Вибрации при бурении


Технические средства для борьбы с шумом и вибрацией при бурении

Производственный шум снижает внимание, работоспособность и неблагоприятно сказывается на здоровье рабочего. Чрезмерный шум снижает производительность труда на 20...30%. Шум при работе перфораторов возникает в результате выхлопа отработанного воздуха, вибрации буровых штанг и соударения деталей.

Степень вредности шума зависит от его интенсивности и частоты, а также от продолжительности пребывания работающего в этих условиях (табл. 1.16).

Таблица 1.16

Условия труда в зависимости от уровня и частоты шума

Условия труда

Уровень громкости шума, дБ

Низкочастотные шумы (до 300 Гц)

Среднечастотные

шумы

(от 300 до 800 Гц)

Высокочастотные шумы (> 800 Гц)

Нормальные

Допустимые

91...100

76...85

66...75

Неблагоприятные

101...115

86... 100

76...90

Особо

неблагог фиятн ые

>115

>100

>90

Главным и эффективным способом борьбы с шумом является переход на другие источники энергии - электрический, гидравлический, электрогидравлический и т. п.

Для поглощения шума при работе бурильных машин ударноповоротного действия применяют различные конструкции глушителей и средства индивидуальной защиты.

Так, реактивные и комбинированные глушители позволяют снизить шум от выхлопа сжатого воздуха до 20 дБ. Однако при применении глушителей производительность бурения снижается более чем на 10 %.

Перфоратор с глушителем шума в виде резинового колпака (рис. 1.46) снижает уровень звукового давления со 119 до 114 дБ, масса глушителя 1,6 кг.

В качестве средств индивидуальной защиты от шума применяют противошумные каски, полупласгичные антифоны и заглушки.

Антифоны представляют собой наушники, которые прижимаются к околоушной области пластинчатой пружиной и с помощью ремешка удерживаются на голове бурильщика.

Заглушки состоят из резиновой оболочки, наполнителя и направляющего стержня из пластмассы, который вставляется в слуховой аппарат.

Заглушающая способность некоторых технических средств шумоподавления приведена в табл. 1.17.

Таблица 1.17

Заглушающая способность (дБ) технических средств (по К.Н. Власову)

Средства

Октавные полосы среднегеометрических частот, Гц

125

250

500

1000

2000

4000

8000

Каска ВЦНИИОТ-2М

7

12

14

22

35

40

32

Заглушки из ткани ФПА-111

15

15

18

20

25

30

30

Заглушки НИИГРИ

2

7

6

12

18

27

29

Антифоны

5

8

8

2

20

28

29

Если работа связана с наличием шума, то необходимо с помощью специальных приборов (шумо- и частотомеров) установить интенсивность (в децибелах), частоту шума (в герцах) и в необходимых случаях наметить мероприятия по его снижению.

Рис. 1.46. Глушитель шума на перфораторе:

1 - глушитель; 2 - насадка; 3 - стяжной болт

Длительное воздействие вибрации может вызвать так называемую вибрационную болезнь (заболевание суставов с нарушением двигательных рефлексов организма человека). Воздействие вибрации приводит к снижению производительности труда рабочих и уменьшению надёжности работы оборудования. Так, большая часть аварий и поломок происходит в результате завышенных уровней вибрации.

Для уменьшения вибраций, возникающих при работе оборудования и инструментов, следует применять различные вибропоглощающис средства, виброизоляторы, а также средства индивидуальной защиты.

С целью предупреждения заболевания вибрационной болезнью рабочих, занятых на бурении при проведении горных выработок, необходимо использовать проходческие буровые каретки для устранения контакта рабочих с буровым инструментом.

На горных предприятиях действуют санитарные нормы и правила, регламентирующие уровень вибрации. Допустимые значения виброскорости в двух интервалах частот колеблются от 11 до 3000 и от 2 до 63 Гц.

Предельно допустимые уровни вибрации в октавных полосах по частоте приведены ниже:

Частота, Гц

16

32

63

125

250

500

1000

2000

Виброскорость,

см/с

5

3,5

2,5

1,8

1,2

0,9

0,63

0,45

На геологоразведочных и горных предприятиях наибольший процент заболеваний вибрационной болезнью приходится на долю рабочих, работающих с ручными инструментами ударного и вращательного действий.

Современные перфораторы создают виброскорости корпуса на всех частотах выше нормы. Поэтому все ручные перфораторы эксплуатируются с виброзащитными устройствами. Колонки и каретки также надежно защищают оператора от опасных влияний вибрации.

Виброгасящее устройство перфоратора (рис. 1.47) состоит из сварной рамы (1), представляющей собой две грубы, скрепленные кронштейном с отверстием для присоединения пневматической поддержки. В трубах помещены рабочие пружины (4) и ползуны (6). Между направляющим кронштейном (2) и упорными кольцами на трубах рамы установлены вспомогательные пружины (2), которые предназначены для гашения вибрации работающего перфоратора при извлечении буровой штанги из шпура. Виброгасящее устройство соединяется с перфоратором осью (5), вставляемой в отверстие прилива цилиндра перфоратора, и при помощи направляющего кронштейна (2), установленного под головками стяжных болтов (7). В трубах рамы виброгасящего устройства имеются пазы, по которым виброгасящее устройство перемещается относительно перфоратора. Усилие подачи от пневматической поддержки передается перфоратору через рабочие пружины. Кронштейн рукоятки (9) виброгасящего устройства изолируется от рамы эластичными кольцами (2), гасящими высокочастотную вибрацию. Масса виброгасящего устройства 6 кг.

Рис. 1.47. Виброгасящее устройство перфоратора

Для телескопных перфораторов ТП-29 и ПТ-36 разработаны вибро- защитные рукоятки ПРВ-2А, у которых вибрация гасится упругим элементом, сделанным из стального каната или резинового стержня. Следует иметь в виду, что виброгасящие устройства, как правило, гасят колебания с низкими частотами. Для гашения высокочастотных колебаний применяют рукавицы с полихлорвиниловыми вкладышами. Рукавицы уменьшают уровень вибрации в среднем на 5 дБ на частотах 20.. .40 Гц, на 10 дБ на частотах 50... 100 Гц и на 20 дБ на частотах более 100 Гц. Бурение взрывных скважин шарошечными станками сопровождается значительной вибрацией станков. Её влияние зависит от продолжительности и характера воздействия на рабочего (местная или общая вибрация, повороты, круговые движения, толчки). Действие этого фактора считается повышенным при наличии местной или общей вибрации на протяжении более половины рабочей смены. Если рабочий испытывает местную или общую вибрацию на протяжении всей смены, сильные толчки и повороты, то действие этого фактора считается сильным. На буровых станках у пульта управления, где находится машинист станка, применяют резиновые коврики, а также амортизаторы, снижающие вибрацию станка при бурении.

Для снижения уровня вибраций на станках шарошечного бурения широко применяются забойные амортизаторы, устанавливаемые между долотом и буровыми штангами. Упругие элементы амортизатора гасят вибрации, возникающие при работе долота на забое.

Уровень вибрации на станках снижается в 1,5 раза, а стойкость долот увеличивается на 30...60%. Скорость бурения при одинаковых осевых усилиях с амортизаторами и без них примерно одинакова или даже несколько (на 15...20 %) выше.

Решающее значение в профилактике вибрационной и шумовой болезней у горнорабочих имеют инженерно-технические мероприятия, как, например, усовершенствование горных машин и механизмов в направлении ликвидации вредных воздействий на организм человека при работе этих машин, а также переход на автоматическое и дистанционное управление горными машинами и механизмами.

В настоящее время возможности ручных пневматических бурильных машин для проведения геологоразведочных выработок ограничены. Наметились тенденции использования более тяжёлых буровых машин с массой свыше 30 кг, смонтированных на манипуляторах или салазках. Тяжёлые бурильные машины позволяют на 30...50% сократить время на бурение за счёт высоких усилий подачи и на 10... 15% повысить производительность. Их применение позволяет исключить непосредственный контакт проходчика с бурильной машиной.

Контрольные вопросы

  • 1. Что влияет на условия труда рабочих при бурении?
  • 2. Как осуществляется пылеподавлснис при бурении?
  • 3. Опишите способы борьбы с шумом и вибрацией при бурении.

Вибрации в бурении Вибрации бурильной колонны Ø

Вибрации в бурении

Вибрации бурильной колонны Ø Вибрации – вынужденные механические колебания. Ø Для возникновения вибраций необходим источник: • взаимодействие между долотом и разбуриваемой породой; • вращение бурильной колонны и её взаимодействие со стволом скважины; • работа буровых насосов; • работа ВЗД. Ø Любая колонна при вращении создаёт вибрации. Ø Если частота вынужденных колебаний бурильной колонны совпадёт с частотой её собственных колебаний – возникнет резонанс (резкое возрастание амплитуды вынужденных колебаний).

Вибрации бурильной колонны Ø Частота вынужденных колебаний в большинстве случаев равна или кратна частоте вращения бурильной колонны. Скорость вращения бурильной колонны, при которой совпадают её вынужденные и собственные колебания – критическая скорость (частота) вращения. Ø Факторы, влияющие на колебания бурильной колонны: • литология; • зенитный угол; • длина колонны. Ø Наиболее эффективный метод выявления и борьбы с вибрациями – наблюдение и контроль непосредственно на буровой.

Виды вибраций в бурении Осевая Радиальная Торсионная

Осевые вибрации Ø Характеризуется потерей контакта между долотом и забоем, а также большими скачками нагрузки на долото. Ø Обычно возникает при бурении твёрдых пород трёхшарошечным долотом. Ø Трёхшарошечное долото может совершать до 3 -х продольных перемещений за один оборот из-за формы забоя. Ø После наращивания частота собственных колебаний бурильной колонны меняется, поэтому необходим контроль параметров бурения. Ø Бурение твёрдых пород долотами PDC также иногда может приводить к возникновению осевых вибраций. Ø Осевые вибрации могут быть вызваны сменой горных пород.

Признаки осевых вибраций Ø Вертикальное перемещение бурильной колонны (наблюдается не всегда). Ø Скачкообразное изменение момента/нагрузки на долото/частоты вращения. Ø Повышенный шум. Ø Вибрации бурового оборудования. Ø Показания датчика вибрации прибора MWD (телесистема). Ø Колебания талевого каната.

Последствия осевых вибраций Ø Повышенный износ долота: • сломы и сколы резцов и зубьев; • преждевременный выход из строя подшипников и сальниковых уплотнений. Ø Преждевременный выход из строя телесистем. Ø Снижение механической скорости проходки. Ø Повреждение наземного оборудования.

Контроль осевых вибраций Ø Изменить скорость вращения бурильной колонны, чтобы частота вынужденых колебаний не совпадала с частотой её собственных колебаний. Ø Приработать долото, чтобы улучшить форму забоя. Ø Изменить количество ходов насоса. Ø Изменить длину КНБК. Ø Использовать наддолотные амортизаторы (с осторожностью, поскольку они сами могут спровоцировать осевые вибрации).

Радиальные вибрации Ø При радиальной (вихревой) вибрации вращение элемента бурильной колонны происходит вокруг оси, отличной от геометрической оси скважины. Ø Может возникать как на элементах бурильной колонны, так и на долоте. Ø Часто наблюдается при использовании искривлённых ВЗД. Ø Радиальные вибрации – трудноопределимое и достаточно устойчивое явление. Ø Три типа радиальных вибраций: • опережающие (ось вращения долота вращается в ту же сторону, что и буровой инструмент); • обратные (ось вращения долота вращается в противоположную от инструмента сторону); • неустойчивые (хаотичная смесь первых двух типов)

Типы радиальных вибраций Опережающие радиальные вибрации Обратные радиальные вибрации

Определение радиальных вибраций Ø Обычно не передаётся по бурильным трубам, сложно определимы с поверхности. Ø Увеличение оборотов приводит к уменьшению механической скорости проходки. Ø Участки плоского износа на элементах КНБК – индикатор радиальных вибраций. Ø Характерный износ долот: • износ на калибрующей поверхности только одной из лопастей; • скол резцов на плечевой части профиля долота PDC; • скол зубьев на калибрующем ряду шарошки. Ø Увеличенный момент на поверхности.

Определение радиальных вибраций Ø При бурении твёрдых пород долотами PDC с ограничителями глубины внедрения резцов, долото может стать радиально нестабильным. Ø Самый эффективный способ определения радиальных вибраций – показания датчика вибраций телесистемы: • повышенный уровень радиальной вибрации (обратное вращение); • пониженный уровень вращательных колебаний (обратное вращение); • снижение уровня радиальной вибрации (опережающее вращение); • увеличение вращательных колебаний (опережающее вращение). Ø Радиальные вибрации могут вызываться серьёзными вращательными вибрациями (комбинированные вибрации).

Последствия радиальных вибраций Ø Снижение механической скорости проходки. Ø Сколы на резцах вследствие ударного воздействия на резцы с тыльной части и под углом. Ø Плохое качествола скважины – увеличенный диаметр, спиралевидная форма ствола. Ø Преждевременный выход из строя телесистемы. Ø Увеличение момента. Ø Участки плоского износа на элементах КНБК. Ø Повышенный износ калибраторов.

Контроль радиальных вибраций Ø Радиальные вибрации очень устойчивое явление. Возможно придётся остановить ротор и дать колонне труб успокоиться. Ø Необходимо снизить обороты и/или увеличить нагрузку на долото. Ø Чётко соблюдать технологию следующих операций: • касание забоя и начало бурения; • прохождение твёрдых пропластков; • наращивание; • проработка ствола. Ø Избегать сильных вращательных (торсионных) вибраций. Ø Использовать специальные антивибрационные долота. Ø Использовать наддолотные калибраторы.

Вращательные вибрации Ø Вращательные (торсионные) вибрации – чередование ускорений и замедлений вращения бурильной колонны. Ø Stick Slip – торсионные вибрации высокого уровня. Ø Данный тип вибраций происходит вследствие контакта долота с буримой породой и/или вследствие сил трения между элементами КНБК и стенками ствола скважины. Ø После наращивания частота собственных вибраций бурильной колонны изменяется, поэтому необходим контроль параметров бурения. Ø Часто возникает с долотами PDC. Ø Связаны с типом разбуриваемых пород.

Распознавание торсионных вибраций Slip Stick (проскальзывание) (прилипание) Частота вращения (об/мин. ) 350 Скорость вращения долота 300 250 300 150 300 Скорость вращения ротора 50 0 0 5 10 15 20 25 30 Время (с) 35

Распознавание торсионных вибраций Ø Высокий момент. Ø Колебания момента более, чем на 15%. Ø Неравномерность частоты вращения инструмента вплоть до остановки. Ø Циклический шум привода ротора. Ø Можно определить по показаниям телесистемы: • значения Stick Slip, полученные телеметрией; • часто связаны с сильными радиальными вибрациями; • очень высокое значение колебаний момента на забое; Ø Проверить, связаны ли торсионные вибрации с долотом или с КНБК можно оторвавшись от забоя и не прекращая вращения бурильной колонны.

Последствия торсионных вибраций Ø Преждевременный износ долота. Ø Потери резцов при вращении долота в обратную сторону. Ø Преждевременный отказ телесистемы. Ø Неэффективное разрушение горных пород. Снижение механической скорости проходки до 30%. Ø Перетяжка резьбовых соединений. Ø Отворот резьбовых соединений при вращении в обратную сторону. Ø Повреждение ротора. Ø Повреждение ВЗД.

Контроль торсионных вибраций Ø Увеличить частоту вращения инструмента (у каждой колонны есть критическая частота, после которой торсионные вибрации уменьшаются). Ø Уменьшить нагрузку на долото: • меньший реактивный момент на долотах PDC вибрациями; • уменьшение контакта со стенками изогнутых труб. Ø Уменьшить трение КНБК: • применять роликовые калибраторы; • улучшить смазывающие свойства раствора. Ø Использовать менее агрессивный тип долот PDC. Ø Улучшить очистку скважины, проводить проработку ствола.

Комбинированные виды вибраций Ø Все виды вибраций взаимосвязаны. Ø Второстепенные виды вибраций обычно появляются, когда первичные достигают серьёзных значений: • торсионные вибрации могут приводить к осевым и/или радиальным вибрациям; • радиальные вибрации могут порождать осевые вибрации; • осевые вибрации могут приводить к радиальным вибрациям. Ø Комбинирование одновременно нескольких видов вибраций осложняет понимание происходящего на забое скважины. Ø В некоторых случаях невозможно избавиться от всех типов вибраций.

Анализ вибраций В составе ПО WELLPLAN компании Landmark© реализован модуль анализа вибраций бурильной колонны при её вращении. Главная цель разработки подобного модуля: Определение критической скорости вращения бурильной колонны и области повышенных напряжений, возникающие в процессе этого вращения. В данном модуле производится анализ всей бурильной колонны (от долота до стола ротора) с помощью метода конечных элементов (МКЭ), а также с использованием методики вынужденной амплитудночастотной характеристики. Необходимо помнить, что напряжения, расчитываемые в данном модуле относительны и должны использоваться только для определения критической частоты вращения бурильной колонны.

Методика вычислений Данный модуль производит расчет резонансных частот, возникающих в бурильной колонне как в процессе вращения, так и в процессе бурения с установкой отклонителя для набора параметров кривизны (статическое положение КНБК). Расчет начинается с вычисления смещения статической поверхности КНБК относительно ствола скважины. Это означает, что при расчете моделируются условия работы бурильной колонны и влияние на общий результат анализа следующих параметров: • • • искривленность ствола скважины; размеры элементов КНБК; точки контакта бурильной колонны со стволом скважины; смещение КНБК относительно оси ствола скважины; эффекты вращательного трения.

Методика вычислений § Основная задача процедуры вычисления критической скорости вращения состоит в том, чтобы установить необходимый набор вычислений для выбранного диапазона частот для того, чтобы определить чувствительность смещения КНБК к возбуждающей частоте. § В этом случае предполагается, что при работе бурильной колонны на критической частоте (скорости вращения) силовые колебания, возникающие в точках ее контакта со стволом скважины (на долоте, калибраторах и др. ) вызывают значительные смещения бурильной колонны и сильные внутренние напряжения. § Математическое обоснование было разработано с учетом затухания (демпфирование) соответствующих характеристик бурильной колонны в установившемся режиме. Смысл использования затухания в общей модели в том, что частота вращения КНБК необязательно должна совпадать по фазе с частотой возбуждения.

Методика вынужденной амплитудночастотной характеристики

Граничные условия § Граничными условиями определяются физические ограничения, в которые заключены верхние и нижние узловые элементы. Они задаются для того, чтобы определить начальное положение первого узлового элемента сетки и конечное положение последнего узлового элемента сетки. § Координаты начального и конечного положения определяются 6 -ю степенями свободы (3 по смещению, 3 по кручению), которые может иметь каждый узел сетки бурильной колонны.

Метод Конечных Элементов МКЭ работает по следующей схеме: 1. Вся бурильная колонна делится на узловые точки, по правилам задаваемым в генераторе сетки МКЭ (в модуле BHA бурильная колонна может быть поделена на 149 узлов (148 конечных элементов); 2. Геометрия ствола берется из заданного профиля скважины и ее диаметра; 3. Вычисляются осевые и крутящие нагрузки и напряжения, а также координаты (X, Y, Z) каждой узловой точки.

Условия анализа вибраций При расчете в ПО Wellplan© Метод Конечных Элементов подразумевает следующее: • Внутренние силы должны уравновешивать внешние силы; • Решение найденное для отдельного конечного элемента должно быть совместимым со следующим конечным элементом. Это необходимо, так как деформируемые тела должны совмещаться; • Поведение материалов должно исходить из их свойств. После построения сетки каждый конечный элемент (КЭ) воспринимается как однородное тело с заданными размерами. Граничные условия каждого КЭ определяются параметрами узловых точек, которые определяются векторами сил.

SPE Russian Website :: Использование наведенной вибрации при вертикальном и наклонно-направленном бурении для повышения механической скорости проходки и борьбы с подклиниванием-проскальзыванием КНБК

Обществом инженеров нефтегазовой промышленности SPE в сотрудничестве в журналом «Инженерная практика» публикует обзоры материалов мероприятий SPE. Для обзоров были выбраны ключевые технические презентации, содержание которых может представлять интерес для российского читателя, включая такие темы, как подбор жидкостей для бурения и заканчивания скважин, наклонно-направленное бурение, измерения в процессе бурения, бурение с контролем давления, цементирование, утилизация отходов бурения, за авторством специалистов ведущих сервисных компаний и компаний-операторов. Полные тексты соответствующих материалов SPE вы можете найти в онлайн-библиотеке www.OnePetro.org.

Предлагаем Вам ознакомиться с кратким содержанием обзора публикации на тему:

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ НАВЕДЕННОЙ ВИБРАЦИИ ПРИ ВЕРТИКАЛЬНОМ И НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОМ БУРЕНИИ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКОЙ СКОРОСТИ ПРОХОДКИ И БОРЬБЫ С ПОДКЛИНИВАНИЕМ-ПРОСКАЛЬЗЫВАНИЕМ КНБК

Настоящая статья написана главным редактором журнала «Инженерная практика» Александром Долгопольским в качестве краткого обзора публикации IADC/SPE 168034 'Drilling With Induced Vibrations Improves ROP and Mitigates Stick/Slip in Vertical and Directional Wells'. Данная публикация была подготовлена J.R. Clausen, A.E. Schen, I. Forster, J. Prill, R. Gee (National Oilwell Varco) для Конференции по бурению Международной ассоциации буровых подрядчиков и Общества инженеров нефтегазовой промышленности (IADC/SPE), проведенной 4–6 марта 2014 года в г. Форт-Уэрт, США. Публикация не рецензировалась. Прочитать абстракт на английском языке и скачать статью можно здесь.

Как правило, вибрация бурильной колонны или ее элементов воспринимается как очевидное зло, с которым необходимо бороться. Принимая этот постулат, авторы материала делают оговорку, что вибрация вибрации рознь. И если поперечные вибрации КНБК при бурении, действительно, приводят к преждевременному износу долота и другим проблемам, то с продольными вибрациями дело обстоит иначе.

Основываясь на ряде ранее проведенных коллегами исследований и расчетов (Forster and Grant, 2012), авторы заключают, что теоретически эффективность бурения КНБК, способной передавать переменную нагрузку на забой, при прочих равных условиях в любом случае будет выше. Статическое трение сменится динамическим, вследствие чего требуемая нагрузка на долото в обычных условиях будет ощутимо меньше, а передача веса колонны на долото при этом улучшится.

Проведенные ранее исследования, впрочем, относились прежде всего к повышению эффективности ловильных операций. В частности, было отмечено, что возбуждение продольной вибрации, особенно в случае вхождения инструмента в состояние резонанса, значительно облегчает задачу извлечения прихваченной трубы или компоновки.КОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫАвторы описывают скважинную систему возбуждения продольных вибраций в процессе бурения следующим образом. Во-первых, в КНБК включается возбудитель продольных вибраций (ВПВ) — инструмент, создающий продольные вибрации в заданном диапазоне частот. При этом системе КНБК — долото отводится роль динамического поглотителя продольной вибрации, частота резонанса которого подстраивается под частоту ВПВ посредством подбора веса и жесткости. В результате, «поглотитель вибрации» активизируется при достижении наводимой продольной вибрацией частоты резонанса. Таким образом, вибрация оказывает максимальное воздействие на КНБК и колонну.

Снижение вибрационной нагрузки на породоразрущающий инструмент и элементы КНБК путем применения демпфирующего переводника

Reduction of vibration load on the rock-cutting tool and BHA elements by using a damping sub

T. BADRETDINOV, G. ISHBAEV, A. BALUTA, A. SHARIPOV, A. DRAGAN, LLC SPE «BURINTEKH» LLC , V. YAMALIEV, USPTU

Начало массового применения в бурении долот режуще-скалывающего действия с резцами PDC в конце ХХ – начале ХХI вв. выявило неожиданную проблему в виде отсутствия подходящих устройств гашения вибрационных колебаний, возникающих при работе скважинного инструмента. Авторы предлагают решение с помощью применения демпфирующего переводника.

The beginning of mass application of drilling bits cutting-chipping action with the PDC cutters in the end of XX – beginning of XXI century has revealed an unexpected problem in the form of a lack of suitable devices to quench the vibrations that occur when the downhole tool. The authors propose a solution by applying the damping sub.

Сложная экономическая ситуация на мировом рынке углеводородов оказывает серьезное давление на все области нефтегазовой промышленности нашей страны и подталкивает ее к ускоренному развитию. Поэтому процесс разработки новых высокоэффективных технологий и оборудования набирает обороты с новой силой. Однако существует еще много серьезных задач, которые очень важно решить в самое ближайшее время. Так, например, в бурении начало массового применения долот режуще-скалывающего действия с резцами PDC в конце ХХ – начале ХХI вв. выявило неожиданную проблему в виде отсутствия подходящих устройств гашения вибрационных колебаний, возникающих при работе скважинного инструмента. Анализируя патентные документы последних 40 лет, можно отметить, что большинство суще­ствующих на тот момент конструкций демпферов могло эффективно применяться лишь с шарошечными долотами. Как правило, это низкочастотные высокоамплитудные устройства, направление работы которых совпадает с осью скважины. Причина заключается в механизме разрушения горной породы. Долота дробяще-скалывающего действия, в отличие от PDC-долот, не создают высокого реактивного момента при работе и поэтому практически не подвержены влиянию крутильной вибрации – stick-slip. Поэтому основным источником возникновения колебаний является циклическое подскакивание шарошечного долота на забое, проявляющееся в виде увеличения и уменьшения осевой нагрузки.

При появлении осевой вибрации большой амплитуды следует увеличить нагрузку и уменьшить скорость вращения долота. Применение демпфирующих устройств, амортизаторов, виброгасителей в данном случае наиболее эффективно в отличие от других типов вибраций.

Важно отметить, что вне зависимости от типа применяемого породоразрушающего инструмента на бурильную колонну также действует боковая изгибающая вибрация, оказывающая наиболее разрушительное влияние.

Характерными признаками проявления крутильной вибрации являются: слом вооружения долота, особенно в зоне, образующей диаметр стенок скважины; усталостный износ резьбовых соединений вследствие их перетяжки повышенным моментом и риск отворота и полета оборудования в скважину.

Остановимся немного подробнее на основных типах вибраций бурильной колонны и конструкциях демп­фирующих устройств: 1. Осевая вибрация чаще всего возникает при смене горных пород, имеющих разные свойства, а также при прохождении твердых пропластков. Как уже отмечалось, направление колебательного движения совпадает с осью вращения инструмента. Из-за цикличности значений осевой нагрузки возникает дополнительная энергия, способствующая разрушению горной породы, но в то же время негативно действующая на сам породоразрушающий инструмент и элементы КНБК. Это ведет к слому и преждевременному износу вооружения долота, разгерметизации и повреждению опор, выходу из строя подшипниковых узлов винтовых забойных двигателей и элементов телеметрических систем и, как следствие, к снижению ресурса всего скважинного инструмента [1 – 3]. Осевые колебания имеют частоту 1 – 10 ГЦ, а скорость их затухания напрямую зависит от веса и жесткости компоновки [4]. Следовательно, для уменьшения амплитуды осевых колебаний в КНБК вводят дополнительные секции утяжеленных труб, калибраторов и т.д. Однако увеличение веса колонны без изменения режимов бурения может привести лишь к увеличению ударного импульса. Поэтому при появлении осевой вибрации большой амплитуды следует увеличить нагрузку и уменьшить скорость вращения долота. Применение демпфирующих устройств, амортизаторов, виброгасителей в данном случае наиболее эффективно в отличие от других типов вибраций. В основе большинства известных конструкций лежит узел демпфирования, состоящий из тарельчатых либо винтовых пружин с ходом рабочего вала до 300 мм, а их общий габаритный размер достигает двух метров. При расположении длинномерного демпфера непосредственно над долотом могут возникнуть сложности ориентирования ствола скважины. Поэтому усилия разработчиков бурового инструмента направлены на создание компактного устройства с более энергоемким демпфирующим узлом. 2. Крутильная вибрация или Stick-slip motion представляет собой неравномерное вращение бурильной колонны, вызванное резкими ускорениями и замедлениями при ее вращении. Долото приостанавливается (длительностью порядка десятых долей секунды) с равной периодичностью, что вызывает рост крутящего момента и скручивание всей колонны. При превышении момента скручивания над моментами сопротивления резания породы и момента сил трения о стенки скважины происходит резкое ускорение долота – проскальзывание, когда его угловая скорость резко возрастает (в 2 – 3 раза). Длительность такого процесса может достигать нескольких секунд, а максимальная интенсивность колебаний происходит в нижней части колонны. При этом частота таких колебаний не превышает 1 Гц [4]. Характерными признаками проявления крутильной вибрации являются: слом вооружения долота, особенно в зоне, образующей диаметр стенок скважины; усталостный износ резьбовых соединений вследствие их перетяжки повышенным моментом и риск отворота и полета оборудования в скважину.

Как говорилось выше, чаще всего крутильная вибрация возникает при работе с PDC-долотами. При этом выбор долота с большой агрессивностью, обусловленный стремлением буровиков сократить время бурения интервала, может привести к тому, что нарушается баланс между жесткостью колонны и реактивным моментом от горной породы, что в свою очередь ведет к выходу из зоны стабильного бурения и возникновению крутильной вибрации. То же самое происходит и при неверно подобранном режиме бурения, когда при слишком большой осевой нагрузке и малой скорости вращения вооружение долота сильно заглубляется в породу за один оборот [5]. Также следует отметить, что вероятность появления крутильной вибрации увеличивается с ростом глубины и зенитного угла скважины, а также при прохождении твердых пропластков.

В результате поперечного движения вкупе с вращением бурильной колонны возникает такое явление как завихрение. Под завихрением понимают самоподдерживающееся эксцентричное вращение инструмента вокруг точки, не являющейся ее геометрическим центром.

Гашение крутильной вибрации также происходит за счет рассеивания энергии по элементам бурильной колонны, находящимся над долотом, и общим сопротивлением трения о стенки скважины. Но основным способом устранения крутильной вибрации является изменение режима бурения. Для этого ограничивают осевую нагрузку и увеличивают скорость вращения. Возможно также применение более быстроходных забойных двигателей и включение в КНБК демпфирующих устройств, работающих в тангенциальном направлении. Так как подобные демпферы создают дополнительную эластичность колонны, главной целью их применения становится – снижение тангенциальной ударной нагрузки на вооружение долота. Зачастую это оправдано при бурении на больших глубинах, когда ресурс породоразрушающего инструмента важнее скорости проходки. 3. Поперечная вибрация представляет собой маятниковое движение в направлении, перпендикулярном оси скважины. Большие знакопеременные изгибные напряжения являются причиной около 75 % отказов и аварий. В результате такого поперечного движения вкупе с вращением бурильной колонны возникает такое явление как завихрение. Под завихрением понимают самоподдерживающееся эксцентричное вращение инструмента вокруг точки, не являющейся ее геометрическим центром. Следует отметить, что завихрения могут происходить как по направлению часовой стрелки, так и против, причем это направление может постоянно меняться [6]. При этом происходит спиралеобразное увеличение диаметра ствола скважины.

Различают завихрение долота и завихрение КНБК, имеющие частоту колебаний 5 – 100 Гц и 5 – 20 Гц соответственно [7]. Для решения этой проблемы режим бурения меняется следующим образом: понижают обороты вращения и увеличивают осевую нагрузку. Причем эти корректировки обязательно следует проводить после полной остановки колонны. Применение классических конструкций демпфирующих устройств при завихрениях и поперечных вибрациях малоэффективно. Для ограничения их разрушительного действия используют комбинацию с механическими ограничителями поперечного действия такими, как роликовый центратор, расширитель, полноразмерный калибратор и пр.

Необходимость создания компактного демпфирующего устройства, способного эффективного работать как в осевом, так и в тангенциальном направлении, является одним из наиболее напрашивающихся решений для повышения производительности работы скважинного инструмента.

Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что необходимость создания компактного демпфирующего устройства, способного эффективного работать как в осевом, так и в тангенциальном направлениях, является одним из наиболее напрашивающихся решений для повышения производительности работы скважинного инструмента. Являясь лидером российского рынка бурового оборудования, компания ООО НПП «БУРИНТЕХ» не могла оставить эту проблему без должного внимания. Главным преимуществом компании являются оперативная обратная связь с заказчиком и тщательное изучение потребностей буровиков. С этой целью силами отдела породоразрушающего инструмента центра Разработки ООО НПП «БУРИНТЕХ» был разработан буровой демпфер продольных и крутильных колебаний (заявка на полезную модель от 02.12.2016, рег. № 2016147425). Суть разработки заключается в следующем: две корпусные детали, имеющие замковые резьбы, взаимодействуют между собой посредством спиральных шлицов. Благодаря небольшому зазору между шлицами в осевом и тангенциальном направлении обе детали ограниченно подвижны друг относительно друга. Все зазоры образуют единую полость, которая заполняется упругим полимерным материалом, делая соединение неразборным. Минимум деталей и простота конструкции придают изделию высокую надежность. На рис. 1 показан график нагружения демпфера с упругим полимерным материалом с твердостью 65 единиц по Шору. Из графика видно, что при нагрузке в 27 т упругая деформация составляет всего 3,5 мм. Такая большая энергоемкость материала позволила сконструировать очень компактное изделие, что особенно важно при установке демпфера непосредственно над долотом. Длина демпфера под эксплуатационную колонну без ниппеля составляет всего 300 мм, а при варьировании твердостью и объемом полимерного материала появляется возможность разработки конструкции практически под любой типоразмер бурового инструмента. Прежде чем провести опытно-промысловые работы демпфера в условиях реальной скважины, были проведены стендовые испытания на буровом станке ЗИФ-1200 со снятием показателей вибрации. Обычная компоновка состоит из долота, демпфера, переводника и ведущей штанги станка (рис. 2).

На станину бурового стенда устанавливается датчик-акселерометр, измеряющий колебания в трех направлениях. Измеренные значения в режиме он-лайн передаются через аналого-цифровой преобразователь (АЦП) на ЭВМ, где и происходит расшифровка данных и их сохранение. На рис. 3 показан совмещенный график измерений осевой вибрации с демпфером и без него, при частоте вращения ведущей штанги равной n=170 об/мин. и нагрузках W=2, 4, 6 и 8 т.

По результатам испытаний было установлено, что средний уровень осевых вибрационных показателей снизился на 20 – 30 процентов, а уменьшение пиковых шоков достигает 60 процентов. Ввиду небольшой длины штанги станка и отсут­ствия неравномерности вращения замеры крутильных колебаний при стендовом бурении не дают наглядно­сти. Поэтому главным критерием эффективности работы демпфера против крутильной вибрации является сохранение вооружения долота. А это можно проверить лишь в условиях реальной скважины в процессе опытно-промысловых отработок.

Для этого были выбраны две скважины Азнакаев­ского месторождения Республики Татарстан. На скважине 4246Г работа велась с механическим демпфером МД-180.П-117/117, а на скважине 4241Г – без него. Сравниваемые интервалы работ представлены доломитами и известняками верхне-франского горизонта, а также глинами и карбонатными породами мендымского горизонта. Компоновка с демпфером имела следующий вид: долото БИТ 215, 9 ВТ 616 УЕСВ. 986-01 / ВЗД ДШОТР 178 7/8 с углом перекоса 1,65° / телесистема ЗТС-42 КК. Режим бурения при нагрузке G=10 – 14 т, с давлением промывочной жидкости P=150 атм. и расходом Q=33 л/с. Интервал замера вибрации составил 121 м (1588 – 1709 м).

Компоновка без демпфера: долото БИТ 215, 9 ВТ 616 УЕСВ. 982-01 / ВЗД ДШОТР 178 7/8 с углом перекоса 1,98° / телесистема ЗТС-42 КК. Режим бурения аналогичен работе с демпфером, а сравниваемый интервал равен 92 м (1653 – 1745 м).

Первый опыт работы демпфера осевых и крутильных колебаний показал целесообразность его применения при установке непосредственно над долотом, при этом не происходит ухудшения управляемости бурильной компоновки. Уменьшение значений осевых колебаний достигает 50 процентов, а сглаживание эффекта stick–slip motion позволяет повысить ресурс вооружения PDC–долота.

При детальном сравнении работы на одинаковых интервалах 1650 – 1710 м, по данным виброканала телесистемы ЗТС-42 КК, можно отметить, что средние значения осевых вибраций при работе с МД-180. П-117/117 находятся в промежутке 0,25 – 0,8 G, а без МД – 0,75 – 1,5 G, а пиковые значения на уровне 1,2 G и 2 G соответственно. Достигнутый эффект положительно влияет не только на ресурсы породоразрушающего инструмента, но и дорогостоящего наддолотного оборудования в виде ВЗД, телесистемы и пр.

На рис. 5 видно, что резцы активной калибрующей части и плечевой зоны долота, работавшего без демпфера, получили множественные сколы и сломы в результате ударных нагрузок. Важно отметить, что наибольшие повреждения получили именно резцы наружного ряда, чья линейная скорость значительно выше, чем у резцов внутреннего ряда. А на рис. 6 показаны резцы долота с МД-180.П-117/117 в компоновке. По их состоянию можно судить о положительном эффекте сглаживания крутильных шоков демпфером.

Первый опыт работы демпфера осевых и крутильных колебаний показал целесообразность его применения при установке непосредственно над долотом, при этом не происходит ухудшения управляемости бурильной компоновки. Уменьшение значений осевых колебаний достигает 50 процентов, а сглаживание эффекта stick-slip motion позволяет повысить ресурс вооружения PDC-долота. Конечно, для определения процентной эффективности требуется провести еще много опытно-промысловых отработок и наработать большую статистическую базу сравнения.

Силами отдела породоразрушающего инструмента Центра Разработки ООО НПП «БУРИНТЕХ» был разработан буровой демпфер продольных и крутильных колебаний (заявка на полезную модель от 02.12.2016, рег. № 2016147425).

Однако первые достигнутые результаты позволяют говорить о том, что задача повышения ресурса долота и наддолотного инструмента может быть решена при помощи применения демпфирующих устройств, в основе которых лежит полимерный упругий материал.

1. Ишемгужин И.Е., Ямалиев В.У., Ишемгужин Е.И. Диагностирование объектов нефтегазодобычи при случайных колебаниях технологических параметров бурения // Нефтегазовое дело. 2011. Т. 9. № 3. С. 17 – 20. 2. Патент 2124125 РФ. Способ регулирования оптимальной осевой нагрузки на долото при бурении скважин / И.Е. Ишемгужин, В.У. Ямалиев, В.В. Пашинский, Е.И. Ишемгужин, М.Н. Козлов, С.В. Назаров, Э.М. Галеев, А.В. Лягов; МПК6 E21B045/00, E21B044. № 97103910/03; заяв. 12.03.1997; опубл. 27.12.1998. Бюл. № 5. 3. Патент 2335629 РФ. Устройство для оценки состояния породоразрушающего инструмента / В.У. Ямалиев, Т.Р. Салахов, Э.Ш. Имаева; МПК6 E21B44/00. № 2006145009/03; заяв. 18.12.2006; опубл. 10.10.2008. Бюл. № 28. 4. Osnes S.M., Amundsen P.A., Weltzin T., Nyrnes E., Hundstad B.L. and Grindhaug G. MWD Vibration Measurements: A Time for Standarisation. SPE/IADC 119877 presented at SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam, The Netherlands, 17 – 19 March 2009. 5. Юнин Е.К. К вопросу предотвращения вибраций бурильной колонны // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. № 12. С. 6 – 10. 6. Leine R.I., Van Campen D.H. and Keultjes W.J. Stick-slip Whirl Interaction in Drillstring Dynamics, Journal of Sound and Acoustics. 2002. Vol. 124. Pp. 209 – 220,

7. Aadnoy B.S., Cooper I., Miska S.Z., Mitchell R.F. and Payne M.L. Advanced Drilling and Well Technology. United States of America: Society of Petroleum Engineers, 2009.

1. Ishemguzhin I.E., Yamaliev V.U., Ishemguzhin E.I. Diagnostics of oil and gas extraction in case of accidental oscillations of drilling technological parameters // Oil and gas business. 2011. V. 9. No. 3. Pp. 17 – 20. 2. Patent 2124125 of the Russian Federation. Way to regulate the optimum axial load on the bit during drilling / I.E. Ishemguzhin, V.W. Emaleev, V.V. Pashinsky, I.E. Ishemguzhin, M.N. Kozlov, S.V. Nazarov, E.M. Galeev, A.V. Liagov; MPK6 E21B045/00, E21B044. No.97103910/03; stated. 12.03.1997; publ. 27.12.1998. Bull. No. 5. 3. Patent 2335629 of the Russian Federation. Device for assessment of rock cutting tool / V.W. Yamaleev, T.R. Salakhov, E.Sh.Imaeva; MPK6 E21B44/00. No. 2006145009/03; stated. 18.12.2006; publ. 10.10.2008. Bull. No. 28. 4. Osnes S.M., Amundsen P.A., Weltzin T., Nyrnes E., Hundstad B.L., Grindhaug G. MWD Vibration Measurements: A Time for Standarisation. SPE/IADC 119877 presented at SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition held in Amsterdam, The Netherlands, 17 – 19 March 2009. 5. Junin E.K. To the question of preventing vibrations of the drill string // Construction of oil and gas wells on land and at sea. 2009. No. 12. Pp. 6 – 10. 6. Leine R.I., Van Campen D.H., Keultjes W.J. Stick-slip Whirl Interaction in Drillstring Dynamics, Journal of Sound and Acoustics. 2002. Vol. 124. Pp. 209 – 220.

7. Aadnoy B.S., Cooper I., Miska S.Z., Mitchell R.F., Payne M.L. Advanced Drilling and Well Technology. United States of America: Society of Petroleum Engineers, 2009.

Комментировать этот материал »

Авторизация


Смотрите также