважины при различных режимах бурения (холостой ход турбобура, его тормоз и вариации

осевой нагрузки на долото), показал, что использование МГ канала связи позволяет контролировать такие технологически важные параметры забойного процесса, как: частоту вращения долота и его шарошек, амплитуду осевых колебаний породоразрушающего инструмента, а также твёрдость разбуриваемых горных пород.

Апробация работы

Основные положения выполненных исследований докладывались на следующих научно-технических конференциях, семинарах и заседаниях:

1. Республиканской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: "Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири" (г. Тюмень, 1979).

2. Первой зональной научно-технической конференции аспирантов и молодых ученых: "Нефть и газ Западной Сибири" (г. Тюмень, 1981).

3. Первой республиканской научно-технической конференции: "Проблемы освоения Западно-Сибирского ТЭК" (г. Уфа, 1982).

4. Семинаре лаборатории разрушения горных пород ВНИИБТ (проф. Эйгелес P.M., г. Москва, 1982).

5. Всесоюзной научно-технической конференции: "Нефть и газ Западной Сибири" (г. Тюмень, 1985).

6. Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов: "Новые технологии в газовой промышленности" (г. Москва, 1995).

7. Международной научно-технической конференции: "Нефть и газ Западной Сибири" (г.Тюмень, 1996).

8. Заседании кафедры бурения УГНТУ по итогам первого года докторантуры (г. Уфа, 1996).

9. Расширенном семинаре кафедры бурения УГНТУ по итогам второго года докторантуры (г. Уфа, 1997).

Ю.Всероссийской научно-технической конференции: "Проблемы

нефтегазового комплекса России" (г. Уфа, 1998).

11.Расширенном заседании кафедры бурения УГНТУ (г. Уфа, 1999).

12.Расширенном заседании кафедры электроэнергетики ТюмГНГУ (г.Тюмень, 1999).

13.Техническом совещании нефтеюганского УБР (г.Нефтеюганск, 1999). По итогам всероссийской конференции "Новые технологии в газовой

промышленности" (г. Москва, 1995) по секции "Разработка месторождений природных газов" автор получил диплом лауреата.

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в 31 печатной работе, в том числе одной монографии, одном учебном пособии, двух авторских свидетельств СССР и одном патенте на изобретение РФ.

В заключении автор выражает глубокую благодарность научному консультанту - член-корр. АН республики Башкортостан, д.т.н., профессору М.Р. Мавлютову, к.т.н., доценту Р.Х. Савинкову, коллективам кафедр бурения ТюмГНГУ и УГНТУ, принявшим активное участие в обсуждении данной работы, а также бакалаврам техники и технологии по направлению "Автоматизация и управление" Д.П. Данилюку, A.B. Жукову, C.B. Козлову, B.C. Половникову, за помощь в подготовке данной работы.

Объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Работа изложена на 237 страницах машинописного текста и в том числе содержит 63 рис., 4 табл., список литературы - 202 наименования. Приложение, включающее рабочую программу промысловых испытаний МГ канала связи и акт об их проведении, а также акт о внедрении турбобура с ВУМ, представлено на 10 страницах.

В первой главе рассмотрены вопросы, касающиеся роли волновых процессов в бурении, а также изложены результаты теоретических и экспериментальных исследований, посвященных динамике вала секционного шпиндельного турбобура с резинометаллической опорой.

Основываясь на результатах исследований таких ученых, как: С.А. Альперович, П.В. Балицкий, П.В. Варламов, Ю.С. Васильев, В.И. Векерик, М.И. Ворожбитов, М.С. Габдрахимов, Ю.В. Грачев, В.Г. Григулецкий, И.Л. Гуреев, Г.И. Дранкер, Р.И. Иоаиесян, З.Г. Керимов, В.Е. Копылов, Г.А. Кулябин, Н.Ф. Лебедев, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, Б.И. Мительман, Э.М. Мухин, Г.Д. Розенберг, В.Н. Рукавицин, Р.Х Санников, В.В. Симонов, С.Л. Симонянц, Б.З. Султанов, Н.С. Тимофеев, И.А. Чарный, P.M. Эйгелес, М.С. Эскин, Е.К. Юнин и др., можно с уверенностью констатировать, что рациональное использование колебательных процессов, возникающих в бурильной колонне, гидравлической системе скважины и массиве горных пород при бурении может вскрыть значительные резервы повышения темпов проводки скважины.

В ходе анализа публикаций по данной многоплановой проблеме была произведена систематизация основных источников колебаний по принципу принадлежности к той или иной частотной группе, а так же определены их диапазоны.

Была осуществлена оценка степени влияния волновых свойств компоновки на характер колебательных процессов в системе «долото-забой», рассмотрены технические варианты, позволяющие активно воздействовать на данный процесс.

По итогам анализа результатов разработок по данной проблеме была определена общая стратегия дальнейших исследований. Она включила в себя следующие основные направления.

1. Исследование динамической системы турбобура, как наиболее сложного звена компоновки.

2. Определение методов и средств, позволяющих активно воздействовать на режим динамического взаимодействия долота с забоем.

3. Исследование гидроакустических свойств промывочной жидкости в линии нагнетания, как естественного канала связи.

4. Объединение двух волноводных систем: вала турбобура, как промежуточного механического капала, и названного выше гидроканала скважины с целью реализации обобщенного МГ канала, посредством которого осуществляется передача информации с забоя о режиме динамического взаимодействия долота с х орной породой.

В условиях турбинного бурения гидравлический забойный двигатель является неотъемлемым элементом конструкции любого бурильного инструмента. В то время, как состав компоновки в тех или иных условиях бурения может меняться, конструкция забойного двигателя остаётся неизменной, поскольку содержит в себе такие основные колебательные системы, как корпус и вал, связанные между собой узлом осевой опоры. Будучи самым сложным из стандартных элементов компоновки, забойный двигатель, как объект исследований, приобретает особый статус.

Невозможность прямого наблюдения за режимом работы долота и бурильного инструмента в скважине вызвала необходимость прибегнуть к такому методу изучения процессов, происходящих в данной системе, как моделирование. Общепризнанной, на сегодня, является модель бурильного инструмента, в которой он интерпретируется механической колебательной системой с распределёнными по длине параметрами. В полной мере это относится и к забойному двигателю (турбобуру), с той лишь разницей, что в-отличии от бурильной колонны, он является разветвлённой колебательной системой из-за наличия резинометаллической осевой опоры в шпинделе.

В свете изложенного была поставлена задача по исследованию колебательной системы турбобура ЗТСПИ-195, как получившего наиболее массовое распространение.

На первом этапе теоретических исследований было принято, что колебательные системы корпуса и вала представлены однородными стальными стержнями заданных геометрических размеров. Задача по определению частот их собственных колебаний решалась в линейной постановке и без потерь. В целях упрощения, из рассмотрения исключалось влияние выше расположенной компоновки. Последнее условие было принято, исходя из следующих соображений. Находясь в условиях вынужденных вибраций, возникающих в результате взаимодействия шарошечного долота с забоем, бурильная колонна, а точнее, её сечение, сопряжённое с верхним сечением корпуса турбобура, имеет некоторое определённое значение частотно-зависимого механического импеданса Z¿(гy), где СО = 2л/\ При этом, в зависимости от значений круговой частоты колебаний СО, элементного состава компоновки и её общей длины возможны две предельные ситуации, при которых названное выше сечение может быть либо полностью неподвижным (режим антирезонанса перемещений: %к{бо) = со), либо иметь беспрепятственную возможность этих перемещений (режим резонанса - соответственно: = 0)- В первом

случае верхний торец корпуса турбобура будет считаться закреплённым абсолютно жёстко, в втором - свободным. Естественно, что в реальных условиях бурения значения будут находиться в пределах (0 -г со).

Для существующих параметров жесткостей корпуса и вала, как стержневых систем, и обобщённой жёсткости резинометаллической опоры можно констатировать, что последняя имеет значение, которое почти на два порядка меньше первых двух. С учётом сказанного, для выбранных математических моделей был произведён расчёт частот собственных продольных колебаний корпуса и вала рассматриваемого турбобура. Для модели с закреплённым верхним сечением корпуса они составили: ==48 Гц;

^=110 Гц; ./¡.О(Ш=13,0 Гц. Для модели со свободным - соответственно:

Л_ =96Гц; /¡'=110 Гц; /^ог?ц=16,5 Гц. Появление низкочастотных составляющих /сдви и /^оем объясняется взаимодействием корпуса и вала, как сосредоточенных масс, связанных слабой упругостью.

С целью проверки выполненных теоретических исследований был проведён эксперимент в условиях реальной буровой установки. Турбобур ЗТСШ-195ТЛ с помощью талевой системы был подвешен над столом ротора. Вместо долота на вал шпинделя был навинчен специальный переходник со встроенным механическим ударником соленоидного типа, который питался от аккумулятора. На валу шпинделя и корпусе турбобура с помощью магнитных присосок располагались два одинаковых датчика виброскорости (МВ-22В), сигналы от которых одновременно регистрировались шлейфовым осциллографом Н115.

Многократно повторенные удары показали полную воспроизводимость частот и форм продольных свободных колебаний корпуса и вала. Полученные в ходе эксперимента осциллограммы представлены на рис.1. Из них следует, что

эти колебания происходят автономно и затухают по экспо-

\ 1

4

50 не

/

Рис.1. Свободные продольные колебания корпуса турбобура ЗСТШ-195( 1) и его вала (2)

ненциальному закону, причём частота свободных колебаний вала составила /¿=114 Гц. Существенным образом (более чем на порядок) различаются амплитуды колебаний вала и корпуса. Более того, амплитуда колебаний вала промоду-лирована низкочастотной составляющей Гц. Сопоставление эксперименталь-

ных значений названных частот с расчётными говорит об их существенной

близости, что свидетельствует в пользу принятой к рассмотрению модели турбобура, как разветвлённой колебательной системы с малым уровнем потерь на внутреннее трение.

Отмеченное выше значительное различие амплитуд свободных колебаний корпуса и вала стало основанием для проведения специальных экспериментальных исследований по определению демпфирующих свойств резинометаллической осевой опоры.

В ходе лабораторного эксперимента одна ступень подвергалась статическому иагружению в механическом прессе с одновременным воздействием на неё колебаний различных частот с фиксированными амплитудами. В диапазоне нагрузок (0,5-И 0)кН осуществлялась регистрация амплитуд гармонических колебаний на «входе» и «выходе» ступени, что позволило получить её амплитудно-частотную (АЧХ) характеристику. Как и ожидалось, она имеет явно нелинейный характер, оставаясь неизменной во всём диапазоне названных выше нагрузок. Начиная с частот колебаний 25-40Гц демпфирующие свойства- исследуемой ступени опоры проявляются в полной мере, что подтверждается соответствующей экспериментальной зависимостью, представленной на рис.2.

Полученный результат имеет несомненную практическую значимость. Он свидетельствует не в пользу разработок информационно-измерительных (ИИС) систем в бурении, посредством которых можно осуществлять контроль за режимом динамического взаимодействия шарошечного долота по спектру вибраций наземной части бурильной колонны (квадрата). Очевидно, что его состав существенным образом отличается от истинного частотного состава спектра колебаний долота.

В отличие от корпуса вал турбобура, а точнее его нижний торец, является первым элементом компоновки, который без искажений воспринимает весь спектр механических колебаний долота. Однако это будет реализовано лишь при условии, что между валом и долотом не будут установлены различного

рода гасители и амортизаторы его колебаний. Исходя из сказанного, была поставлена задача по определению влияния собственно вала турбобура на характер динамического взаимодействия долота с забоем.

Рис.2. Передаточная функция ступени осевой опоры (нагрузка на ступень 0,ст =(0,5-^10)кН) А0 - амплитуда возмущающего воздействия (на входе); А - демпфированная амплитуда колебаний (на выходе).

Используя тот же метод, а именно представляя вал в качестве колебательной системы с распределёнными параметрами," определим его входной механический импеданс, считая, что динамическая сила долота изменяется по гармоническому закону. Такой подход вполне оправдан, поскольку периодическая функция осевых колебаний долота всегда может быть разложена в ряд Фурье по своим гармоническим (синусоидальным) составляющим.

Вновь воспользуемся уже обоснованным представлением вала как колебательной системы без потерь, тем более что в условиях вынужденных вибраций роль диссипативных факторов от внутреннего и внешнего трения незначительна и может проявляться лишь в области резонансных режимов его работы.

На первом этапе была рассмотрена физико-математическая модель, которая объединила в себе шпиндельный турбобур и бурильную колонну. Такое объединение стало возможным благодаря теоретически обоснованной и экспериментально подтверждённой динамической автономности вала.

Рис.3. Динамическая модель шпиндельного турбобура и

бурильной колонны 1 - корпус турбобура; 2 - вал; 3 - долото; 4 - компоновка. С0 - жёсткость осевой опоры в узле шпинделя; Ск, Мк, Кк - жесткость, масса, потери в компоновке; Р^) - динамическая сила долота.

В отличие от ранее рассмотренных предельных случаев закрепления верхнего торца корпуса, данная модель учитывала упруго-инерционно-диссипативные свойства колонны бурильных труб. Её общий вид дан на рис.3.

В то же время отметим, что названные свойства сугубо индивидуальны, поскольку они определяются составом конкретного типа компоновки, работающей в конкретных условиях бурения.

С целью преодоления неопределённости свойств заданного типа компоновки она была заменена условно-сосредоточенным элементом, с параметром конечного механического импеданса ¿¿(¿у). При этом основной акцент исследований был полностью перенесён на собственно забойный двигатель (турбобур), а точнее - его вал.

Для принятой к рассмотрению модели турбобура и бурильной колонны было получено обобщённое уравнение динамической силы долота (1).

Структура уравнения показывает, что при заданных конструктивных параметрах

корпуса и вала, характеристике осевой опоры, а также амплитуде колебаний долота, определяющая роль в создании (/) может принадлежать либо валу турбобура, либо его корпусу с выше расположенной компоновкой в зависимости от заданной частоты колебаний долота на забое.

Полученный результат определяет общую стратегию регулирования не только величиной (?) с помощью тех или иных технических средств, но и амплитудой колебаний долота при его взаимодействии с забоем.

Оба эти параметра колебательного процесса теснейшим образом взаимосвязаны и определяются значением частотно-зависимого механического импеданса. В связи с этим, дальнейшие теоретические исследования были посвящены вопросам регулирования за счёт изменения Zex{(o) вала с

помощью присоединённой к нему сосредоточенной массы.

Fd = U0co

COS(—) + /?! sin(—) а а

г ,, \

С

cos(—) ■

/ ? Л

о

а

Сп

Р\

У,.

sin(^) а

(1)

где = (?) - динамическая сила долота, Н; 170 - амплитуда колебаний долота, м; (О - циклическая (круговая) частота его колебаний, 1/с; Х^ = ZЛ (<2>) - механический импеданс бурильной колонны в сечении, сопряжённом с корпусом турбобура, Нс/м; /] и /2 ■ длины корпуса турбобура и его вала, м; а - скорость звука в металле, м/с; С0 - обобщённая жёсткость узла шпинделя, Н/м;

ЕБ, ЕБ2

/9] =--и р2 = - - - волновые сопротивления корпуса и вала

а а

соответственно, Нс/м; Е - модуль Юнга, Па;

«У, и 52 - площади поперечного сечения корпуса турбобура и его вала, м\

Выбор названного средства регулирования был оправдан по многим жчинам, хотя опыт установки на вал турбобура наддолотных амортизаторов и гброгасителсй (сосредоточенных упругостей), а также преобразователей шамической нагрузки (одномассовых колебательных систем) известен. В юле главных преимуществ практического использования виброуправляющей ассы в сравнении с выше названными техническими решениями отметим: зостоту изготовления (стальная втулка) и установки на вал турбобура, асокуго степень надёжности и долговечности в работе, увеличение момента нерции вращения вала и главное - названный выше эффект динамического ;йствия, приводящий к росту входного импеданса вала с долотом на основных >уппах частот его колебаний. Последний фактор был установлен в ходе еретического исследования моделей гладкого вала турбобура с ВУМ, эторые различались не только местом её установки на валу, но и абсолютным тением этой массы.

По результатам выполненных теоретических исследований был получен тгоритм расчёта входного реактанса вала турбобура с долотом Zm{(x>) как олебательной системы без потерь а виде:

р tg -(/ + т..со + ptg -х

со

й)

а

со

а

(2)

p-[ptg-(l-x) + msa>]tg- х

а

а

це / - общая длина вала забойного двигателя, м;

X - координата места установки 171считая от долота, м; ТП? - её абсолютное значение, кг.

С его использованием установлено, что наилучший результат в плане увеличения днамической жёсткости долота при использовании турбобура ЗТСШ1-195 может быть достигнут при установке ВУМ на верхнем конце его вала. Аналогичные исследования показали, что для керноприёмного турбодо-лота КТД4С-172 - это наддолотный вариант. В обоих случаях произошло увеличение 2вх{со) в области основных частотных групп его колебаний: «долот-ных», «грунтовых» и «зубцовых», что автоматически вызвало не только рост динамической силы но и уменьшение амплитуды осевых колебаний

долота при его взаимодействии с забоем.

Результаты полученных теоретических исследований легли в основу модернизации конструкции серийного турбобура ЗТСШ1-195 со встроенной пиброуправляющей массой, который прошел промысловые испытания на Южно-Сургутском месторождении АО "Юганскнефтегаз". Годичный опыт его применения (два экземпляра) при бурении эксплуатационных скважин позволил установить следующее. При общем объеме бурения, превышающем 28500м и количестве отработанных долот более 140, зафиксирован стабильный рост такого важного показателя, как рейсовая скорость в среднем на 20% по сравнению с серийно применяемыми (в тех же условиях) типами забойных двигателей: ЗТСШ1-195, ЗТСШ-195 ГЛ, А7ГТШ. Сравнительные характеристики показателей бурения названными турбобурами и ЗТСШ1-195 ВУМ даны на рис.4.

Аналогичные экспериментальные исследования были проведены и для случая разведочного бурения с отбором керна. Использование того же алгоритма расчета (2) позволило установить, что применительно к забойному двигателю КТД4С-172 эффект виброуспокоения колонкового долота в наилучшей степени реализуется при установке ВУМ в наддолотном варианте.

По результатам опытного бурения двух разведочных скважин (9 долблений) на Ершовом месторождении Мегионской нефтеразведочной экспедиции зафиксирован рост выноса керна до 82% при среднем его значении по

экспедиции 40-ь50%.

В данном случае полученный результат подтверждает обоснованность теоретических разработок, направленных на управление процессом взаимодействия породоразрушагощего инструмента с горной породой. Однако достигнутые при этом положительные практические результаты, связанные с использованием ВУМ, далеко не исчерпаны. Помимо названных динамических эффектов, ВУМ позволяет реализовать передачу информации с забоя скважины о частоте вращения вала забойного двигателя, что подтвердилось результатами дальнейших исследований.

Во второй главе произведен сравнительный анализ известных каналов связи с забоем в части помехозащищенности, уровня вносимых искажений и, как следствие, возможности приема информации с глубин до 3000м и более, а также изложены результаты исследований, посвященные анализу акустических свойств гидроканала бурящейся скважины и вала турбобура. Рассматривая волноводную систему линии нагнетания, как естественный канал связи с забоем, необходимо оцепить уровень вносимых им искажений.

Для решения поставленной задачи был вновь использован метод электромоделирования, позволивший представить гидроканал эквивалентной электрической линией с распределенными параметрами. Обоснованность

45 30 15 0

-"Л-;

а^няи.

]160-2020м

2020-2750м

б)

Рис.4. Показатели рейсовой скорости бурения (Ур) при использовании турбобуров различных типов а) долото 111-215,9 МЗ-ГВ; б) долото 111-215,9 С-ГН Г~Л - ЗТСШ-195; БЕЗ - ЗТСШ-195 ТЛ; ■ А7ГТШ; - ЗТСШ-195 ВУМ.

такого подхода была продиктована рядом обстоятельств. По всей длине бурильной колонны внутренний диаметр труб остается практически неизменным. Турбулентный режим течения промывочной жидкости делает ее акустические свойства квазиоднородными. Кроме того, волноводная система линии нагнетания относится к разряду "акустически узких", поскольку даже для килогерцового диапазона частот длина волны колебаний существенно (больше, чем на порядок) превосходит внутренний диаметр бурильных труб. Из этого следует, что в таком волноводе могут распространяться лишь плоские акустические волны, что сводит рассматриваемую задачу к одномерной. Однако результаты исследований, полученные с использованием системы линейных "телеграфных" уравнений для электрической линии, могут дать приемлемое совпадение теории с практикой лишь в случае выполнения целого ряда допущений. Так, по Г.Д. Розенбергу, И.А. Чарному и др., жидкость должна быть капельной и несжимаемой, режим ее течения - ламинарным, скорость в потоке - осредненной, а процесс ее движения - изотермическим.

С учетом сказанного были аналитически получены функции частотнозависимых коэффициентов амплитуды а{ол) и фазы колебаний ¡5{со) в гидроканале, приведенные к его длине (3), которые проиллюстрированы графиками по рис.5.

а{о) =

где а - скорость звука в жидкости, м/с;

1 Ю-4 .... .....

24,

/ к

\ 1 1

г! 1 4 - ■

2А ~

Яу 83

- диссипа-

0,2

0,4 0,6 а)

0,8

£ Гц

1,6 1,2 0,8 0,4

1

1«2

- и

1 ! 1 ! ' | | 1 : : 1

у ср

тивный фактор потерь энергии колебаний на внутренние трения (по И.А. Чарному), 1/с; где Л - коэффициент гидравлического сопротивления потерь напора на трение; 3 - гидравлический радиус сечения волновода, м; V - средняя скорость течения жидкости в волноводе, м/с.

Из рис.5 следует, что начиная с частот колебаний более 1 Гц коэффициент ОС практически не зависит от частоты, в то время как (5 - прямо ей пропорционален. Эта тенденция сохраняется и в случае искусственного увеличения параметра 2А (более, чем на порядок) в предположении, что режим течения жидкости будет турбулентным.

Названные условия характеризуют гидроканал, как волноводную систему с малым затуханием и практически полным отсутствием дисперсии фазовой скорости распространения акустических волн. Это обстоятельство дополнительно усиливается выполнением двойного неравенства <х\¡5«\ . Даже если принять, что в результате выполненных исследований установлена нижняя частотная граница уровня затухания в канале, го это не умаляет их научной и

0

100

200 б)

300

400 {, Гц

Рис.5. Частотнозависимые коэффициенты затухания (а) и фазы (б) кривая (1)- 2/1=0,53 с"'; кривая (2) - 1А =5,3 с"1.

практической значимости. Полученный результат позволяет по-новому взглянуть на проблему дальности передаваемой с забоя информации.

На следующем этапе теоретических исследований системы вала турбобура была рассмотрена модель, в которой со стороны долота располагался вал шпинделя, а на верхнем конце вала третьей секции была установлена ВУМ. При этом важным обстоятельством являлось то, что обе массы принимались как сосредоточенные и равные друг другу по абсолютному значению.

На рис.6 схематично изображена динамическая модель турбобура со встроенной ВУМ. вала позволила обеспечить новые положительные эффекты использования ВУМ, помимо отмеченных выше достоинств её динамического действия.

Как было отмечено ранее, осевые колебания долота передаются нижнему сечению вала и, распространяясь вдоль его оси, достигают верхнего его сечения. Аналогичная ситуация имеет место и в случае, когда на верхнем конце вала третьей секции турбобура установлена ВУМ. Здесь необходимо отметить, что конструктивно ВУМ представляет собой цилиндрическую втулку,

Роторная гайка

ВУМ

Корпус

Вал турбобура

_ Осевая опора

_ Вал шпинделя

Рис.6. Динамическая модель турбобура со встроенной ВУМ

Реализованная динамическая симметрии

установленную на верхний конец вала третьей секции вместо части демонтированных роторных и, соответственно, статорных турбинок. Общая длина ВУМ составила 3000 мм, а её наружный диаметр - 135 мм. Ширина кольцевого зазора между наружным диаметром ВУМ и внутренним диаметром корпуса - 9,5 мм.

В свете изложенного была поставлена и теоретически решена задача в ходе которой вал турбобура был рассмотрен как естественный промежуточный канал связи с забоем скважины при бурении.

При исследованиях применялся общеизвестный метод электродинамических аналогий, в соответствии с которым система "телеграфных" уравнений, описывающих режим работы длинной электрической линии, была заменена эквивалентной системой дифференциальных уравнений механических колебаний вала турбобура.

ди(х,0 д2и(х, 0 _. _ г + Ьу • — ,

дх д/ дг

(4)

_5

дх

дЩх,г)

д(

0 ; ЕБ д( '

где /) - временная функция силы, действующей в сечении вала с координатой X;

- временная функция смещения сечения стержня с координатой X от положения равновесия;

Г0 - потери на внутреннее трение, приведённые к единице длины; у - плотность стали;

У '^^ - гибкость единицы длины вала, как величина обратная жесткости сечения;

Сц - механическая проводимость единицы длины вала, обусловленная

остаточными деформациями (гистерезисом).

С их использованием для модели вала с потерями было получено уравнение, связывающее амплитуды колебаний долота и верхнего торца вала:

где У(0) и К(7) - комплексы скоростей колебаний долота и верхнего торца вала соответственно;

ции в стержне;

ОС - коэффициент затухания;

/? - коэффициент фазы колебаний;

- комплексное волновое сопротивление вала.

При анализе (5) было установлено, что верхний торец вала неизменно находится в режиме колебаний, несмотря на возможные варианты колебательного процесса в системе "долото-забой". Более того, модуль частотно-зависимой передаточной функции вала близок к 1 в широком диапазоне частот. Данный результат позволяет считать, что амплитуда колебаний долота на забое находится в полном соответствии с амплитудой колебаний верхнего сечения вала. Ещё раз подчеркнём, что такая ситуация стала возможной лишь благодаря реализованной симметрии конструкции вала, за счёт установки ВУМ на её валу.

Практически любой канал связи не свободен от естественного уровня помех, привносимых в него со стороны внешних воздействий. Суммируясь с информационными сигналами, помехи способны не только снизить вероятность выделения этих сигналов, но и существенным образом исказить само содержание информационного потока. К гидроканалу бурящейся скважины это

У(1) = Г(0) сКё1) -

«

(5)

£ = СИ + ЦЗ - комплексная постоянная распространения волны деформа-

имеет самое непосредственное отношение, поскольку в процессе работы он подвергается воздействию источников гидроакустических шумов как со стороны забоя, так и устья скважины одновременно.

В свете изложенного была поставлена задача по определению амплитудно-частотного состава помех в гидроканале. Для ее решения был выполнен цикл экспериментальных исследований в условиях реальной буровой установки. Fía разных этапах его проведения в состав наземного измерительного комплекса входили следующие основные блоки: первичный преобразователь (тснзодатчик давления ПДМТ-25), тензоусилитель "Топаз", бытовой кассетный магнитофон, самопишущий прибор "Endim" (Германия), усилитель-аттешоатор М-60Т (Германия), анализатор спектра частот "Брюль&Кьер (Дания), автономные источники питания, линии связи.

Первоначально датчик давления был установлен на "стояке" в месте расположения манометра давления, а сигнал от него посредством тензоусилителя регистрировался названным самописцем. В ходе опрессовки турбобура ЗТСШ1-195 ВУМ на устье скважины (запуск, режим устойчивого холостого хода, остановка) была зарегистрирована кривая изменения давления, в составе которой присутствует гармоника с частотой 1,0-1,1 Гц. Ее появление обусловлено неравномерностью подачи промывочной жидкости в скважину поршневым буровым насосом УНБ-600. Неизбежность присутствия этой частотной компоненты на фоне постоянной составляющей давления хорошо известна, даже не смотря на наличие пневмокомпенсаторов, которыми оснащены все без исключения буровые установки.

Наряду с одногерцовой составляющей шумов в гидроканале, в составе зарегистрированного сигнала отмечена еще одна - с частотой 4,4 Гц, что следует из рис.7. Ее появление также обусловлено работой бурового насоса, а точнее его клапанного механизма. Неизменность кинематической схемы насоса в сочетании с его синхронным электроприводом позволяет отнести данные помехи к числу регулярных.

На втором этапе того же цикла измерений самопишущий прибор был заменен магнитофоном. Целью такой замены стало расширение диапазона возможностей измерительного комплекса в области более высоких частот гидроакустических шумов в канале, а также повышение чувствительности по регистрации их амплитудного уровня.

при опрессовке турбобура ЗТСШ1-195 (ВУМ)

После соответствующей компьютерной обработки магнитной записи было подтверждено наличие в составе спектра шумов частот из диапазона 4,04,5 Гц. Более того, характер полученных временных реализаций показал, что в их составе присутствует гармоника с частотой 50-60 Гц, амплитуда которой убывает по экспоненциальному закону, что следует из рис.8. Последовательное срабатывание клапанов насоса приводит к возникновению в линии нагнетания череды переходных процессов, подобных по своему характеру переходным процессам в электрической цепи, содержащей индуктивность, емкость и активное сопротивление. Роль последних замещают: удельные масса, упругость и потери на внутреннее трение в реальной промывочной жидкости.

На последнем этапе данного цикла измерений был использован анализатор спектра частот, который позволил получить наиболее обобщенную

картину спектра гидроакустических шумов в линии нагнетания из диапазона 1,6-1000 Гц.

По результатам анализа полученной информации был сделан ряд важных практических выводов. Вновь подтвердился факт присутствия в общем составе спектра частоты ~4,0 Гц, амплитудный уровень которой — наибольший. Помимо нее выделяются такие группы центральных частот, как: 12,5; 63 и 90 Гц.

В ходе дальнейших измерений была изменена точка приема информации из гидроканала. Датчик давления был перенесен на вертлюг. В остальном методика и техника эксперимента осталась неизменной.

При этом было установлено, что частотный состав спектра шумов расширился. В нем появились компоненты с центральной частотой ~400 Гц при практически неизменной картине общей АЧХ предыдущего замера. Полученный результат позволяет сделать следующий вывод: турбобур, как сложная гидроакустическая система, является источником акустического шума, вводимого в гидроканал скважины со стороны забоя. Кроме того, общеизвестный факт демпфирования колебаний со стороны бурового шланга

приобрел вполне конкретнук количественную оценку. Анали зом тех же результатов из мерений было установлено, чт< помимо отмеченных вибро гасящих свойств, шланг обла дает еще и свойствами естес твенного резонатора. При не изменности средних значенш скорости звука в жидкосп (~1400м/с) и длины буровоп шланга (~17м), он способе] стать источником колебаний н; частотах 80-90 Гц за сче-возникшего параметрической резонанса. Именно эти, а такж1 названные выше частоты не изменно присутствуют в соста ве всех зарегистрированны:

По итогам данного этапа исследований было установлено, чт< составляющие 4,0; 63 и 90 Гц имеют устьевой характер происхождения, в т< время как гармоники 12,5 и 400 Гц - явно забойный. Данный факт бы; подтвержден результатами дальнейших исследований.

Говоря о центральной частоте 12,5 Гц, отметим ее особую роль. Причин; появления данной компоненты в общем составе спектра определяется гидроди намическими особенностями работы турбобура ЗТСШ за счет встроенной виб роуправляющей массы.

Р'10\Па

0,50

0,40 0,35 МО 0,25 0.20 0.15

г-У/

V 1

Г

2 3 4 5 8739ю' 2 Э 45676910' 2 3 4 5678910*

а)

Р10\Па

0.50

0,40 045 030 013 0Д> 0,15

2 3 4 5678910' 2 3 4 5 67 6310"' 2 3 4 5 678910' б)

Рис.9. Спектр гидроакустических шумов в линии нагнетания. Длина гидроканала -0м

а) точка приёма информации на стояке;

б) точка приёма информации на гусаке.

спектров, что следует из рис.9.

С целью выяснения всех аспектов данного вопроса были выполнены соответствующие теоретические исследования. Вновь, как и ранее, они осуществлялись при допущениях, касающихся свойств промывочной жидкости и режима ее течения в кольцевом зазоре, образованным наружным диаметром ВУМ и внутренним диаметром корпуса названного турбобура. В такой постановке рассматриваемая задача о соосном вращении двух цилиндров относится к числу не многих задач гидродинамики, решение которой может быть получено в замкнутом виде.

По результатам теоретических исследований установлено, что вращение ВУМ приводит к изменению величины гидравлического сопротивления в кольцевом зазоре за счет закручивания в нем потока промывочной жидкости. Таким образом, вращающаяся ВУМ является естественным источником информации о частоте вращения вала турбобура, что автоматически исключает необходимость установки на его валу специальных устройств, подобных гидротурботахометру.

Данный эффект имеет место даже в таком идеализированном варианте, как соосиое вращение ВУМ в корпусе. В то же время, в реальных условиях бурения это условие не выполняется по ряду причин. Естественный дисбаланс системы вала, радиальный люфт резинометаллических опор и их упругость приводят к появлению эксцентриситета вращения ВУМ и, как следствие, ее прецессии. Последнее обстоятельство приобретает решающую роль в части усиления эффекта модуляции потока в зазоре, а значит и к вариациям давления в линии нагнетания. Очевидно, что частота названной модуляции будет равна частоте вращения вала турбобура. Так, для забойного двигателя ЗТСШ1-195 при расходе промывочной жидкости <2=0,032 м3/с она составит 800-900об/мин, что будет эквивалентно средней частоте 14 Гц. Именно это значение принадлежит диапазону соседних (12,5-16 Гц) частот всех зарегистрированных в ходе эксперимента спектров. Полученный результат свидетельствует о том,

что данная составляющая является несомненно информативной и на ряду с гармоникой 400 Гц относится к категории забойных.

На последнем этапе данного цикла были выполнены измерения, целью которых стало определение степени затухания выделенных центральных частот спектров по мере углубления скважины, т.е. увеличения длины гидроканала.

Методика эксперимента состояла в следующем. Через каждые 100м навинченной трубы в процессе спуска инструмента, осуществляется запуск турбобура, после чего производилась регистрация АЧХ гидроакустических шумов в линии нагнетания. Эксперимент проводился в два этапа. На первом - в качестве акустической среды, заполняющей волновод (гидроканал) использовалась техническая вода (цикл №1), на втором (цикл №2) -промывочная жидкость с параметрами: плотностью 1070-1100 кг/мэ и условной вязкостью 21с (по СПВ-5). При эгом амплитудный уровень центральных частот фиксировался с помощью наземного измерительного комплекса.

По результатам измерений, представленных на рис. 10-14 было установлено, что для частот 4,0; 12,5; 63 и 400 Гц увеличение длины гидроканала сопровождается волнообразной (в большей или меньшей степени) природой изменения их амплитудных уровней. Однако общий тренд снижения данных функций не отмечен. Если для групп частот 4,0 и 63 Гц, имеющих устьевой характер происхождения, это вполне закономерно, то для составляющей 12,5 Гц данный факт имеет принципиальное значение. Рассматривая эту компоненту спектра, как информационную, можно констатировать, что отсутствие заметного уменьшения её амплитуды с ростом глубины скважины, свидетельствует о малом уровне затухания информационных сигналов в названной области частот. Вопреки сложившемуся мнению о том, что передача забойной информации по гидравлическому каналу связи возможна лишь в области инфранизких (менее 1 Гц) частот, полученные экспериментальные результаты свидетельствуют об обратном.

0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15

1 5, Па

с 1 / \ч

Ч ^

200

400 а)

600

800 ь,м

0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15

1 )5, Па

Г" ~ - -Г 1

- . ш ]

200

400

600

800

б)

Рис.10. Зависимость амплитудного уровня центральных частот от глубины (длины гидроканала)

а) частота 4,0 Гц; б) частота 12,5 Гц.

■цикл№1; -а—-о- цикл №2.

0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15

г >5, Па

]

р——о-с

200

400

а)

600

800 ь,м

200

400

600

800 ь,м

б)

Рис. 11. Зависимость амплитудного уровня центральных частот от глубины (длины гидроканала)

а) частота 63 Гц; б) частота 400 Гц.

1 цикл№1; "0""""0"цикл №2.

I— Р-105,Па

0,50 — 0,45

0,40 — 0,35

0,25

0,20-------

0,15

1000 1200 1400 1600 1800 2000 /-, м

б)

Рис. 12. Зависимость амплитудного уровня центральных частот от глубины (длины гидроканала)

а) 4,0 Гц;

б) 12,5 Гц.

Р-105 0,50

0,45

0,40

0,35

0,30

0,25

0,20

0,15

Да

1000 1200 1400 1600

а)

0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15

1800

2000 I, м

1 ,Па

о-- ►----- >—" -о- ■ -—1

1000 1200 1400 1600

б)

1800

2000 I. м

Рис. 13. Зависимость амплитудного уровня центральных частот от глубины (длины гидроканала)

а) 63 Гц;

б) 400 Гц.

Рис.14. Зависимость амплитудного уровня составляющей помех (400 Гц) в гидроканале скважины от глубины.

Более того, они имеют место как для случая использования технической воды в качестве промывочной жидкости, так и бурового раствора.

Наиболее показательной в части затухания амплитуды пульсации давления оказалась составляющая спектров - 400 Гц. Её убывание с ростом глубины происходит по явно экспоненциальному закону, что полностью вписывается в общепризнанные на сегодня представления.

Это позволяет считать, что более низкочастотные гармоники хотя и будут затухать, но в значительно меньшей степени. Полученный результат лишний раз подтверждает тот факт, что информационная пропускная способность гидроканала, как средства связи с забоем, не ограничивается областью традиционно принятых к практическому использованию инфранизких частот колебаний.

В свою очередь передача информации с забоя в области условно высоких (~400Гц) частот и её уверенный приём на устье должны осуществляться с учетом амплитудного уровня естественного "турбулентного шума" в гидроканале, который, как показали выполненные экспериментальные исследования, составляет (0,20-0,25)-105 Па.

В третьей главе приводятся результаты исследований, касающихся объединения механического канала связи (вала турбобура) и гидроканала бурящейся скважины, которые в совокупности образуют обобщенный МГ канал, схематично изображённый на рис.15. Важным этапом такого объеди-' нения является их сопряжение друг с другом.

Общеизвестно, что верхний конец вала третьей секции турбобура заканчивается роторной гайкой, которая стягивает систему его роторных турбинок. Имея боковую коническую поверхность и малый торцевой диаметр (60 мм) по сравнению с внутренним диаметром корпуса турбобура (139 мм) того же сечения, она не способна (в должной мере) обеспечить ввод в гидроканал информации об осевых колебаниях долота, передаваемых ею

Забой

Рис.15. Механико-гидравлический канал связи с забоем скважины (схематично) 1 - шарошечное долото; 2 - вал турбобура; 3 - его корпус; 4 - узел ввода информации в гидроканат (модулирующее устройство); 5 - гидроканал скважины; 6 - датчик приёма информации на устье;

7 - измерительный комплекс. Для простоты изображения не указаны: статорные и роторные турбинки; радиальные опоры, а также вал шпинделя и виброуправляющая масса ВУМ.

жидкости линии нагнетания посредством вала. Данная проблема была решена за счет установки на роторную гайку специального устройства — забойного модулятора, являющегося одновременно и узлом сопряжения каналов.

В базовом варианте (A.c. №1452961) оно представляет собой плоский круглый стальной диск 0121мм, располагающийся в потоке промывочной жидкости перпендикулярно продольной оси вала. Ширина кольцевого зазора между внутренним диаметром корпуса и диаметром диска устройства составила 9 мм. При этом общая его площадь была равна площади проходного сечения УБТ, имеющей наименьший внутренний диаметр из стандартных трубных элементов системы нагнетания промывочной жидкости в скважину. Названные особенности

конструкции и расположения модулирующего устройства в набегающем потоке позволили существенно (~ в 16 раз) увеличить излучаемую акустическую мощность сигнала, вводимого в гидроканал с забоя, за счет возникшего поршневого эффекта.

Жесткая механическая связь диска и роторной гайки была реализована посредством использования стандартной полумуфты, к которой диск был приварен с соблюдением условий соосности. Имея аналогичную внутреннюю

коническую поверхность и шлицевые канавки полумуфта обеспечила плотны контакт всего устройства с верхним концом вала как в осевом, так и радиальном направлениях. Более того, дополнительное его усилени произошло за счёт скоростного потока промывочной жидкост: воздействующего на плоскую поверхность диска.

Помимо базовой модели названного устройства сопряжения капало связи, были изготовлены и испытаны варианты с иной формой излучающе поверхности. Это было продиктовано необходимостью ввода в гидрокана дополнительной информации о частоте вращения вала турбобура. Очевидш что соосное вращение плоского круглого диска в цилиндрической трубе н способно вызвать кинематического возмущения жидкости, которая его запо; няет, а значит не может стать источником информации о частоте его вращения

Для решения задачи были изготовлены и испытаны следующие форм) поверхностей: наклонная (~10°), дипольная и монопольная. Для двух последни она представляла собой плоский круглый стальной диск того же диаметр (121мм), на поверхности которого размещались либо два, либо один круглы стальной шар 050мм, поверхности вращения которых представляли собой тор кольцо.

Совокупное вращение ВУМ и излучателей позволило одновременн обеспечить ввод в гидроканал информации как о частоте вращения вала турбс бура, так и частоте осевых механических колебаний связанного с ним долот; Отсутствие любого из названных устройств в существенной мере снизит т формативное содержание спектра гидроакустических сигналов, реп стрируемых на поверхности.

По результатам анализа более чем 80-ти спектров гидроакустически шумов, зарегистрированных в ходе бурения экспериментальной скважины 46' куст 17, Средне- Асомкинского месторождения, был установлен ря практически важных результатов. Вариации веса инструмента на крюке по пс казаниям ГИВа находятся в прямой зависимости с частотным составо.

РМ'.ГТа 0,50

0,43 0,40 0,35 0,30 0,?5 ОДО 0,15

Й

2 3 4 5 в 7 8910 2 3 4 5 678910 2 3 4 5 67ВЭ10

а)

Р'105,Па 0,50

Ш

м

спектров в области "грунтовых" колебаний долота и механической скоростью бурения. Дополнительно этот факт был подтвержден в двух предельных режимах работы турбобура ЗТСШ1-195 ВУМ - режиме холостого хода и тормоза, что следует из рис.16.

При неизменности веса инструмента, поддерживаемого ТЭП-4500, были неоднократно зафиксированы моменты перехода долота в пропластки различной твердости (см. рис.17). В то же время было установлено, что высокий уровень гидравлических помех, создаваемых работой наземного оборудования, не позволяет в должной мере контролировать изменение частоты вращения вала по • мере загрузки турбобура в широких пределах. Это становится возможным лишь в области малых осевых нагрузок на долото, когда бурение идет "с навеса".

Помехи той же гидравлической природы не позволили в явном виде зафиксировать изменения спектров в области "зубцовых" частот колебаний цолота, в то время как роль последней более чем значима. Для всех типов шарошечных долот с фрезерованными зубцами амплитуда этих колебаний гссет в себе информацию о степени износа вооружения и может служить сигналом о необходимости подъема инструмента.

2 Э 4 6676910 2 3 4 5078910 б)

2 3 4 567В910'

Рис.16. Спектр гидроакустических шумов в лиши нагнетании

а) Режим тормоза турбобура.

б) Режим холостого хода. Глубина скважины 1470 м;

ЕЗЗ - уровень турбулентного шума.

Тем не менее, возникши сложности не должны рассматри ваться как серьезный факт потер] информации. Все три частотны группы колебаний долота тес нейшим образом взаимосвязаны поскольку задаются его конст рукгивными и рабочими пара метрами: количеством шарошек передаточным числом долотг количеством ударных зубцов, также частотой вращения вал турбобура. Кроме того, отметив что задача по снижению ампли тудного уровня гидроакустиче ских шумов из диапазонов 2^8 1 более 50 Гц технически вполн решаема. В ее основе лежит явле ние подавления акустических по мех с помощью резонатор Гельмгольца. Применительно одногерцовой составляющей пульсаций давления в гидроканале это успешт реализуется с помощью общеизвестных пневмокомпенсаторов.

Цикл выполненных экспериментальных исследований подтвердил н только техническую реализуемость МГ канала связи, но и возможность ел использования при бурении до глубин 3000м и более. Полученный результа свидетельствует о принципиальной возможности создания замкнутой системь управления процессом турбинного бурения скважин. Для ее реализации имеют ся все необходимые базовые звенья. Объект управления — система "долото -

Р105,Па »¿а

о,л)

0,35 0,30 0,25 0,20 0,15

3 4 567Э9101 2 3 45 678910* 7 3 4 5578910*

а)

РЮ5,Па 0,50

0,40 0,35

и,зи

Л

И.

1 2 3 45878910* 2 3 4 56789102 2 3 4 6878910' 6)

Рис.17. Спектр гидроакустических шумов в линии нагнетания (начало долбления) а) Режим бурения, б) То же, через 30 секунд. Глубина скважины 2250 м; показания ГИВ - 12,6-104 ГГ. Долото МЗ-ГВ-З (215,9). Е223 - уровень турбулентного шума.

забой", она же источник информации о режиме динамического взаимодействия породоразрушающего инструмента с горной породой. Управляющее воздействие - вес инструмента на крюке и давление промывочной жидкости в линии нагнетания скважины. И, МГ канал, осуществляющий передачу информации обратной связи на устье. Принятая на поверхности, она будет использована как для оперативной корректировки режима бурения, так и своевременного определения момента подъема долота.

В четвертой главе рассматриваются перспективы реализации замкнутой системы управления процессом турбинного бурения скважин.

ВЫВОДЫ

1. Решающая роль в создании динамической составляющей силы долота

в зависимости от частотного диапазона механических колебаний принадлежит либо валу турбобура с долотом, либо его корпусу с выше расположенной компоновкой бурильного инструмента, что связано с относительной динамической автономностью вала турбобура, имеющего резинометаллическую опору в узле шпинделя.

2. Установка виброуправляющей массы (ВУМ) на верхнем конце вала турбобура с резинометаллической осевой опорой приводит к увеличению входного механического импеданса системы «долото-вал турбобура» в области «долотных», «грунтовых» и «зубцовых» частот его колебаний, что сопровождается не только ростом но и одновременным виброуспокоением долота. Более того, использование ВУМ обеспечивает как стабилизацию частоты вращения вала забойного двигателя, так и увеличение его "приемистости" к вариациям осевой нагрузки на долото благодаря возросшему моменту инерции.

3. Практическое использование модернизированного турбобура ЗТСШ1-

195 с ВУМ отмечено ростом таких основных показателей процесса бурения, как механической скорости проходки на долото по сравнению с серийно применяемыми (на тех же площадях) типами забойных двигателей: ЗТСШ1-195, ЗГСШ1-195ТЛ и А7ГТШ в интервалах глубин 460-2750 м. Увеличение рейсовой скорости бурения с использованием ЗТСШ1-195 ВУМ составляет в среднем 20%.

4. Вопреки сложившемуся мнению о том, что гидроканал является надежным средством связи с забоем лишь в области инфранизкого диапазона частот колебаний (1 Гц и менее), экспериментально установлено, что этот диапазон существенно выше. Достоверный прием информации с забоя на частотах колебаний 12-16 Гц и выше был реализован для глубин до 3000м.

5. Механико-гидравлический канал связи, объединяющий в себе вал забойного двигателя (турбобура), как промежуточный механический канал с минимальным уровнем затухания и искажений, и гидроканал скважины, обеспечивает передачу информации на устье о таких забойных параметрах как: частоте вращения долота и его шарошек, амплитуде осевых колебаний породоразрушающего инструмента и твёрдости разбуриваемых горных пород.

6. МГ канал связи является звеном обратной связи перспективной замкнутой системы управления процессом турбинного бурения.

ЛИТЕРАТУРА

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах: 1. Демьянов В.Н., Хромов О.В., Шлык Ю. Способ регистрации забойных параметров на устье скважины // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири: Тезисы докладов республ. межвузовской конф.

студентов, аспирантов и молодых учёных (18-19 апреля 1979). — Тюмень, 1979. - С.26.

2. Демьянов В.Н., Михеев А.Д., Шлык Ю.К. Разработка прибора для регистрации металлических частиц в буровом растворе // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири: Тезисы докладов республ. межвузовской конф. студентов, аспирантов и молодых учёных (18-19 апреля 1979). - Тюмень, 1979, - С.27.

3. Легкосплавные утяжелённые бурильные трубы - новый технологический резерв повышения производительности буровых работ / Гуреев И.Л., Копылов В.Е., Герман О.И., Шлык Ю.К. и др. // Проблемы нефти и газа Тюмени: Науч.-технич. сб. - Тюмень, 1980. - Вып.45. - С.20-21.

4. Гуреев И.Л., Шлык Ю.К. О возможности использования вибромощности для управления процессом бурения // Проблемы нефти и газа Тюмени: Науч.-технич. сб. - Тюмень, 1980. Вып.47. - С.34-36.

5. Гуреев И.Л., Герман О.И., Шлык Ю.К. Специальная динамически мягкая компоновка бурильной колонны. - Тюмень, 1980. ЦНТИ, №117. - 0,25 п.л.

6. Гуреев И.Л., Кульчицский В.В., Шлык Ю.К. Способ бурения с применением двойных винтовых калибраторов 5КС-215.9. - Тюмень, 1980. ЦНТИ, №157.- 0,11 п.л.

7. Гуреев И.Л., Шлык Ю.К., Кульчицский В.В. К теории динамического действия надцолотных маховиков // Проблемы нефти и газа Тюмени: Науч.-технич. сб. - Тюмень, 1981. - Вып.52. - С.33-35.

8. Шлык Ю.К. Влияние жёсткости осевой опоры на динамику работы вала турбобура // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов I зональной науч.-технич.конференции студентов, аспирантов, молодых учёных (19-21 мая 1981).-Тюмень, 1981.-С.37.

9. A.c. 866151 СССР, Е21В 47/212. Способ приёма информации с забоя по гидравлической линии связи / Ю.К. Шлык, Э.Е. Лукьянов, P.A. Ракша. Опубл. 23.09.81. Бюл. №35.

10. A.c. 832076 СССР, E21B 45/00. Устройство для контроля забойны параметров / В.Е. Копылов, И.Л. Гуреев, Ю.К. Шлык и др. Опубл. 23.05.8 Бюл. №19.

11. Маховик, встроенный в турбобур и забойный двигатель КТД / Шлык Ю.К Гуреев ИЛ., Соловьёв В.А. и др. - Тюмень, 1982. ЦНТИ, №191. - 0,25 п.л.

12. Шлык Ю.К. Управление механическим импедансом вала забойны двигателей присоединёнными элементами // Проблемы освоения Западн< Сибирского топливно-энергетического комплекса: Тезисы докладов республиканской науч.-технич. конф. - Уфа, 1982. - С.100.

13. Гуреев И.Л., Шлык Ю.К. К частотному распределению динамическс мощности продольных вибраций бурильного инструмента // Проблем нефти и газа Тюмени: Науч.-технич. сб. - Тюмень, 1982. - Вып.53. - С.2! 30.

14. Шлык Ю.К. Собственные колебания вала турбобура в среде сопротивлением // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы док Всесоюзной науч.-технич. конф. (16-18 апреля 1985г.). - Тюмень, 198 С.120-121.

15. Управление динамикой бурильной колонны: Учебное пособие / Копыле

B.Е., Черемных А.Г., Шлык Ю.К. и др. - Тюмень: ТГУ, 1985. - 119с.

16. A.c. 1373007 СССР, МКИ Е21В 4/02. Секционный турбобур / Ю.К. Шлы Б.А. Соловьёв. Опубл. 1988. Бюл. №5.

17. Шлык Ю.К., Соловьёв Б.А. Роль динамики долота при отборе кер! керноприёмным турбодолотом // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1987. - №7.

C. 17-23.

18. Шлык Ю.К. Динамика вала секционного турбобура // Изв. вузов. Нефть газ. - 1988. - №6. - С.27-31.

19. A.c. 1452961 СССР, Е21В 47/12. Устройство модуляции параметров гидравлическом канале связи / Ю.К. Шлык. Опубл. 23.01.89. Бюл. №3.

20. Шлык Ю.К. Механико-гидравлический канал связи с забоем скважины щ

турбинном бурении // Новые технологии в газовой промышленности: Тезисы докладов конф. молодых учёных, спец. и студентов по пробл. газовой пром-ти России (26-28 сентября 1995г.). - М.,1995. - С.69-70.

21. Шлык Ю.К. Результаты исследований по возбуждению акустических колебаний в гидроканале скважины // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов международной науч.-технич. конф. (21-23 мая 1996). -Тюмень, 1996. - Т.1. - С.141.

22. Шлык Ю.К. Акустические свойства гидроканала бурящейся скважины // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов международной науч.-технич. конф. (21-23 мая 1996). - Тюмень, 1996. - Т.1. - С.143.

23. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Специфика развития волнового процесса в акустически «узкой» трубе // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1997. - №2. - С.108-110.

24. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Акустические характеристики гидроканала скважины при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1998. - №1. - С.45-48.

25. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Буровые насосы, как источник гидравлических помех //Изв. вузов. Нефть и газ. - 1998. - №2. - С.26-31.

26. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Датчик частоты вращения вала турбобура // Проблемы нефтегазового комплекса России: тезисы докладов науч.-технич. конф. (13-15 мая 1998). - Уфа. - 1998,- С.220-221.

27. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Виброгасящие свойства бурового шланга // Проблемы нефтегазового комплекса России: тезисы докладов науч.-технич. конф. (13-15 мая 1998). - Уфа, 1998. -С.35.

28. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Гидродинамические особенности работы турбобура ЗТСШ1-195 с виброуправляющей массой // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1998. - №3. - С.50-55.

29. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Амплитудно-частотная характеристика помех гидроканала скважины //Изв.вузов. Нефть и газ. - 1998. - №4. - С.60-62.

30. Пат. 2119582 РФ, МКИ Е21В 47/12. Беспроводный канал связи с забоем скважины при турбинном бурении / Ю.К. Шлык. Опубл. 27.09.98. Бюл.№27.

31. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р., Санников Р.Х. Механико-гидравлический канал связи с забоем при турбинном бурении скважин. - Тюмень: Вектор Бук, 1999. -200с.

1. ВВЕДЕНИЕ.

2. РОЛЬ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН.

2.1. Причины возникновения вынужденных колебаний бурильного инструмента и их частотный состав.

2.2. Влияние колебательных процессов в компоновке на эффективность бурения скважин.

2.3. Моделирование колебательной системы бурильной колонны.

2.4. Моделирование колебательной системы турбобура.

2.5. Механический импеданс вала забойного двигателя и его регулирование с помощью сосредоточенных элементов.

2.6. Результаты промысловых испытаний турбобура ЗТСШ1-195 со встроенной виброуправляющей массой (ВУМ).

2.7. Выводы.

3. АКУСТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КАНАЛОВ СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ.

3.1. Классификация каналов связи с забоем.

3.2. Моделирование гидроканала скважины.

3.3. Моделирование вала шпиндельного турбобура, как промежуточного механического канала связи с забоем.

3.4. Гидродинамические особенности работы турбобура ЗТСШ1 со встроенной ВУМ.

3.5. Амплитудно-частотная характеристика помех гидроканала скважины.

3.6. Выводы.

Актуальность проблемы. Бурение глубоких скважин на нефть и газ является сложным многофакторным процессом. Наряду с такими традиционными вопросами буровой науки, как совершенствование технологии ведения буровых работ, повышение качества промывки и разобщения пластов, улучшение прочностных свойств породоразрушающего инструмента и трубных элементов компоновки, создание высокомоментных и экономичных забойных двигателей и т.д., вопросы, связанные с ролью динамических процессов в бурении, приобретают в последние десятилетия всё большую значимость среди широкого круга производственников и учёных.

По общему мнению на сегодня, механические колебания, возникающие в системе "бурильный инструмент - забой", способны существенным образом как ухудшить показатели проходки ствола, так и интенсифицировать процесс бурения скважин. Более того, амплитудно-частотный состав этих колебаний чрезвычайно информативен. По результатам большого числа исследований, выполненных как у нас в стране, так и за рубежом, установлено, что в составе спектров частот этих колебаний содержится информация о таких важных технико-технологических параметрах забойного процесса, как частоте вращения долота и его шарошек, износе опор и вооружения, величине динамической составляющей силы долота, вращающем моменте забойного двигателя, твёрдости разбуриваемых горных пород и многих других.

Передача на устье даже части указанной информации будет считаться серьёзным достижением по проблеме реализации замкнутой системы управления процессом турбинного бурения скважин. Она позволит обеспечить не только оперативный контроль над ходом забойного процесса, но и произвести своевременную его корректировку. Исследование механических колебаний системы "вал турбобура - долото" важны для решения проблемы полезного их использования.

В свете изложенного отметим, что задача, связанная с улучшением 5 характеристик турбобуров и передачей забойной информации на устье скважины в процессе бурения, приобретает особую значимость. В свою очередь её решение неразрывно связано с реализацией надёжного канала связи, что делает исследования по этой многоплановой проблеме несомненно актуальными как с теоретической, так и практической точек зрения.

Цель работы. Целью данной работы является разработка комплекса мер, обеспечивающих улучшение характеристик турбобура и регулирование динамических процессов в системе "долото - забой" с последующей передачей информации об этих процессах на устье скважины по механико-гидравлическому (МГ) каналу связи.

Основные задачи исследования:

1) Исследование физико-математической модели, объединяющей шпиндельный турбобур и бурильную колонну с целью улучшения характеристик турбобура.

2) Теоретическое обоснование и практическая реализация способа управления входным механическим импедансом долота с помощью сосредоточенных масс, дополнительно установленных на валу забойного двигателя.

3) Теоретическое и экспериментальное исследование акустических свойств вала шпиндельного турбобура и гидроканала бурящейся скважины, как волноводных систем.

4) Практическая реализация МГ канала связи по передаче на устье информации о частоте вращения и динамике взаимодействия долота с забоем.

Научная новизна.

1) Теоретически доказана и экспериментальна подтверждена динамическая автономность вала турбобуров типа ЗТСШ-195, имеющих резинометаллическую осевую опору в узле шпинделя, а также получено обобщённое уравнение динамической 6 составляющей силы воздействия долота на забой.

2) Теоретически доказано, что установка на вал турбобура дополнительной виброуправляющей массы (ВУМ) приводит к увеличению его входного механического импеданса на всех основных группах частот колебаний долота: "долотных", "грунтовых" и "зубцовых"; предложен алгоритм расчёта частотно-зависимого входного импеданса вала, который применим для любых типов забойных двигателей.

3) Экспериментальными исследованиями, выполненными в реальных условиях бурения, определён состав частотного спектра естественных гидроакустических шумов в линии нагнетания промывочной жидкости в диапазоне 1,6-500 Гц, который позволил установить, что полоса частот 10-40Гц характеризуется наименьшим амплитудным уровнем названных шумов (помех), а значит является "окном" по передаче информации с забоя скважины по гидравлическому каналу связи.

4) Теоретически доказано и экспериментально подтверждено, что осевые механические колебания, возникающие в системе "долото-забой", посредством вала турбобура, как промежуточного механического канала связи, без искажений вводятся в гидроканал с помощью устройства их сопряжения и передаются на устье с последующей регистрацией этих колебаний в виде пульсаций давления в линии нагнетания.

Новизна выполненных исследований подтверждается двумя авторскими свидетельствами СССР и одним патентом на изобретение РФ.

Практическая ценность. Теоретически обоснованный вариант модернизации конструкции турбобура типа ЗТСШ, предполагающий установку на его валу дополнительной ВУМ и модулирующего устройства, согласующего волноводные системы вала и гидроканала скважины, позволил решить ряд 7 практических задач в бурении:

1) Дополнительный момент инерции вращения вала автоматически реализовал главные положительные аспекты динамического действия устройства, известного в практике бурения как "маховик": стабилизацию частоты вращения вала и "приемистость" турбобура к вариациям осевой нагрузки на долото.

2) Возросшая динамическая жёсткость (входной механический импеданс) вала забойного двигателя обеспечила не только рост динамической составляющей силы воздействия долота на забой, но и снижение уровня амплитуды его механических колебаний на всех основных частотных группах, обеспечив тем самым эффект виброуспокоения породоразрушающего инструмента, что нашло свое отражение в росте механической скорости бурения и проходки на долото.

3) Неизбежная прецессия вращающейся ВУМ реализовала эффект модуляции потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре, образованном наружным диаметром ВУМ и внутренним диаметром корпуса турбобура; в дополнение ко всем выше названным положительным эффектам ее использования, ВУМ стала еще и естественным источником информации о частоте вращения вала забойного двигателя.

4) Посредством использования МГ канала связи осуществляется передача информации о частоте вращения шарошек долота, твёрдости разбуриваемых горных пород и характере динамического взаимодействия долота с забоем.

Реализация работы в промышленности. На вал серийного турбобура ЗТСШ1-195 была установлена ВУМ, представляющая собой стальную втулку диаметром 135 мм и общей длиной 2000 мм (в последнем варианте конструкции 3000 мм). ВУМ устанавливалась на верхний конец вала третьей 8 секции вместо части демонтированных роторных и статорных турбинок названного турбобура. В остальном его конструкция не изменилась. В то же время, на роторную гайку третьей секции было дополнительно установлено модулирующее устройство. С его помощью продольные механические колебания долота, передаваясь через вал турбобура, вводились в гидроканал, и, трансформируясь в пульсации давления, регистрировались на устье скважины.

По результатам выполненных исследований было установлено:

1) Сопоставление средних показателей бурения при использовании экспериментального турбобура по сравнению с серийно применяемыми забойными двигателями, такими как: ЗТСШ1-195, ЗТСШ-195 ТЛ и А7ГТШ дают увеличение рейсовой скорости в среднем на 20%.

2) По результатам многочисленных наземных измерений спектров гидроакустических сигналов, принимаемых с забоя скважины в различных условиях бурения, установлено, что наиболее информативными (в условиях проводимого эксперимента) являются "грунтовые" (-25 Гц) частоты колебаний долота. Именно по изменению амплитудного уровня регистрируемых сигналов из диапазона 10-40 Гц можно в полной мере судить о характере динамического взаимодействия трехшарошечного долота с забоем.

Апробация работы. Основные положения выполненных исследований докладывались на следующих научно-технических конференциях, семинарах, заседаниях и совещаниях:

1) Республиканской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых: "Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири" (г. Тюмень, 1979).

2) Первой зональной научно-технической конференции аспирантов и молодых ученых: "Нефть и газ Западной Сибири" (г. Тюмень, 9

1981).

3) Первой республиканской научно-технической конференции: "Проблемы освоения Западно-Сибирского ТЭК" (г. Уфа, 1982).

4) Семинаре лаборатории разрушения горных пород ВНИИБТ (проф. Эйгелес P.M., г. Москва, 1982).

5) Всесоюзной научно-технической конференции: "Нефть и газ Западной Сибири" (г. Тюмень, 1985).

6) Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов: "Новые технологии в газовой промышленности" (г. Москва, 1995).

7) Международной научно-технической конференции: "Нефть и газ Западной Сибири" (г.Тюмень, 1996).

8) Заседании кафедры бурения УГНТУ по итогам первого года докторантуры (г. Уфа, 1996).

9) Расширенном семинаре кафедры бурения УГНТУ по итогам второго года докторантуры (г. Уфа, 1997).

10) Всероссийской научно-технической конференции: "Проблемы нефтегазового комплекса России" (г. Уфа, 1998).

11) Расширенном заседании кафедры бурения УГНТУ (г. Уфа, 1999).

12) Расширенном заседании кафедры электроэнергетики ТюмГНГУ (г.Тюмень, 1999).

13) Техническом совещании нефтеюганского УБР (г.Нефтеюганск, 1999).

По итогам всероссийской конференции " Новые технологии в газовой промышленности" (г. Москва, 1995) по секции "Разработка месторождений природных газов" автор получил диплом лауреата.

Публикации. Основные результаты диссертационной работы изложены в 31 печатной работе, в том числе одной монографии, одном учебном пособии, двух авторских свидетельств на изобретение СССР и одном патенте на

10 изобретение РФ.

В заключении автор выражает глубокую благодарность научному консультанту - член-корр. АН республики Башкортостан, д.т.н., профессору М.Р. Мавлютову, к.т.н. доценту Р.Х. Санникову, коллективам кафедр бурения ТюмГНГУ и УГНТУ, а также бакалаврам техники и технологии по направлению "Автоматизация и управление" Д.П. Данилюку, A.B. Жукову, C.B. Козлову и B.C. Половникову за помощь в подготовке данной работы.

11

6. ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1) Решающая роль в создании динамической составляющей силы долота в зависимости от частотного диапазона механических колебаний принадлежит либо валу турбобура с долотом, либо его корпусу с выше расположенной компоновкой бурильного инструмента, что связано с относительной динамической автономностью вала турбобура, имеющего резинометаллическую опору в узле шпинделя.

2) Установка виброуправляющей массы (ВУМ) на верхнем конце вала турбобура с резинометаллической осевой опорой приводит к увеличению входного механического импеданса системы «долото-вал турбобура» в области «долотных», «грунтовых» и «зубцовых» частот его колебаний, что сопровождается не только ростом но и одновременным виброуспокоением долота. Более того, использование ВУМ обеспечивает как стабилизацию частоты вращения вала забойного двигателя, так и увеличение его "приемистости" к вариациям осевой нагрузки на долото благодаря возросшему моменту инерции.

3) Практическое использование модернизированного турбобура ЗТСШ1-195 с ВУМ отмечено ростом таких основных показателей процесса бурения, как механической скорости проходки на долото по сравнению с серийно применяемыми (на тех же площадях) типами забойных двигателей: ЗТСШ-195, ЗТСШ-195ТЛ и А7ГТШ в интервалах глубин 460-2750 м. Увеличение рейсовой скорости бурения с использованием ЗТСШ1-195 ВУМ составляет в среднем 20%.

206 диапазона частот колебаний (1 Гц и менее), экспериментально установлено, что этот диапазон существенно выше. Достоверный прием информации с забоя на частотах колебаний 12-16 Гц и выше был реализован для глубин до 3000м.

5) Механико-гидравлический канал связи, объединяющий в себе вал забойного двигателя (турбобура), как промежуточный механический канал с минимальным уровнем затухания и искажений, и гидроканал скважины, обеспечивает передачу информации на устье о таких забойных параметрах как: частоте вращения долота и его шарошек, амплитуде осевых колебаний породоразрушающего инструмента и твёрдости разбуриваемых горных пород.

6) МГ канал связи является звеном обратной связи перспективной замкнутой системы управления процессом турбинного бурения.

207

1. Акустические колебания бурильной колонны на устье скважины / Гуреев И.Л., Копылов В.Е., Стрекачинский В.А. и др. // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: сб. науч. тр. - Тюмень, 1972. - Вып. 13. -С.20-23.

2. Авдеев С.А., Крацклис П.В., Крацклис JI.A. Расчёт распространения акустических колебаний породоразрушающего инструмента по колонне бурильных труб // Пути повышения эффективности алмазного бурения. -JI. 1986. - С.71-74.

3. Анализ каналов связи с забоем скважины с целью повышения эффективности использования элементов КНБК / Е.И. Ишемгужин, В.В. Шайдаков, В.У. Ямалиев и др. // Соврем, пробл. буровой и нефтепромысловой механики: сб. науч. тр. Уфа, 1989. С.68-77.

4. Араманович И.Г., Левин В.И. Уравнения математической физики. М.: Наука, 1969.-288с.

5. Армянинов Г.Ф., Кулябин Г.А. Влияние резонансных явлений в бурильной колонне на работу долота // Технология бурения скважин в Западной Сибири. Тюмень, 1976. - Вып.54. - С.5-13.

6. A.c. 1154454 СССР, МКИ Е21В 47/12. Способ модуляции шума в бурильной колонне при турбинном бурении скважин / Ю.А. Савиных, В.Г. Ханжин. Опубл. 07.05.85. Бюл. №17.

7. A.c. 1162951 СССР, МКИ Е21В 44/00. Устройство для контроля процесса бурения / Г.В. Рогоцкий, З.В. Кузнецова. Опубл. 23.06.85. Бюл. №23.

8. A.c. 1373007 СССР, МКИ Е21В 4/02. Секционный турбобур / Ю.К. Шлык, Б.А. Соловьёв. Опубл. 1988. Бюл. №5.

9. A.c. 1427059 СССР, МКИ Е21В 45/00 Способ определения степени износа породоразрушающего инструмента / Е.И. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, Б.З. Султанов и др. Опубл. 30.09.88. Бюл. №36.

10. A.c. 1585506 СССР, МКИ Е21В 47/12. Устройство измерения и передачи208информации о частоте вращения забойного двигателя и осевой нагрузке на долото / B.C. Басович, А.И. Леонов, В.Н. Сахаровский и др. Опубл. 15.08.90. Бюл. №30.

11. A.c. 1640396 СССР, МКИ Е21В 47/12. Способ передачи информации при турбинном бурении / Ю.А. Савиных. Опубл. 07.04.91. Бюл. №13.

12. A.c. 1716122 РФ, МКИ Е21В 47/12. Устройство для контроля забойных параметров по гидравлическому каналу связи / P.M. Мамедов, P.C. Алиев, С.М. Сафонов и др. Опубл. 29.02.92. Бюл. № 8.

13. A.c. 2039197 РФ, МКИ Е21В 17/07. Амортизатор / A.B. Тихонов, И.А. Плетников. Опубл. 09.07.95. Бюл. №19.

14. A.c. 832076 СССР, Е21В 45/00. Устройство для контроля забойных параметров / В.Е. Копылов, И.Л. Гуреев, Ю.К. Шлык и др. Опубл. 23.05.81. Бюл. №19.

15. A.c. 866151 СССР, Е21В 47/212. Способ приёма информации с забоя по гидравлической линии связи / Ю.К. Шлык, Э.Е. Лукьянов, P.A. Ракша. Опубл. 23.09.81. Бюл. №35.

16. A.c. 1452961 СССР, Е21В 47/12. Устройство модуляции параметров в гидравлическом канале связи / Ю.К. Шлык. Опубл. 23.01.89. Бюл. №3.

17. A.c. 1689598 РФ, МКИ Е21В 45/00. Датчик для контроля частоты вращающегося долота / Ю.А. Савиных, Е.С. Яблоков. Опубл. 07.11.81. Бюл. №41.

18. Бабаков И.М. Теория колебаний М.: Наука, 1965. - 560с.

19. Бадовский H.A. Телеметрические системы измерения скважинных параметров в процессе бурения // Нефтяное хозяйство. 1985. - №10. -С.61-63.

20. Балицкий В.П. Осевые динамические силы, действующие на турбобур при бурении вертикальных скважин // Машины и нефтяное оборудование. -1976.-№10.-С.35-39.

21. Балицкий В.П., Дранкер Г.И. Коэффициент динамичности разрушения209забоя при турбинном бурении вертикальных скважин // Машины и нефтяное оборудование. 1976. - №12. - С.15-18.

22. Балицкий П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. -М.: Недра, 1975. -293с.

23. Балицкий П.В. Исследования критических и резонансных частот вращения шарошечных долот // Нефтяное хозяйство. 1980. №12. - С. 15-17.

24. Басович B.C., Варламов С.Е., Файн Г.М. Формирование сигнала скважинной аппаратурой для передачи по гидравлическому каналу связи // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр.-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1996. - №3. - С. 18-20.

25. Бевзюк Ф.Г. Исследование влияния виброгасителя различной жёсткости на гашение вибраций бурильной колонны // Науч.труды / Укр.НИИ нефтяной промышленности 1976. - Вып.17. - С.54-58.

26. Бидерман B.JI. Теория механических колебаний. М.: Высшая школа, 1980.-408с.

27. Бреслав Б.М. Метод физического моделирования для исследования динамических процессов в буровых установках // Изв. вузов. Нефть и газ. -1968.-№12. С.89-92.

28. Вадецкий Ю.В, Розенберг И.Г., Петрушин И.В. Математическая модель забойного механизма управляемого импульсами давления. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 18с. - Деп. во ВНИИОЭНГ 07.02.89, №1691.

29. Васильев Ю.С. Никитин Ю.Ю. Регулирование динамической нагрузки на долото//Бурение. 1974.- №9.- С.12-14.

30. Васильев Ю.С., Кайданов Э.П., Никитин Ю.Ю. Анализ динамического210режима бурильного инструмента при наличии разделителя // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1978.- Вып.41.- С.127-136.

31. Васильев Ю.С., Рогоцкий Г.В. Метод исследования и разработки динамически согласованных компоновок бурильного инструмента и режимов бурения // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1981. -Вып.52. - С.65-71.

32. Векерик В.И., Мойсишин В.М. Определение динамической составляющей осевой нагрузки на долото по данным колебаний верхней части бурильной колонны // Изв. вузов. Нефть и газ. 1986, №4. - С.22-26.

33. Векерик В.И., Чигур Р.И. Исследование закономерностей динамической нагрузки на опорные элементы шпинделя турбобура при бурении вертикальных скважин / Иваново-Франк, ин-т нефти и газа. Иваново-Франковск, 1986. - 11с. - Деп. в УкрНИИНТИ 06.11.86, №2519.

34. Величкович A.C., Величкович C.B. Забойный амортизатор с оболочечным упругим элементом // Химическое и нефтяное машиностроение. 1994. -№8. - С.10-11.

35. Влияние продольных колебаний долота на работу турбобура / Васильев Ю.С., Скобло В.З., Зможин Ю.С. и др. // Изв.вузов. Нефть и газ. 1985. -№7. - С. 19-23.

36. Ворожбитов М.И. Анализ взаимодействия долота с забоем скважины по данным записи вибрации // Нефтяное хозяйство. 1972. - №4. - С.29-33.

37. Габдрахимов М.С. Влияние демпфера продольных колебаний на показатели турбобура // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Сб. науч. тр. Уфа, 1986. - С.90-91.

38. Ганджумян P.A. Экспериментальное исследование продольных колебаний штыревых шарошечных долот в стендовых условиях // Машины и нефтяное оборудование. 1970.- №6.- С.6-10.

39. Ганелина С.А., Малкин Б.Д., Никитин Г.М. Опоры турбобуров из новых тепломаслостойких резин // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1966.2111. Вып. 16. С.82-91.

40. Герман О.И. Влияние специальной динамически-мягкой компоновки на динамику забойного процесса // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. - Вып.49. - С.29-31.

41. Грачев Ю.В., Варламов В.П. Автоматический контроль в скважинах при бурении и эксплуатации. М.: Недра, 1968. - 328с.

42. Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. М.: Недра, 1988.-229с.

43. Гуреев И.Л. Виброгасительные свойства турбобура // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. - Вып.49. - С.26-29.

44. Гуреев И.Л. Исследование механизма разрушения горных пород по размерам частиц бурового шлама // Новые пути получения технологической информации с забоя скважины при бурении: Сб. науч. тр. Тюмень, 1974. - Вып.39. - С. 176-190.

45. Гуреев И.Л. Механический импеданс бурильного инструмента // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. - Вып.50. - С.23-27.

46. Гуреев И.Л., Герман О.И., Шлык Ю.К. Специальная динамически мягкая компоновка бурильной колонны. Тюмень, 1980. ЦНТИ, №117. 0,25 п.л.

47. Гуреев И.Л., Копылов В.Е. Новый метод оценки динамического удара долота о забой скважины по гранулометрии бурового шлама // Нефть и газ Тюмени. Сб. науч. тр. Тюмень. - 1972. - Вып. 14. - С.21-22.

48. Гуреев И.Л., Кульчицский В.В., Шлык Ю.К. Способ бурения с применением двойных винтовых калибраторов 5КС-215, 9. Тюмень, 1980. ЦНТИ, №157.-0,11 п.л.

49. Гуреев И.Л., Черемных А.Г. Динамические аналогии колебаний электрических и механических распределённых систем и критерии их подобия // Технология бурения скважин в Западной Сибири: Сб. науч. тр. -Тюмень, 1976. Вып.54. - С.20-34.

50. Гуреев И.Л., Шлык Ю.К. К частотному распределению динамической212мощности продольных вибраций бурильного инструмента // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1982. - Вып.53. - С.28-30.

51. Гуреев И.Л., Шлык Ю.К. О возможности использования вибромощности для управления процессом бурения // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1980. Вып.47. - С.34-36.

52. Гуреев И.Л., Шлык Ю.К., Кульчицский В.В. К теории динамического действия наддолотных маховиков // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. Тюмень, 1981. - Вып.52. - С.33-35.

53. Двухшерстов Г.И. Гидравлический удар в трубах некруглого сечения и потоке жидкости между упругими стенками / Учёные записки МГУ, вып. 122. Механика, т. 11. 1948. - С. 15-76.

54. Егоров К.В. Основы теории автоматического регулирования. М.: Энергия, 1967.-648с.

55. Есьман Б.И. Термогидравлика при бурении скважин. М.: Недра, 1982. -247с.

56. Жлобинский Б.М., Комлев А.Ф. Об отсутствии необходимости учёта силы тяжести в задачах о свободных и вынужденных продольных колебаниях колонны бурильных труб / Грозн. нефт. ин-т. Грозный, 1988. - Деп. в ВИНИТИ 20.01.88, №480.213

57. Забойный прибор для записи вибрации низа бурильной колонны / Тимофеев Н.С., Ворожбитов М.И., Бергштейн О.Ю. и др. // Нефтяное хозяйство. 1970. -№1 - С. 11-14.

58. Задорожный С.И., Шумилов В.П. О влиянии продольных колебаний низа бурильной колонны на М-n характеристику турбобура // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1993. - №6-7. - С.3-6.

59. Заикина O.A. Оценка осевой нагрузки по спектру колебаний промывочной жидкости // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. Сб. науч. тр. Уфа, 1992. - С. 12-15.

60. Заявка 2697283 Франция. МКИ Е21В 47/12. Способ и устройство для передачи информации о процессе бурения скважины / Pignard Gui. Опубл. 29.04.94.

61. Из опыта исследования вибраций бурильного инструмента в бурящихся скважинах Татарии / Чупров В.П., Сираев А.Х., Бикчурин Т.Н. и др. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. 1978. -№2. - С.24-25.

62. Иоаннесян P.A. Новое направление развития техники турбинного бурения// Нефтяное хозяйство. 1977. - №1. - С.10-13.

63. Иоаннесян P.A. Пути повышения проходки на рейс долота в турбинном бурении // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1977. - Вып.42. - С.3-26.

64. Иориш Ю.И. Виброметрия. М.: Машгиз, 1963. - 771с.

65. Исакович М.А. Общая акустика. М.: Наука, 1973. - 496с.

66. Исаченко JI.E. Теоретические исследования динамики работы долота с турбобурами разных конструкций // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1977.-Вып.42.-С.47-56.

67. Ишемгужин Е.И., Ямалиев В.У., Султанов Б.З. Использование спектра колебаний давления промывочной жидкости для оценки технического состояния долота при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и газ.2141989.-№5.-С.31-34.

68. Кадиров Н.Б., Мирзоев Г.Г. Исследование продольных колебаний колонны бурильных труб с учётом сил сопротивления // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1973. - №7. - С.24-26.

69. Кадиров Н.Б., Садыхов Т.А., Мирзоев Г.Г. К вопросу продольных колебаний вала турбобура // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1976.- №1. С.23-26.

70. Кайданов Э.П. О волновом разделении бурильной колонны // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1981. - Вып.52. - С.36-43.

71. Кайданов Э.П., Никитин Ю.Ю. Основные аспекты изучения и использования энергии колебаний бурильного инструмента // Науч.труды/ ВНИИ буровой техники. 1980. - Вып.50. - С.40-48.

72. Караев М.А. Гидравлика буровых насосов. М.: Недра, 1983. - 208с.

73. Кей Дж., Лэби Т. Таблицы физических и химических постоянных. М.: Гос. изд. физико-математ. литературы, 1962. -248с.

74. Керимов З.Г. Динамика нефтепромыслового оборудования // Материалы I Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1974. - С.3-14.

75. Керимов З.Г. Динамические расчёты бурильной колонны. М.: Недра., 1970,- 155с.

76. Керимов З.Г., Садыхов М.А. Исследования продольных колебаний бурильных труб при бурении // Изв.вузов. Нефть и газ. 1971. - №9. - С.33-36.

77. Колебания стержневых систем с амортизатором / Васильев Ю.С., Кайданов Э.П., Мушников A.B. и др. // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1978.- Вып.41. С.150-155.

78. Колесников H.A., Бицута В.К., Фёдоров B.C. Определение максимальной динамической нагрузки на долото // Изв. вузов. Нефть и газ. 1964. - №10.- С.28-32.215

79. Кольцов О.П., Осипов В.В. Экспериментальные исследования продольных колебаний бурильной колонны // Науч.труды / КраснодарНИПИнефть. -1972. Вып.З. - С.36-46.

80. Контроль забойных параметров при турбинном бурении / Скобло В.В., Васильев И.А. и др. // Нефтяное хозяйство. 1987. - №10. - С. 14-18.

81. Копылов В.Е., Бойко В.Г. О передаче продольной вибрации легкосплавными бурильными трубами // Изв.вузов. Нефть и газ. 1967. -№7. - С.67-68.

82. Копылов В.Е., Бойко В.Г. Экспериментальные исследования демпфирующей способности легкосплавных бурильных труб // Изв. вузов. Нефть и газ. 1967. -№11.- С.137-138.

83. Копылов В.Е., Гуреев И.Л. Акустическая система связи с забоем скважины при бурении. -М.: Недра, 1979. 184с.

84. Копылов В.Е., Проблемы гашения вибраций бурильных труб // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Тюмень, 1972. -Вып.13. - С.9-15.

85. Копылов В.Е., Файн Г.М., Герман О.И. Виброуправляемые компоновки низа бурильной колонны труб из алюминиевых сплавов с увеличенной толщиной стенки // Машины и нефтяное оборудование. 1982. - №5. -С.14-16.

86. Копылов В.Е., Чистяков Ю.А., Мухин Э.М. Вибрации при алмазном бурении. -М.: Недра, 1967. 128с.

87. Кочин Н.Е., Кибель И.А., Розе Н.В. Теоретическая гидромеханика. Т.1. -М.: ОГИЗ, 1948.-614с.

88. Кулябин Г.А. К определению динамической нагрузки на долото в упруго216пластичных породах // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Тюмень, 1972. - Вып. 13. - С.33-37.

89. Кулябин Г.А., Бочарников В.Ф. Определение длины секции сжатой части бурильной колонны при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и газ. -1979.-№8.-С.15-18.

90. Кулябин Г.А., Копылов В.Е. Измерения в скважине крутильных колебаний бурильного инструмента // Изв.вузов. Нефть и газ. 1970. - №6. - С.33-36.

91. Ламб Г. Гидродинамика. М.: ОГИЗ, 1947. - 928с.

92. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Механика сплошных сред. М.: Гос.изд. технико-теоретической литературы, 1953. - 788с.

93. Лебедев Н.Ф. Динамика гидравлических забойных двигателей. М.: Недра, 1981.-251с.

94. Легкосплавные утяжеленные бурильные трубы новый технологический резерв повышения производительности бурения / Гуреев И.Л., Копылов В.Е., Герман О.И. и др. // Проблемы нефти и газа Тюмени: Сб. науч. тр. -Тюмень, 1980. - Вып.45. - С.20-21.

95. Леонов Е.Г., Исаков В.И. Гидромеханика в бурении. М.: Недра, 1987. -304с.

96. Лепендин Л.Ф. Акустика. М.: Высшая школа. - 1976. - 448с.

97. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1970. - 904с.

98. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979.-248с.

99. Лурье Л.И. Крутильные колебания бурильной колонны. Дис. канд.технич.наук. - Пермь, 1976. - 143с.

100. Любарский А.П., Ефимов В.Д. Исследования динамических усилий, возникающих при вращении шарошечного долота // Машины и нефтяное оборудование. 1977. - №10. - С.29-31.

101. Максименко М.Е., Симонов В.В., Юнин Е.К. Низкочастотный резонанс бурильной колонны в вертикальной скважине и способ его устранения /217

102. Гос. акад. нефти и газа. М., 1993. - 43с. - Деп. в ВИНИТИ 02.08.93, № 2189.

103. Маховик, встроенный в турбобур и забойный двигатель КТД / Шлык Ю.К., Гуреев И.Л., Соловьёв В.А. и др. Тюмень, 1982. ЦНТИ, №191. - 0,25 п.л.

104. Мелешкина М.И., Познякова A.M. О моделировании работы турбобура // Науч.труды / ВНИИ буровой техники, 1972. Вып.30. - С.159-165.

105. Методика определения экономической эффективности новой техники и изобретений.-РД 39-3-79-78, часть II. М.:1978.-252 с.

106. Мирзаджанзаде А.Х., Керимов З.Г., Копейкис М.Г. Теория колебаний в нефтепромысловом деле. Баку: Маариф, 1976. - 363с.

107. Мительман Б.И., Розенберг Г.Д., Чарный И.А. К теории гидравлической сирены (турботахометр) // Изв. АН СССР, ОТН. 1957. - №9. - С.148-151.

108. Ш.Мойсишин В.М., Кравец П.Е. Анализ частотного уравнения продольных колебаний бурильной колонны в вязко-пластичной жидкости / Иваново-Франк. ин-т нефти и газа. Иваново-Франковск, 1991. - 6с. - Деп. в УкрНИИНТИ 12.04.96, №499.

109. Мухин Е.М. Определение динамического удара долота о забой по спектру продольных колебаний квадрата // Материалы I Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования. Баку: АзИНЕФТЕХИМ, 1974. - С.85-90.

110. Мухин Е.М., Копылов В.Е. О динамике взаимодействия долота с недеформируемым забоем // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Сб. науч. тр. Тюмень, 1972. - Вып.13. - С.57-61.

111. Мухин Э.М., Копылов В.Е. О форме поперечных колебаний бурильных труб, связанной с упругим основанием // Нефть и газ Тюмени. Тюмень, 1969. - Вып.2. - С.25-29.

112. Некрасов A.M. О динамической составляющей осевой нагрузки при работе долот различных конструкций // Нефтяное хозяйство. 1976. - №4. - С.21-25.

113. Никитин Ю.Ю., Рогачев O.K. Перспективы оптимизации режима бурения скважин составными спецкомпоновками в объединении «Татнефть» // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1981. - Вып.52. - С.44-54.

114. Норин В.Н., Лурье Л.И. Крутильные колебания системы турбобур-колонна бурильных труб. М.: ВНИИ буровой техники, 1975. - 8с. (Деп. во ВНИИОЭНГ 01.04.75, №181).

115. Огородников П.И. Низкочастотные колебания бурильной колонны при турбинном способе бурения / Ивано-Франк. ин-т нефти и газа. Ивано-Франковск, 1988. - 11с. - Деп. в УкрНИИНТИ 22.11.88, № 2929.

116. Огородников П.И., Реймерс H.A. Вибросостояние бурильной колонны в процессе углубления скважины / Ивано-Франк. ин-т нефти и газа. Ивано-Франковск, 1986. - 11с. - Деп. в УкрНИИНТИ 14.07.86 № 1717.

117. Основы теории цепей / Зевеке Г.В., Ионкин П.А., Нетушил A.B. и др. // М.: Энергия, 1975.-752с.

118. Оценка энергетических затрат на динамическое взаимодействие бурильного инструмента с околоскважинной средой при турбинном бурении / Васильев Ю.С., Кайданов Э.П., Никитин Ю.Ю. и др. -Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1978. - Вып.41. - С.162-167.

119. Пат. 2119582 РФ, МКИ Е21В 47/12. Беспроводный канал связи с забоем скважины при турбинном бурении / Ю.К. Шлык. Опубл. 27.09.98. Бюл.№27.

120. Пат. 4800385 США, МКИ Н0413 13/02 Телеметрическая система замера забойных параметров в процессе бурения и передача данных через бурильную колонну / Yamazaki N.; Radie Ca, Ltd.; Sakata Deaki Co., Ltd.219

121. Опубл. 21.01.89. (Япония); НКИ 340/854.

122. Пат. 5275680 США, МКИ G 01 V 1/40. Телеметрия данных измерений в процессе бурения в виде импульсов давления в кольцевом пространстве / Ston F.A., Grosso D., Wallace S.; Baker Hughes Inc.; Опубл. 21.12.93.

123. Петров И.П. Динамические свойства бурильной колонны, как элемента системы автоматики // Изв.вузов. Горный журнал. 1969. - №9. - С. 168175.

124. Пицик Р.Д., Борисевич Б.Д., Векерик В.И. Экспериментальное исследование особенностей работы шарошечного долота при износе его вооружения // Изв. вузов. Нефть и газ. 1988. - №8. - С.21-24.

125. Погарский A.A. Автоматизация процесса бурения глубоких скважин. М.: Недра, 1972.-216с.

126. Погарский A.A., Чефранов К.А., Шишкин О.П. Оптимизация процессов глубокого бурения. М.: Недра, 1981. - 296с.

127. Погарский A.A., Ясашин A.M. Оптимизация и управление процессом турбинного бурения // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1992. - №2-3. - С. 13-18.

128. Расчёт, конструирование и эксплуатация турбобуров / Гусман М.Т., Любимов Б.Г., Никитин Г.Н. и др. М.: Недра, 1976. - 368с.

129. Регулирование динамической нагрузки на долото при бурении скважин в Чернушинском УБР / Князев И.К., Каплун В.А., Богомазов Л.В. и др. // Бурение. 1979. - №8. - С.8-10.

130. Результаты бурения скважин с применением составной бурильной колонны / Бикчурин Т.Н., Васильев Ю.С., Гельфгат Я.А. и др. // Бурение. -1977. -№3. -С.38-41.

131. Результаты испытаний волнового отражателя / Мельников В.И., Жидовцев H.A., Левченко А.Т. и др. Бурение, 1973. -№1. - С.7-11.

132. Результаты испытаний преобразователя динамической нагрузки / Васильев Ю.С., Кайданов Э.П., Кильдибеков В.А. и др. // Науч.труды / ВНИИ220буровой техники. 1978. - Вып.41. - С.101-107.

133. Результаты исследования модели вибропреобразующего устройства ПДН / Васильев Ю.С., Кайданов Э.П., Кильдибеков В.А. и др. // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1978. - Вып.41. - С. 156-161.

134. Результаты промысловых исследований специальных компоновок бурильной колонны в объединении Саратовнефтегаз / Васильев Ю.С., Гордеев Ю.П., Курочкин Ю.С. и др. // Бурение. 1979. - №3. - С. 18-20.

135. Ржевкин С.Н. Курс лекций по теории звука. М.: Изд-во МГУ. - 1960. -336с.

136. Рогоцкий Г.В. Исследование динамики взаимодействия в системе горная порода бурильный инструмент // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. -1981. - Вып.52. - С.55-64.

137. Розенберг Г.Д., Буяновский И.Н. О гидравлическом канале связи в бурении // Нефтяная и газовая промышленность. Сер. стр-во нефт. и газовых скважин на суше и на море. 1992. - №5. - С.41-43.

138. Рукавицин В.Н. Контроль забойных параметров в процессе бурения скважин // Обз.инф. ВНИИОЭНГ. Автоматизация и телемеханизация нефт. пром-ти. 1987. - №7/15. - С. 1-42.

139. Рэлей. Теория звука. В 2-х т. М.: Гостехиздат, 1955. Т.1. 504с. Т.2. 476с.

140. Санников Р.Х., Мавлютов М.Р. Вынужденные продольные колебания бурильного инструмента и динамическая нагрузка на долото // Изв.вузов, Нефть и газ. 1972. - №3. - С.25-30.

141. Сароян А.Е. Влияние продольных колебаний бурильной колонны на усилие, передаваемое долоту // Вопросы бурения нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку, 1985. - С.74-79.

142. Сафаров Н.Р. К вопросу сейсмоакустических исследований скважин в процессе бурения: Матер. 5 научн.-теор. конф. молод, учёных и спец. по развитию научных основ разработки месторожд. нефти и газа. Баку, 1990. -С.14.221

143. Симонов В.В., Бревдо Г.Д., Оспанов Ж.К. О влиянии забойной рейки на вертикальные колебания долота // Изв.вузов. Нефть и газ. 1972. - №12. -С.49-52.

144. Симонов В.В., Юнин Е.К. Влияние колебательных процессов на работу бурильного инструмента. М.: Недра, 1977. - 217с.

145. Симонянц C.JI. Аналитическое исследование устойчивости работы турбобура // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1977. - Вып.42. - С.97-104.

146. Симонянц C.J1. Исследование динамики турбобуров на стенде // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1977. - Вып.42. - С.75-78.

147. Симонянц C.J1. Исследование некоторых вопросов устойчивости работы турбобура // Материалы Всесоюзного совещания «Повышение качества нефти и продуктов её переработки», Москва, 20-22 декабря, 1976. М., 1977.-С.148-149.

148. Симонянц C.JI. О влиянии динамической нагрузки на колебания частоты вращения вала турбобура // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1980. -Вып.50. - С.49-54.

149. Скобло В.В., Власов И.А., Пальмов B.JI. Экспериментальные исследования работы наддолотного амортизатора в процессе бурения скважины // Науч. труды / ВНИИ буровой техники. 1989. - Вып.67. - С.37-46.

150. Скучик Е. Основы акустики. Т.1. М.: Мир, 1976. - 520с.

151. Слезкин H.A. Динамика вязкой несжимаемой жидкости. М.: Гос. изд. технико-теорет. литературы, 1955. - 520с.

152. Соловьёв Б.А., Абатуров В.Г. Эффективность отбора керна секционным колонковым турбодолотом с маховиком и виброгасящей компоновкой. Тюмень, 1984. 2с. : Инф. листок №191 / Тюменский межотраслевой территориальный ЦНТИ.

153. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. -М.: Недра, 1994.-261с.222

154. Справочник по специальным функциям / Под ред. М.Абрамвица, И.Стиган. М.: Наука, 1979. - 832с.

155. Стрелков С.П. Введение в теорию колебаний. М.: Наука, 1964. - 440с.

156. Султанов Б.З. Управление устойчивостью и динамикой бурильной колонны. -М.: Недра, 1991. 208с.

157. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Галеев A.C. Влияние наддолотного виброгасителя на ресурс электробура // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики: Сб. науч. тр. Уфа, 1986. - С.185-190.

158. Султанов Б.З., Габдрахимов М.С., Ляхов A.B. Наддолотный многоступенчатый виброгаситель гидравлический // Нефтяное хозяйство. -1990.-№4.-С.41.

159. Технология бурения глубоких скважин: Учебное пособие для вузов / Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. и др.; Под общ.ред.проф. М.Р.Мавлютова. М.: Недра, 1982. - 287с.

160. Тимофеев Н.С., Ворожбитов М.И., Дранкер Г.И. Исследование влияния низа бурильной колонны на работу шарошечных долот при бурении турбобуром изверженных пород // Нефтяное хозяйство. 1974. - №2. -С.10-12.

161. Тимофеев Н.С., Ворожбитов М.И., Дранкер Г.И. Особенности работы турбобура в компоновке с амортизатором // Бурение. 1971. - №10. - С.3-5.

162. Управление динамикой бурильной колонны: Учебное пособие / Копылов В.Е., Черемных А.Г., Шлык Ю.К. и др. Тюмень: ТГУ, 1985.- 119с.

163. Фетько Ю.А. Экспериментальная оценка влияния режима бурения с резонансными колебаниями системы вала турбобура на показатели бурения крепких пород // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1978. -Вып.41. - С. 19-31.

164. Чарный И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах. -M.: Недра, 1975.-296с.

165. Челомей В.Н. и др. Вибрации в технике: Справочник в 6-ти томах. T.I.223

166. Колебания линейных систем / Под ред. Болотина В.В. М.: Машиностроение, 1978. - 352с.

167. Шлык Ю.К. Акустические свойства гидроканала бурящейся скважины // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов междунар. науч.-технич. конф. (21-23 мая 1996). Тюмень, 1996. - Т. 1. - С. 143.

168. Шлык Ю.К. Влияние жёсткости осевой опоры на динамику работы вала турбобура // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов I зональной науч.-технич.конференции студентов, аспирантов, молодых учёных (19-21 мая 1981).-Тюмень, 1981.-С.37.

169. Шлык Ю.К. Динамика вала секционного турбобура // Изв. вузов. Нефть и газ. 1988. - №6. С.27-31.

170. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Амплитудно-частотная характеристика помех гидроканала скважины // Изв.вузов. Нефть и газ. 1998. - №4. - С.60-62.

171. Шлык Ю.К. Результаты исследований по возбуждению акустических колебаний в гидроканале скважины // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов в междунар. науч.-технич. конф. (21-23 мая 1996). -Тюмень, 1996.-Т.1.-С.141.

172. Шлык Ю.К. Собственные колебания вала турбобура в среде с сопротивлением // Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докл. Всесоюзной научн.-технич. конфер. (16-18 апреля 1985г.). Тюмень, 1985. С.120-121.

173. Шлык Ю.К. Согласование динамических характеристик элементов системы турбобур-долото-забой с целью улучшения показателей бурения: Дис. . канд.технич.наук. Уфа, 1983. - 197с., ил.

174. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Акустические характеристики гидроканала скважины при турбинном бурении // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. - №1. - С.45-48.

175. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Буровые насосы, как источник гидравлических помех // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. - №2. - С.26-31.

176. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Виброгасящие свойства бурового шланга // Проблемы нефтегазового комплекса России: тезисы докладов научн.-технич. конф. (13-15 мая 1998). Уфа, 1998.

177. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Гидродинамические особенности работы турбобура ЗТСШ1-195 с виброуправляющей массой // Изв. вузов. Нефть и газ. 1998. -№3. - С.50-55.

178. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Датчик частоты вращения вала турбобура // Проблемы нефтегазового комплекса России: тезисы докладов научн.-технич. конф. (13-15 мая 1998) . Уфа. - 1998.

179. Шлык Ю.К., Мавлютов М.Р. Специфика развития волнового процесса в акустически «узкой» трубе // Изв. вузов. Нефть и газ. 1997. - №2. - С. 108110.

180. Шлык Ю.К., Соловьёв Б.А. Роль динамики долота при отборе керна керноприёмным турбодолотом // Изв. вузов. Нефть и газ. 1987. - №7. -С. 17-23.

181. Шпренк А.П., Глуханик И.И., Корякина Т.Ф. Повышение эффективности работы бурильного инструмента при использовании виброгасителя-калибратора ВЗУ-240 // Науч.труды / УкрГИПРОНИИнефть. 1979. -Вып.24. - С.87-91.

182. Шрейнер Л.А. Физические основы механики горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1950. -211с.225

183. Шумова З.И., Собкина И.В. Справочник по турбобурам. М.: Недра, 1970. - 192с.

184. Эйгелес P.M., Стрекалова Р.В. Расчёты оптимизации процессов бурения скважин. М.: Недра, 1977. - 200с.

185. Экспериментальная оценка энергетических затрат на вибрацию низа бурильной колонны при турбинном бурении / Тимофеев Н.С., Ворожбитов М.И., Шумилов В.П. и др. // Машины и нефтяное оборудование. 1971. -№2. - С.13-17.

186. Экспериментальные исследования влияния нелинейного характера динамической нагрузки на показатели бурения / Васильев Ю.С., Гельфаг Я.А., Кайданов Э.П. и др. // Науч.труды / ВНИИ буровой техники. 1978. -Вып.41. - С. 144-149.

187. Эскин М.Г., Исаченко J1.E. Определение мощности, расходуемой забойным двигателем на вибрацию бурильной колонны // Бурение. 1972. -№4. - С.35-38.

188. Юнин Е.К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента. М.: Недра, 1983.- 132с.

189. Янтурин А.Ш. Выбор длины УБТ с учётом условий проводки скважины. -Нефтяное хозяйство. 1988. - №9. - С. 18-21.

190. Desbrandes Robert. Колебания в бурильных трубах. Часть 1. // Передача данных. Forages. - 1985. - №109. - Р.59-61.

191. Desbrandes Robert. Состояние техники замеров параметров во время бурения. Часть 2. // Передача информации. Petrov. Eng. Jnt. - 1988. - 60. -№10.-Р.48-54.

192. Eronini I.E., Sometron W.H., Auslander D.R. A dynamic model for rotary drilling // "Trans. ASME. J. Energy Resour. Technol." 1982. - 104. - N2. -P.108-120.

193. How to engineer an effective drill string // "Oil and gas J." . 1979. - 77. - N10. -P.99.226

194. Knop Henzuk. Wplyw characteristic amortyzatora na drgania wzdluzne pzzewodu weitniczego" // "Nafta" (RPL). 1977. - 33. - N3. - P.87-91.

195. McDonald W.J., Ward C.E. Borehole telemetry system is key to continuous down-hole drilling measurements // "Oil and gas J." . 1975. - 73. - N37. -111118.

196. Tok Jones. Bit life, ROP justify shock absorbess // "Oil and gas J." . 1975. -Vol.77.-N10.-P. 134-141.

197. Willcox M.G., Karle A.B. Chaver Down-hole shock absorber // "Drilling". -1977.-48.-N9.-P.29-31.

198. Worfold W. How to improve drilling economics by utilizing a shock absorber // "Drilling". 1977. - 38. - N9. - P49.2281. А.Д. Сафонов1. АКТ

199. В процессе промысловых испытаний турбобура ЗТСШ1-195 ВУМ производилась регистрация механической скорости бурения и проходки229на долото с помощью автоматической станции контроля параметров бурения АСПБ №202.

200. В последствии был изготовлен ещё один комплект данного турбобура и испытания продолжились.

201. Предложенный турбобур рекомендуется к промышленному использованию.1. Гл. технолог НУБР-11. В.А. Пыталев2301. УТВЕРЖДАЮ1. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА

202. ПРОВЕДЕНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕХАНИКО-ГИДРАВЛИЧЕСКОГО (МГ) КАНАЛА СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ

203. Общие теоретические положения.

204. Динамическое взаимодействие шарошечного долота с забоем несёт в ;ебе информацию о многих процессах, происходящих в данной системе. Её тередача на устье осуществляется следующим образом.

205. Конструктивные особенности МГ канала связи.

206. Конструкция турбобура ЗТСШ1-195ВУМ.

207. Изготовление и сборка турбобура указанной конструкции »существляется в ЦБПО по прилагаемым чертежам.

208. Ответственные: Шлык Ю.К. ТюмГНГУ, Сафиуллин Д.Г. -•урбинный цех ЦБПО).

209. Конструкции излучателей акустических колебаний.

210. Ответственный за изготовление: Шлык Ю.К. ТюмГНГУ).3. Измерительный комплекс.

211. Система приема забойной информации с использованием МГ канала вязи включает в себя следующие основные блоки:

212. Первичный преобразователь (датчик) тензоизмеритель давления ипа ПДМТ-25 конструкции ВНИИГИС (Башкирия).

213. Предварительный усилитель-аттенюатор М60Т (Германия).

214. Анализатор спектра частот «Брюль&Кьер» типа 2131 (Дания).34. Видеокамера «Panasonic».

215. Автономные источники питания, линии связи.

216. Ответственный: Шлык Ю.К. ТюмГНГУ).

217. Методика проведения испытаний.

218. Промысловые испытания проводятся в бригаде бурового мастера 1естова В.И. (куст 17, скв. № 469 Средне-Асомкинское месторождение) и ■ключает в себя следующие этапы:

219. Экспериментальные исследования акустических характеристик идроканала и излучателей.

220. Ответственный: Пестов В.И. НУБР, Шлык Ю.К. - ТюмГНГУ).

221. Регистрация механических колебаний долота посредством МГканала связи.

222. В этой части эксперимента производится регистрация спектров ульсаций давления в гидроканале и устанавливается степень их заимосвязи с режимом динамического взаимодействия долота с забоем параллельная видеозапись).

223. Ответственные: Пестов В.И. НУБР, Шлык Ю.К. - ТюмГНГУ).

224. Определение уровня акустического шумоподавления.

225. Ответственные: Пестов В.И. НУБР, Шлык Ю.К. - ТюмГНГУ).

226. Обработка результатов эксперимента.

227. УТВЕРЖДАЮ: Главный тренер ' Нефтедоганского УБР . т^л A.C. Семенихин28м июля 1997 г.1. АКТ

228. О ПРОВЕДЕНИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МЕХАНИКО-ГИДРАВЛИЧЕСКОГО (МГ) КАНАЛА СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ ТУРБИННОМ1. БУРЕНИИ

229. По итогам выполненных исследований установлены главные результаты:

230. По результатам выполненных исследований можно сделать следующие выводы:

231. Для глубин скважин до 3000м МГ канал является надежным средством передачи на поверхность информации о режиме динамического взаимодействия долота с забоем при турбинном бурении.

232. МГ канал можно считать реальным звеном перспективной системы управления процессом турбинного бурения.

233. Зам. начальника НУБР по производству1. А.Д. Сафонов1. Буровой мастер НУБР1. В.И. Пестов237 СПРАВКАдана к.т.н., доценту ТюмГНГУ Шлыку Ю.К. для предъявления в совет по месту защиты докторской диссертации.

234. Промысловые испытания проводились на Южно-Сургутском и Средне-Асомкинском нефтяных месторождениях и были отмечены ростом рейсовой скорости бурения в среднем на 20 % в интервалах глубин, начиная из-по кондуктора и до 2800-3000м.

235. При этом общий объем бурения превысил 32 тыс. метров проходки.

236. В период времени с 1995 по 1998 годы Шлык Ю.К. проводил цикл экспериментальных работ по измерению параметров спектров гидроакустических шумов в линии нагнетания промывочной жидкости с использованием современных технических средств.

237. Работы проводились в рамках программы испытаний, утверждённой в НУБРе и были оформлены соответствующим актом.

238. В настоящее время ООО Нефтеюганскбурнефть (НБН) сделало дополнительный заказ ЦБПО ОАО «Юганскнефтегаз» на изготовление пяти комплектов турбобуров ЗТСШ1-195 ВУМ, которые будут использованы вбурения на Южно-Сургутском и Средне-Асомкинскомместорождениях.

239. Зам. начальника ООО НБН по производству1. Гл. технолог ООО НБН