WWW.LIBRUS.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - собрание публикаций
 

«высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт природных ресурсов Направление подготовки: 15.03.02 «Технологические ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов

Направление подготовки: 15.03.02 «Технологические машины и оборудование»

Профиль подготовки: «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»

Кафедра теоретической и прикладной механики

МАГИСТЕРСКАЯ РАБОТА

Тема работы Анализ ударно-вибрационных нагрузок на компоновку низа бурильной колонны УДК 622.24.053:539.411.5 Студент Группа ФИО Подпись Дата 2БМ6Д Муратов Олег Владимирович Руководитель Должность ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Заведующий кафедрой Ковалев А.В. к.т.н .

КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Должность ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Ассистент Макашева Ю.С .

По разделу «Социальная ответственность»

Должность ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Ассистент Задорожная Т.А. к.э.н .

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

Зав. кафедрой ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание БС Ковалев А.В. к.т.н .

Томск – 2018 г .

Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природных ресурсов Направление подготовки: 15.03.02 «Технологические машины и оборудование»

Профиль подготовки: «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»

Кафедра теоретической и прикладной механики

УТВЕРЖДАЮ:

Зав. кафедрой _____ _______ ____________

(Подпись) (Дата) (Ф.И.О.) ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной

–  –  –

Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках:

Методы и средства для измерения и регистрации ударно-вибрационых нагрузок на компоновку низа бурильной колонны .

Классификация ударно-вибрационных нагрузок и последствия их воздействия на компоновку низа бурильной колонны .

–  –  –

Институт природных ресурсов Направление подготовки: 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль подготовки: «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Уровень образования: Магистратура Кафедра Бурения скважи Период выполнения: (весенний семестр 2017/2018 учебного года)

–  –  –

Бурения Скважин Ковалев А.В. к.т.н .

РЕФЕРАТ Выпускная квалификационная работа содержит 95 с., 20 рис., 10 табл., 76 источников, 1 прил .

Ключевые слова: ударно-вибрационные нагрузки, компоновка низа бурильной колонны, скорость вращения бурильной колонны, осевая нагрузка на долото, акселлерометр, магнитометр, наклонно-направленное бурение, механическая скорость проходки .

Объектом исследования является компоновка низа бурильной колонны .

Цель работы – исследование различных факторов, таких как параметры бурения (осевая нагрузка на долото, скорость вращения бурильной колонны), дизайн КНБК (количество калибраторов, их размер, расстояние друг от друга, тип долота и т. д.) и др. на уровень ударно-вибрационых нагрузок осевого, скручивающего и поперечного типа на КНБК .





Задачи:

- Анализ и систематизация данных по уровню ударно-вибрационных нагрузок на КНБК;

- Выработка реокмендаций по параметрами бурения, дизайну КНБК для снижения уровня ударно-вибрационных нагрузок .

В данной выпускной квалификационной работе рассмотрены типы ударно-вибрационных нагрузок, факторы, оказывающие на них влияние, способы их измерения, собрана база данных, полученных при бурени реальных скважин. Проведен анализ и созданы рекомендаци по снижению ударновибрационых нагрузок разных типов на КНКБ .

Пояснительная записка к данной магистерской диссертации была выполнена с использованием редактора Microsoft Word 2016 .

Определения, обозначения, сокращения, нормативные ссылки

В настоящей работе использованы ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 14169 - 93 «Системы наземного контроля процесса бурения нефтяных и газовых скважин. Общие технические требования и методы испытаний»

ГОСТ 12.2 .

062 - 81 «Оборудование производственное. Ограждения защитные»

ГОСТ 12.1 .

029 - 80 «Средства и методы защиты от шума .

Классификация»

ГОСТ 26568 - 85 «Вибрация. Методы и средства защиты .

Классификация»

ПБ 12-368 - 00 «Правила безопасности в газовом хозяйстве»

СанПиНом 2.1.7.722 - 98 «Гигиенические требования к устройству и содержанию полигонов для твердых бытовых отходов»

НОСТ РФ 53683-2009 (ИСО 13535:2000) «Нефтяная и газовая промышленность. Буровое и эксплуатационное оборудование. Оборудование для спуско-подъемных операций» .

Сокращения:

КНБК – Компоновка низа бурильной колонны;

УВН – Ударно-вибрационные нагрузки;

ННБ – Наклонно-направленное бурение;

МСП – Механическая скорость проходки .

Оглавление Введение……………………………………………………………………...…..…12

1. Обзор литературы………………………………………………………………..13

1.1 Методы и средства для измерения и регистрации ударно-вибрационых нагрузок на КНБК…………………………………………………………...…...…13 1.1.1 Косвенные методы оценки уровня УВН на КНБК……………....…..13 1.1.2 История развития технических средств для измерения уровня УВН на КНБК ……………

1.1.3 Современные технические средства для измерения уровня УВН на КНБК ……………

1.2 Классификация ударно-вибрационных нагрузок и последствия их воздействия на КНБК……………....…

1.2.1 Осевые (Продольные) УВН……………....…

1.2.2 Крутильные (Скручивающие) УВН……………....…

1.2.3 Поперечные (боковые)УВН……………....…

1.3 Способы снижения уровня ударно-вибрационных нагрузок на КНБК …32 1.3.1 Демпфирующие устройства……………

1.3.2 Подбор параметров бурения……………

1.3.3 Дизайн КНБК……………

2. Методика проведения исследования……………

2.1 Подбор данных для анализа УВН на КНБК ……………............40

2.2 Формат исходных данных, использованных для анализа УВН на КНБК……………

3. Анализ влияния различных факторов на уровень УВН на КНБК……………

3.1 Анализ влияния различных факторов на уровень скручивающих УВН на КНБК ……………

3.1.1 Анализ влияния типа промывочной жидкости на уровень скручивающих УВН……………

4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение......49

4.1 SWOT-а нализ..………………………………………………............…..49

4.2 Планирование научно-исследовательских работ……….............54 4.2.1 Структура работ в рамках научного исследования

4.2.2 Определение трудоемкости выполнения работ………….........54 4.2.3 Разработка графика проведения научного исследования……..……

4.2.4 Затраты на приобретение лицензии на программное обеспечение……..……

4.2.5 Затраты по основной заработной плате……..……

4.2.6 Затраты на единоразовые выплаты в связи со сдачей этапа...61 4.2.7 Отчисления во внебюджетные фонды ……

4.2.8 Накладные расходы

4.2.9 Формирование бюджета затрат научно-исследовательского проекта……………………………………………………………….…….....62

4.3 Обоснование эффективности проекта……

5. Социальная ответственность…………………………………………….……...65

5.1 Описание рабочего места на предмет возникновения опасных и вредных факторов, вредного воздействия на окружающую среду…………......65

5.2 Анализ выявленных вредных факторов проектируемой 5.2.1 Освещенность рабочего места работника……………..............67 5.2.2 Воздействие шума на рабочем месте……………………….....69 5.2.3 Электромагнитное излучение на рабочем месте

5.2.4 Показатели микроклимата……………………

Заключение..…

Список использованных источников..…

Приложение I.................……………………………………………………………81 Введение Вопрос ударно-вибрационных нагрузок на КНБК был актуальным с самомго начала развития бурения, но если в 60-е годы основной причиной для снижения уровня ударно-вибрационых нагрузок служила проблема преждевременного износа долота, то в настоящее время, учитывая постоянно растущее количество приборов с электронными компонентами в КНБК, все более актуально встает вопрос о снижении уровня ударно-вибрационых нагрузок на КНБК для предупреждения выхода таких приборов c электронными компонентами из строя .

Помимо пагубного воздействия на оборудование повышенный уровень УВН приводит к снижению МСП, так как энегрия, передаваемая с поверхности на забой тратится не на разрушение горной породы а на колебвания и вибрации КНБК. Прибурении на Азнакаевской, Аркаевской, Абдрахмановской и Павловской площаях при использовании одного и того же долота 215.9 мм CH44MRS из-за эксцентричного вращения долота на забое были получены совершенно несопоставимые величины проходки на долото, как, например, 26 м против 154, 194, 241 и 147 м [57] .

Высокие УВН так же затрудняют процесс ННБ особенно при использование роторных управляемых систем, чрезмерные колебания и неравномерность вращения электронного модуля не позволяют ему стабилизироваться в нужном положении, что в свою очередь не позволяет роторной управляемой системе отклоняться в нужном направлении. Из за затрудненности ориентации электронного модуля при высоких ударновибрационных нагрузках так же возникают сложности с азимутальным каротажом в процессе бурения .

Все перечисленые выше факторы делают вопрос изучения УВН на КНБК весьма актуальным .

Целью данной работы является анализ влияния различных факторов на уровень ударно-вибрационных нагрузок на компоновку низа бурильной колонны и выработка рекомендаций по их снижению .

1. Обзор литературы Работ посвященных теме УВН на КНБК в отечественных источниках по сравнению с зарубежными не так много, но в последнее время наметилась тенденция на увеличение количества отечественных работ по данной теме .

Первые отечественые исследования УВН были проведены в 70-х годах, Армянинов Г.Ф. и Кулябин Г.А. исследовали влияние резонансных явлений в бурильной колонне на работу долота, Тимофеев Н.С. и Ворожбитов М.И .

разрабатывали первые устройства для регистрации вибраций на забое. Много исследований проводятся на базах таких крупных нефтесервисных компаний как Халлибертон, Шлюмберже и Бейкер Хьюз, наличие обширных баз данных собранных с помощью телесистем, приборов каротажа в процессе бурения и роторных управляемых систем, производимых этими компаниями, позволяет им проводить более детальные исследования .

В даной главе будут рассмотрены типы УВН на КНБК, последствия воздействия каждого типа, методы и техника для регистрации УВН и история их развития .

1.1 Методы и средства для измерения и регистрации ударновибрационых нагрузок на КНБК До момента когда появились первые технические устройства для регистрации УВН на КНБК, использовались косвенные методы оценки по характеру вибраций бурильной колонны на поверхности .

1.1.1 Косвенные методы оценки уровня УВН на КНБК Санников Р.Х. в своих ранних работах указывает, что по характеру вращения колонны на поверхности с определенной долей вероятности удавалось оценить степень износа долота а временами и даже момент слома шарошки [19] .

Подобными методами оценки УВН на КНБК пользовались китайские исследователи, при бурении на месторождениях на северо-западе Китая [16] .

Кулябин Г.А., по данным крутящего момента на поверхности косвенно оцкенивал крутильные колебания бурильного инструмента в скважине [13] .

Достаточно точно можно оценить уровень УВН на КНБК по колебаниям инструмента при бурении верхних секций, за счет того что длины колоны недостаточно для того чтобы колебания возникающие на забое полностью затухали в колонне, большая часть энергии доходит до поверхности, в результате чего визуально можно наблюдать осевые колебания колонны. Векерик В.И. по данным колебаний верхней части бурильной колонны определеял динамическую составляющую осевой нагрузки на долото [8] .

По характеру и уровню шума, издаваемого верхним приводом, при определенных условиях, так же представляется косвенно оценить тип и уровень УВН на КНБК [SLB] .

С увеличением глубины все больше и больше энергии затухает в бурильной колоне и колебания на поверхности становятся все менее заметны .

Появляется острая необходимость в измерении уровня УВН на КНБК на забое, что не представляется возможным без применения специальных технических устройств .

1.1.2 История развития технических средств для измерения уровня УВН на КНБК Одним из первых технических устройств для измерения уровня УВН на КНБК является, запатентованный Тимофеевым Н.С., Ворожбитовым М.И. и Бергштейном О.Ю. в 1970-м году, забойный прибор для записи вибрации низа бурильной колонны [40] .

Данный прибор состоит из корпуса с записывающим элементом, барабана и керноприемного стакана с керноудерживающим устройством. Для повышения точности измерения прибор снабжен подпружиненным сердечником, жестко соединяющим барабан для записи с керноприемным стаканом и связаным с корпусом связным элементом .

На рисунке 1 представлен чертеж прибора. Прибор состоит из корпуса 1, записывающего элемента 2, барабана для записи 3, связанного подпружиненным штоком 4 с керноприемным стаканом 5, в котором находится керноудерживающее устройство 6. Шток в свою очередь связан с корпусом прибора срезным элементом 7. В процессе бурения скважины керн поступает в керноприемный стакан, воздействует на его корпус, заставляет последний, перемещаясь вверх, срезать срезной элемент. Дальнейшее бурение будет происходить с перемещением корпуса прибора вместе с записывающим элементом вниз относительно подпружиненного штока и барабана. При этом все колебания низа бурильной колонны записываются на барабан записывающим элементом .

Рисунок 1.

Забойный прибор для записи вибрации низа бурильной колонны:

1 – корпус; 2 – записывающий элемент; 3 – барабан для записи; 4 – подпружиненный шток; 5 – керноприемный стакан; 6 – керноудерживающее устройство; 7 – срезной элемент .

Также был использован электромагнитный способ регистрации вибрации бурильных труб на устье скважины и датчик для его осуществления [61] .

Датчик для регистрации вибрации бурильных труб на устье скважины содержит корпус, чувствительный элемент для снятия информационного сигнала с вращающейся трубы, выполненный в виде катушки индуктивности, концентрически расположенной относительно буровой трубы и источник подачи энергии, выполненный в виде катушки индуктивности, расположенной концентрически снаружи чувствительного элемента .

Принцип работы заключается в следующем. Вибрации, вызванные работой породоразрушающего инструмента 1 на забое скважины, приводимого во вращение и поступательное движение буровым станком 2, распространяются в виде упругих механических колебаний по колонне бурильных труб 3 и устью скважины эти вибрации воспринимаются датчиком магнитного поля вибрирующих доменов, амплитуда, форма и частота которых определны амплитудой, формой и частотой механических колебаний бурильных труб на устье скважины. Эти колебания поступают на усилитель и регистрирующее устройство. Намагничивание метала трубы в местерасположения сигнальной катушки увеличивает магнитный момент доменов, что увеличивает электродвижущуюся силу в сигнальнйо катушке, т. е. увеличивается чувствительность измерения .

Недостатком этого устройства является отсутствие надежной защиты от помех и существенное влияние на его стабильную работу климатического и температурного фактора. Устройство имеет недостаточную точность и глубину исследования .

Рисунок 2.

Структурная схема устройства регистраци и буровая установка:

1 – породоразрушающий инструмент; 2 – буровой станок; 3 – колонна бурильных труб ; 4 – вертлюг; 5 – обсадная колонна; 6 – датчик; 7 – первичная обмотка; 8 – усилитель; 9 –регистрирующее устройство; 10 – вторичная обмотка; 11 – источник постоянного тока; 12 – цилиндрическая обечайка; 13 – шайба .

Так же для регистрации продольных колебаний распространяющихся по бурильной колонне в процессе бурения используются пьезометрические устройства, рассмотрим принцип действия одного из них [58] .

Устройство содержит основание, жестко связанное с вертлюгом, цилиндрический корпус, в котором размещены усилитель электрических сигналов и по крайней мере три датчика вибрации. Датчики расположены по радиусу под углом друг к другу, соединенны между собой параллельно и связанны с основанием посредством виброгасящих прокладок. Усилитель электрических сигналов выполнен в виде согласующего трансформатора, первичная обмотка которого через фильтр нижних частот подключена к датчикам вибрации. Вторичная обмотка трансформатора подключена через герметичный разъем к регистрирующему устройству. При этом внутренняя поверхность корпуса и датчики покрыты звукопоглощающими оболочками .

Свободный объем в корпусе заполнен герметизирующим материалов .

Устройство регистарции вибраций представлено на рисунке 3 .

Рисунок 3. Чертеж устройства регистраци вибраций:

1 – основание; 2 – паз; 3 –цилиндрический корпус; 4 – герметичный выходной разъем; 5 – датчик вибрации; 6 – виброгасящие прокладки; 7 – согласующий трансформатор; 8 – звукопоглащающие оболочки; 9 – герметизирующий материал; 10 – фильтр нижних частот .

На рисунке 4 представлена электрическая схема подключения к регистрирующему устройству, параллельное соединения датчиков вибрации 5 и их подключение через фильтр нижних частот 10 к первичной обмотке согласующего трансформатора 7, вторичная обмотка которого через герметичный разъем 4 подключена через соединительный кабель к регистрирующему устройству .

Рисунок 4. Структурная схема устройства регистраци:

4 – герметичный выходной; 5 – датчик вибрации; 7 – согласующий трансформатор; 10 – фильтр нижних частот .

Устройство работает следующим образом. Полезные колебания, являющиеся результатом взаимодействия каждого из зубцов бурового долота с разбуриваемой породой, распространяются по стволу бурильной колонны до верхней ее части - вертлюга в виде упругих продольных колебаний. Эти колебания инициируют собственные низкочастотные колебания бурильной колонны, имеющие также характер продольной волны .

Все эти упругие продольные колебания достигают верхней части бурильной колонны - вертлюга и установленное на нем устройство. На вход датчиков вибрации 5 поступает сигнал, имеющий одинаковую амплитуду и фазу, который после преобразования в электрический сигнал суммируется на выходе датчиков. Сигнал-помеха, который вызван работой бурового насоса, раскачиванием буровой вышки и бурильной колонны, приводит к раскачиванию площадки вертлюга, на которой жестко закреплено основание 1. В результате на вход датчиков устройства поступает сигнал, имеющий неодинаковую амплитуду и фазу вплоть до противоположной его полярности. Одномоментная регистрация датчиками вибрации полезного сигнала и помехи позволяет улучшить соотношение сигнал-помеха в пользу полезного сигнала. Далее зарегистрированный сигнал поступает на вход пассивного фильтра нижних частот 10, с помощью которого осуществляется коррекция амплитудночастотной характеристики датчиков вибрации, отфильтровываются высокочастотные помехи, а через согласующий трансформатор 7 и герметичный выходной разъем 4 - на вход регистрирующей аппаратуры .

Как видно из приведенного выше обзора до недавнего времени использовались либо забойные механические регистраторы вибраций либо поверхностные пьезо и электромагнитные датчики. Не те и не другие не могут обеспечить достаточной точности и оперативноси для измерения УВН нагрузок на КНБК, в настоящее время основным средством измерения и контроля уровня УВН на КНБК являются забойные элетронные приборы, принцип действия которых будет расмотрерн в соедующей главе .

1.1.3 Современные технические средства для измерения уровня УВН на КНБК В настоящее время датчики регистарции УВН включены практически в каждый скважиный прибор, будь то прибор телеметрии, прибор каротажа в процессе бурения или роторно-управляемая система .

Принцип действия большинства современных датчиков УВН одинаков и отличается лишь установленными пределы [62] .

Для измерения УВН нагрузок осевого и поперечного типов используются акселерометры, как правило за единицу измерения акселерометра принимается

- 1 G – величина равная ускорению свободного падения. На рисунке 5 изображен электронный модуль одного из приборов телеметрии с указанием нахождения акселерометров, также на этом рисунке указаны направления, в которых акселерометры измеряют гравитацию, акселерометр А3 расположен параллельно оси прибора и измеряет уровень осевых УВН, акселерометры А1 и А2 расположены в плоскости перпендикулярной оси приброра и направлены перпендикульрно друг другу, с их помощбю измеряется уровень поперечных УВН. В приборе каротажа в процессе бурения Ecoscope фирмы компании Шлюмберже для измерения УВН используется трехосный акселерометр [30] .

Рисунок 5. Электронный модуль прибора телеметрии с указанием нахождения акселерометров и алгоритма обработки данных УВН .

На уровень УВН нагрузок осевого и поперечного типа оказывают влияние два фактора, амплитуда, измеренная в G и частота с которой КНБК испытвает воздействия .

Для разных приборов, в зависимости от их конструктивных особенностей устанавливается своя градация уровеней УВН, в зависимости от амплитуды воздействия (измеренной в G) и частоты этого воздействия (измеренной в кол воздействия за единицу времени), например для приборов телеметрии «Геолинк»

автоматически производится подсчет воздействий, величина которых превышает 25 G, за промежуток времени 16 секунд и по количеству таких воздействий определяется уровень УВН:

Нормальный уровень УВН (код 0) - 64 воздействий /16 секунд Условия бурения безопасны для долговременного применения КНБК;

Предупреждение (код 1)- от 64 до 400 воздействий / 16 секунд Условия бурения могут наносить ущерб КНБК при длительном непрерывном появлении этого уровня вибраций и ударов;

Опасный (код 2) - 400 воздействий / 16 секунд Условия бурения крайне опасны для КНБК и могут повредить оборудование если не изменить параметры бурения немедленно [64] .

Известны приборы с установленным уровнем 25 G, некоторые приборы регистрируют УВН на двух пределах (25 и 50 G) для более комплексного анализа УВН .

Так же имеет место такое понятие как накопленные УВН, для каждого типа забойных приборов накоплена статисктика, при каком количестве воздействия УВН на скважинный прибор вероятность отказа данного прибора возрастает, при достяжении данного показателя рекомендуется обслужить прибор в специализированных мастерских, при этом проводится полная диагностика, проверка фуекциональности и замена всех необходимых расходных материалов, что в конечно итоге помогает снизить вероятность выхода прибора из строя .

Оценка уровня крутильных УВН производится по измерению мгновенной скорости вращения прибора телеметрии на забое, что в свою очередь измеряется с использованием магнитометров, установленых в приборе, как правило используются 3 магнитометра направленных перпендикулярно друг другу .

Измерение скорости вращения прибора в обсадной колонне затруднительно, так как магнитная интерференция оказывает значительное влияние на показания магнитометров. При постоянном измерении мгновенной скорости вращения прибора а соответсвенно и всей КНБК появляется возможность оценивать неравномерность вращения - разницу между максимальным и минимальным значениями вращения КНБК за 40 секунд [30] .

1.2 Классификация ударно-вибрационных нагрузок и последствияих воздействия на КНБК

В настояще время в открытом доступе имеется широкий круга работ, посвящённых вибрациям бурильной колонны, большинство из них разделяют одну точнку зрения на вопрос классификации УВН на КНКБК, согласно [56], вибрации бурильной колонны делятся на:

• Осевые (продольные) колебания;

• Крутильные (торсионные) колебания;

• Поперечные (изгибные) колебания .

–  –  –

1.2.1 Осевые (Продольные) УВН Осевая вибрация соответственно и осевые УВН на КНБК чаще всего возникает при смене горных пород, свойства которых значительно отличаются друг от друга, а также при прохождении пропластков твердых пород. Как было отмечено раньше, в случае осевых УВН направление колебаний совпадает с осью вращения КНБК. Из-за цикличности значений осевой нагрузки накапливается дополнительная энергия, которая с одной стороны способствует разрушению горной породы, а с другой негативно действует на породоразрушающий инструмент и другие элементы КНБК. Это приводит к слому и преждевременному износу вооружения долота, выходу из строя подшипниковой секции винтовых забойных двигателей и элементов телеметрических систем и,как следствие, к снижению ресурса всего скважинного инструмента. Осевые колебания имеют частоту 1–10 ГЦ, а скорость их затухания напрямую зависит от веса КНБК и ее жесткости [2]. Следовательно, для уменьшения амплитуды осевых колебаний в КНБК включают дополнительные утяжеленные трубы, калибраторы и т.д. Однако одно только увеличение веса КНБК без изменения режимов бурения может привести лишь кувеличению ударного импульса. В связи с этим при появлении высокооамплитудных осевых вибраций следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить скорость вращения бурильной колонны. В случае осевых УВН демпфирующие устройства, амортизаторы и виброгасители дают наибольший эффект, нежели при их применении для снижения уровня УВН других типовУВН [56] .

1.2.2 Крутильные (Скручивающие) УВН Крутильная вибрация соответсвенно и УВН крутильного типа представляет собой неравномерное вращение бурильной колонны, вызванное резкими ускорениями и замедлениями при ее вращении. Долото приостанавливается (длительностью порядка десятых долей секунды) сравной 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 временами достигает нескольких секунд, а максимальная интенсивность колебаний происходит внижней части колонны. Частота таких колебаний обычно не превышает 1 Гц [2]. Характерными признаками проявления крутильных УВН является: слом вооружения долота, особенно в зоне, образующей диаметр стенок скважины;

усталостный износ резьбовых соединений вследствие их перетяжки повышенным моментом и риск отворота и полета забойного 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 снизить затраты времени на бурение, может привести к нарушению баланса между жесткостью бурильной колонны и реактивным моментом от горной породы, что в свою очередь ведет квыходу за пределы зоны стабильного бурения и возникновению скручивающих вибраций .

Тот же процесс происходит ипри неверно подобранных параметрах бурения, когда при слишком высокой осевой нагрузке на долото и низкой скорости вращения долота происходит излишнее заглубление вооружения впороду за один оборот. Стоит отметить, что вероятность возникновения скручивающих вибраций увеличивается с ростом глубины и зенитного угла скважины, атакже при прохождении пропластков твердых пород .

Гашение скручивающих вибраций также происходит за счет рассеивания энергии по элементам бурильной колонны, находящимся над долотом, и общим сопротивлением трения о стенки скважины. Но основным методом снижения уровня скручивающих УВН является изменение режима бурения. Для этих целей ограничивают осевую нагрузку на долото и повышают скорость вращения колонны. Также возможно применение забойных двигателей большей заходности и включение в состав КНБК демпфирующих устройств, работающих в тангенциальном направлении. Благодаря тому что подобные демпферы создают дополнительную эластичность колонны, главной задачей их применения становится снижение уровня тангенциальных ударных нагрузок на вооружение долота. Во многих случаях это оправдано при бурении на больших глубинах, когда ресурс породоразрушающего инструмента более важен чем скорость проходки .

1.2.3 Поперечные (боковые) УВН

Поперечная вибрация представляет собой маятниковое движение в направлении, перпендикулярном оси скважины. Высокие знакопеременные изгибные напряжения служат причиной порядка 75 % отказов скважинного оборудования иаварий [30]. В результате такого поперечного движения одноврменно с вращением бурильной колонны возникает такое явление как завихрение. Под завихрением понимается самоподдерживающееся эксцентричное вращение колонны или ее части вокруг точки, отличной от ее геометрического центра. Необходимо отметить, что завихрение может происходить в обоих направлениях, как часовой стрелке, так и против, причем это направление может постоянно меняться [4]. Такой процесс ведет к спиралеобразному увеличению диаметра ствола скважины. Различают завихрение долота и завихрение КНБК, имеющие частоту колебаний от 5 до 100 Гц и от 5 до 20 Гц соответственно [5]. Для решения этой проблемы необходимо изменитиь режим бурения в следующим порядке: понизить скорость вращения колоны и увеличить осевую нагрузку на долото. Причем эти корректировки проводятся только после полной остановки колонны .

Завихрение одного элемента КНБК часто переходит в завихрение другого, при этом может сопровождаться скручивающей вибрацией высокой частоты .

Завихрения КНБК могут происходить в прямом, обратном и хаотичном направлении, в этом случае происходит постоянное изменение направления вращения КНБК .

Завихрения долота могут возникать при прохождении мягких, рыхлых и трещиноватых пластов или при расширении ранее пробуренной скважины .

Также причиной их появления может стать использование забойного двигателя с углом перекоса или долота с высокой боковой зарезной способностью. В случае данного типа вибраций резцы долот PDC подвергаются многократным ударным нагрузкам вследстви того, что лопасти долота поочередно соприкасаясь со стенками скважины, становятся мгновенным центром вращения долота и формируют многоугольное сечение скважины (рисунок 7). При этом сечение имеет число вершин на одну единицу больше количества лопастей долота .

Рисунок 7. Многоугольное сечение скважины, образованное завихрением долота .

С данной проблемой можно справиться путем снижением скорости вращения колонны и увеличением осевой нагрузки на долото, эти корректировки так же необходимо проводить только после полной остановки колонны. Однако для достяжения наибольшей стабильности бурения важно изначально правильно подобрать породоразрушающий инструмент. С этой целью предпочтение отдается сбалансированным долотам, у которых результирующая боковых сил резания сведена в сторону лопасти с развитой гладкой поверхностью, по форме повторяющей забой скважины .

Как правило, на этой поверхности отсутствуют активные режущие элементы. При вращении такое долото постоянно взаимодействует со стенками скважины своей «неагрессивной» частью лопасти, что исключает вероятность появления завихрений. Также с целью ограничения эксцентрического вращения используются наддолотные калибраторы, которые к тому же еще повышают жесткость КНБК. Трение о стенки скважины, недостаточная смазывающая способность промывочной жидкости, недостаточная жесткость компоновки – все это может послужить причиной возникновения эксцентричного вращения КНБК. В связи с этим длительное влияние этих факторов может стать причиной поломки гидравлических двигателей и другого забойного оборудования. При этом меры, предпринимаемые для борьбы с завихрением, и порядок их принятия зависят от того в каком направлении происходит завихрение .

На рисунке 8 представлена схема режимов бурения с указанием стабильной зоны бурения, зоны прямого и обратного завихрения а также зоны действия скручивющей УВН типа подклинка-проорот .

Рисунок 8. Схема поддержания режима бурения в зоне стабильного бурения .

Необходимо отметить, что для перехода из зоны с повышенным уровнем УВН в зону стабильного бурения требуется произвести полную остановку вращения с отрывом инструмент от забоя скважины. В противном случае возможен быстрый и неконтролируемый переход режима бурения в другую область либо же возникновение комплексного колебательного движения .

1.3 Способы снижения уровня ударно-вибрационных нагрузок на КНБК На уровень УВН оказывают влияние многие факторы, изменяя которые можно снизить уровень УВН на КНБК, но далеко не всегда есть возможность изменить каждый фактор, так например не представляется целесообразным поменять профиль ствола из за возросших УВН, ровно как и увезти ствол в другой пропласток из за литологии склонной к повышению УВН. Свойства бурового раствора так же расчитаны и поддерживаются на определенных значениях для поддержания стабильности ствола и т.д., то есть поменять их для снижения уровня УВН так же не представляется целесообразным .

Для снижения УВН на КНБК могут применяться специальные демпфирующие устройства, такие как наддолотный калибратор; могут быть подобраны оптимальные параметры бурения, такие как скорость вращения бурильной колонны бурового раствора; также для снижения уровня УВН можно подобрать оптимальный дизайн КНБК с определенным количеством калибратов, расположенных на определенном расстоянии, определенного размера и типа .

1.3.1 Демпфирующие устройства Большинство демпфирующих устройств позволяют наиболее эффективно снизить лиш осевые УВН на КНБК. К негативным моментам демпфирующих устройств можно отнести невозможность их использования ниже роторных управляемых систем и то что они создают определенные сложности для ННБ при бурении с винтовым забойным двигателем. Первые демпфирующие устройства были спроектированы в 70-х годах [24] и представляли собой примитивные аммортизаторы, со временем развития техники конструкции подобных устройств менялись, повышались технико-эксплуатационые характеристики .

Рассмотрим принцип действия подобных устройств на примере запатентованного гидромеханического демпфера [63] .

Данное устройство содержит корпус, верхний переводник с насадкой и осевыми каналами. Внутренняя поверхность верхнего переводника выполнена в виде конфузора. В верхней части полого вала установлен стакан выполненный в виде усеченного конуса, снабженный камерой смешения и имеющий осевой и тангенциальные каналы. В осевом канале стакана установлена сменная насадка .

Между корпусом и полым валом установлены пакет металлических колец с упругими элементами, имеющими изменяющуюся характеристику, ограничительная втулка и прорезная пружина. Упругие элементы выполнены с продольными отверстиями, имеющими возрастающие по сечению размеры в направлении сверху вниз. На рисунке 7 представлен общий вид гидромеханического демпфера; рисунке 8 - разрез А-А, на рисунке 9 отдельно пакет упругих элементов .

Рисунок 7. Общий вид гидромеханического демпфера:

1 – корпус; 2 – верхний переводник; 3 – полый вал; 4 – стакан; 5 – осевые и тангенциальные каналы; 6 – сменная насадка; 7 – металлические кольца; 8 – упругие элементы; 9 – ограничительная втулка; 10 – прорезная пружина; 11 – упорная втулка; 12 – дистанционная втулка; 13 – шпонки; 14 – пазы переводника; 15 – втулка; 16 – насадка; 17 – осевые каналы; Б – камера смешения .

Рисунок 8. Пакет упругих элементов .

3 – полый вал; 7 – металлические кольца; 8 – упругие элементы; 9 – ограничительная втулка; 11 – упорная втулка; В – осевые каналы .

Рисунок 9. Разрез пакета упругих элементов .

Устройство включает корпус 1, верхний переводник 2, снабженный насадкой 16 и осевыми каналами 17, внутренняя поверхность которого выполнена в виде конфузора, полый вал 3 в верхней части которого установлен стакан 4, выполненный в виде усеченного конуса, снабженный камерой смешения Б, осевым и тангенциальным каналами 5, выполненными с параллельными входами промывочной жидкости, а в осевом канале установлена сменная насадка 6. Между корпусом 1 и полым валом 3 установлены пакет металлических колец 7 с упругими элементами 8 с изменяющейся характеристикой, ограничительная втулка 9 и прорезная пружина 10. Пакет упругих элементов 8 снабжен продольными с возрастающими по сечению размерами сверху вниз отверстиями В, взаимодействует с упорной втулкой 11 и дистанционной втулкой 12. Крутящий момент от корпуса к валу 3 передается шпоночным соединением, состоящим из шпонок 13, размещенных в пазах переводника 14 и ответных осевых пазах полого вала 3, удерживающийся от выпадания втулкой 15 .

Устройство работает следующим образом. Гидромеханический демпфер устанавливается в любом месте сжатой части бурильной колонны, например над долотом. При подаче буровыми насосами промывочной жидкости за счет срабатываемого перепада давления в тангенциальных каналах 5 и сменной насадке 6 стакана 4, выполненной в виде усеченного конуса, расклинивается полый вал 3 в нижнее положение .

При набегании долота на "ухабы" забоя и зубцовых ударах шарошек возникающая динамическая составляющая реакции забоя перемещает полый вал вверх, преодолевая гидравлическую нагрузку, действующую на него и параллельно сопротивление пакета упругих элементов 8, что приводит к уменьшению амплитуд переменной нагрузки сжатия. При сжатии упругих элементов вибрации ими поглощается, а часть возвращается при их выпрямлении долоту .

Жесткость жидкостной пружины демпфера регулируется подбором регламентированного канала сменной насадки 6 и регламентированным осевым перемещением полого вала 3, т.к. при гидравлическом взаимодействии конусного стакана 4 с конфузором верхнего переводника 2 тангенциальные каналы 5 перекрываются. Это сопровождается увеличением гидравлической нагрузки на полый вал 3, жестко связанный с долотом .

Регулировка жесткости (рабочей характеристики) пакета упругих элементов 8 осуществляется в широком диапазоне за счет изменения толщины их и за счет диаметра и количества продольных отверстий В, выполненных в каждом упругом элементе с возрастающими по сечению размерами сверху вниз или наоборот .

Движение полого вала 3 вверх относительно верхнего переводника 2 регламентируется ограничительной втулкой 9 для предотвращения разрушения упругих элементов. Прорезная пружина 10 компенсирует гидравлический удар действующий на полый вал 3 с долотом при распрямлении жесткостной пружины .

Процессы сжатия и распрямления гидравлической и механической частей демпфера происходят синхронно, дополняя друг друга .

Использование гидромеханического демпфера предлагаемой конструкции позволяет эффективно гасить низкочастотные и высокочастотные колебания бурильного инструмента при бурении вертикальных так и наклоннонаправленных скважин, что в конечном счете улучшает работу бурильного инструмента .

1.3.2 Подбор параметров бурения Наибольшее влияние на уровень УВН оказывают такие параметры как скорость вращения и осевая нагрузка на долото и в меньшей степени расход промывочной жидкости .

Согласно собранной статистике во многих случаях при возникновении того или иного типа УВН на КНБК удается подобрать оптимальное сочетаение параметров бурения для значительного снижения уровня УВН [65] .

При бурении скважин №101, 102, 106 на Термокарстовом месторождении наблюдались повышеные УВН, при бурении интервала 2660-2860м по стволу наблюдались крутильные УВН с повышенной неравномерностью вращения КНКБ, примечательно что при снижении нагрузки и при анализе данных был сделан вывод о том, что повышение вибрации негативно влияет на скорость проходки. Увеличение нагрузки приводит не к росту скорости бурения, а к возрастанию амплитуды колебаний КНБК. Снижение амплитуды колебаний происходит при полной остановке процесса строительства скважины или наращивании бурильной колонны. [30] В своих работах Юнин Е.К консолидировал накопленные наблюдения и вывел рекомендации по значениям скорости вращения, нагрузки на долото и расхода промывочной жидкости для конкретного типа КНБК для каждого интервала бурения по вертикали, что помогло снизить уровень УВН на КНБК и увеличить средний срок службы долот [35] .

1.3.3 Дизайн КНБК В отличие от параметров бурения, которые в большинстве случаев монжно изменить в достаточно широком диапозоне, дизайн КНБК определяется передс сборкой и изменить его с целью снижения уровня УВН не представляется возможным без дополнительного рейса, поэтому дизайн КНБК со всеми входящими в нее компонентами должен быть продуман заблаговременно .

При проектировании КНБК для каждого рейса должно быть учтены очень много различных факторов, применительно к влиянию на уровень УВН нагрузок, необходимо учитывать жесткость КНБК, количество калибраторов, размер калибраторов (абсолютный и относительно диаметра ствола скважины), тип калибратовров (прямой или спиарльный), типа долота (арессивность калибрующей части PDC долта, тип вооружения шарошечного долота), угла перекоса забойного двигателя .

Согласно выводам сделанным при бурении на Термокарством газоконденсатном месторождении УВН нагрузки крутильного типа в том числе УВН типа подклинка – проворот были ниже при бурении с более жесткой КНБК, однако направленое бурение в интервалах наиболее интенсивного набора зенитного угла было заметно затрудненно [30]. В жестких КНБК применение калибраторов увеличивает площадь соприкосновения КНБК со стенками скважин, что приводит к увеличению сил трения и созданию условий для неравномерного вращения компоновки. Использование роликовых центраторов в КНБК снизит возможность возникновения крутильной вибрации и эффекта подклинка - проворот. Грамотный выбор всех элементов КНБК с учетом их способности являться источником возникновения различных колебаний (применение долот PDC с меньшим углом наклона резцов, уменьшение агрессивности долота) и регулирование параметров бурения, таких как нагрузка на долото, частота вращения приведет к увеличению скорости бурения, уменьшению количества преждевременного выхода из строя бурильного оборудования и сокращению времени на строительство скважины. Для уменьшения амплитуды шоков, вибрации и необходим их мониторинг, что позволит увеличить скорость бурения, снизить цену и полное время строительства скважины .

От значения угла перекоса забойного двигателя очень сильно зависит уровень поперечных УВН, за счет излома оси на теле двигателя в это мместе КНБК образуется экстресинтет, что при бурени ротором значительно повышает уровень поперечных УВН, однако при направленно бурении данные УВН практически отсутвуют. В некоторых случаях за счет сложностей прохода КНБК с большим углом перекоса по стволу скважины при СПО на приборах телеметри регистрировались накопленные УВН в размере рекомендуемом для смены прибора телеметрии, то есть фактически еще до начала бурения КНБК уже испытывала критичекое воздействие [20] .

2. Методика проведения исследования

2.1 Подбор данных для анализа УВН на КНБК Для анализа УВН была выбрана база данных, содержащая информацию по уровню УВН осевого, поперечного и скручивающего типа. Данная бза была собрана в процеесе бурения скважин на южных месторождениях территории Российской Федерации. Пробуренные скважины имеют различный профиль, начиная с нагнетательных наклонных скважин типа J и заканчивая скважинами с большим отходом (более 6 км) и разворотом по азимуту до 180 градусов .

Литология данных местрождений представлена в виде алевралота, известняка и песчанника .

Собраны данные при бурении с раствором как на водной так и на углеводородной основе. Используемые КНБК с винтовым забойным двигателем и с роторными управляемыми системами. Разными дизайнами, с различным количеством, типом (прямой, спиральный) и расстановкой калибраторов, различной жесткости. Данные регистрированные на приборах телеметрии, приборах каротажа в процессе бурения и роторных управляемых системах, укомплектованными электронным модулем с акселерометрами и магнитометрами .

Для определения компонента КНБК, который генерирует наибольшую часть скручивающих нагрузок, было проведено сравнение уровня подклинки – проворота при бурени (долото н азабое) и при проработке (долото над забоем) даная методика помогает достаточно точно определить если основной причиной крутильных УВН является долото или другие элементы КНБК (обычно калибраторы), для такого типа анализа использовались данные записанные с привязкой по времени (так как в случае с привязкой по глубине не идет регистрация данных над забоем) .

Так же были использованы данные, полученые при бурении с долотами PDC разной агрессивностью калибрующей части и шарошечными долотами разного .

2.2 Формат исходных данных, использованных для анализа УВН на КНБК Для анализа УВН были использованы графические данные (диаграммы, отображающие технологические параметы процесса бурения, уровень УВН, каротажные диаграммы с данными по литологии разреза – гамма каротаж, каротаж удельных электрических сопротивлений и нейтронно-плотностной каротаж) .

Для анализа УВН были так же использованы данные в цифровом формате (LAS) – рисунок 10, в отличие от графически представленных кривых LAS позволяет рассмотреть даже малейшее изменение того или иного показателя, во вторых совершенно не зависит от масштаба, использованного при построение графической кривой. Так же данные в таком формате можно обрабатывать в программном обеспечении excel, что позволяет производить выстраивать различные зависимости и производить пререрасчет параметров с различными коэффициентами .

Рисунок 10. Технологические данные за долбление в формате LAS .

Так же для анализа были использованы полевые отчеты, подготовленные инженерами ННБ за каждое долбление. Подобные отчеты, как правило, не содержат аналитической работы, но достаточно точно отражают основные моменты за рейс, содержат информацию о геологических и других осложнениях, возникших во время рейса, включая повышенный уровень УВН, отработку долот и т. д., пример отчета использованного для анализа УВН в рамках данной диссертаци приведен в приложении А .

–  –  –

3.1 Анализ влияния различных факторов на уровень скручивающих УВН на КНБК 3.1.1 Анализ влияния типа промывочной жидкости на уровень скручивающих УВН на КНБК Для анализа влияния типа промывочнйо жидкости на УВН скручивающего типа были использованы даные, собранные при бурении 2-х скважин одного и того же месторождения, одного и того же интервала по вертикали, но с разными типами раствора, обе скважины были пробуренны с практически идентичными КНБК, схема КНБК представлена на рисунке 11, описание КНБК приведено в таблице 2 .

В процессе первой фазы бурения месторождения А на всех секциях использовался буровой раствор на водной основе, характеристики данного раствора приведены в таблице 3. Согласно приведенным параметрам раствора, содержание углеводородов всоставляет всего лишь 2%, что не является достаточным для значительного снижения трения элементов КНБК о стенку скважины .

–  –  –

Рисунок 11. Схема КНБК, использованная для исследования влияния промывочной жидкости на УВН скурчивающего типа .

Рисунок 12. Диаграмма технологических параметров бурения с промывочной жидкостью на водной основе .

На рисунке 12 приведена диаграмма технологических параметров при бурении скважины из первой фазы, как видно из диаграммы кривая, описывающая скорость вращения КНБК (Collar rotational speed), очень нестабильна, имеются резкие скачки высокой амплитуды, так при среднем количестве оборотов на поверхности 150 оборотов в минуту (кривая Rotational speed) скорость вращения КНБК на забое изменяется в пределах от 100 до 180 оборотов и это усредненные значения, так как кривая Collar rotational speed представляет собой усредненное знаечение за 40 секунд. Мгновенные же значения колебаний оборотов КНБК значительно выше, об этом можно судить по кривой Stick Slip Ratio, представляющей собой разницу между максимальным и минимальным значением скорости вращения КНБК на забое за промежуток времени 1 секунда. Как видно на диаграмме этот показатель много выше чем скачки на кривой Collar rotational speed и колеблятся от 50 до 300 оборотов в минуту .

Рисунок 13. Диаграмма технологических параметров бурения с промывочной жидкостью на углеводородной основе .

Вторая фаза бурения месторождения А происходила с применением бурового раствора на углеводородной основе, характеристики данного раствора приведены в таблице 4. Согласно приведенным параметрам раствора, содержание углеводородов составляет всего лишь 77%, этот показатель значительно выше чем у раствора, который применялся при бурени первой фазы, соответсвенно и трение элементов КНБК о стенку скважины должно быть значительно ниже .

–  –  –

На рисунке 14 приведена диаграмма технологических параметров бурения скважины второй фазы месторождения А. Данная интервал выбран для того чтобы вертикаль соответсвовала вертикали диаграммы, представленной на рисунке 13. Как видно на диаграмме скорость вращения верхнего привода так же составляет 150 оборотов в минуту, но скорость вращения КНБК на забое намного стабильнее чем на диаграмме 13, показатель неравномерности вращения stickslip так же намного ниже, в среднем варьируется от 0 дл 100 оборотов в минуту .

Складывается такая ситуация, что при прочих равных условия (параметры бурения, литология, КНБК ит. д.) неравномерность вращения а соответсвено и УВН скручивающего типа в целом значительно снизились из за перехода с раствора на водной основе на раствор на углеводородной основе, на основании чего можно сделать вывод о значимости присутвия смазки в раствора для снижения УВН на КНБК скручивающего типа .

4. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение Данная магистерская диссертация посвящена довольно актуальной на сегодняшний день проблеме - исследованию ударно-вибрационных нагрузок на компоновку низа бурильной колонны, а так же выработке рекомендаций по снижению уровня нагрузок такого типа .

В текущей главе проведено планирование научно-исследовательских работ, включая SWOT анализ для выявления факторов потенциально осложняющих реализацию проекта, указаны, проведенные расчеты всех типа расходов, сопряженных с проведением данных исследований. Так как работа является сугубо аналитической расходов на приобретение специальных технических средств, химических материалов либо других расходных материалов не было понесено .

Однако были затраты на приобретение специального программного обеспечения .

Затраты на выполнение научно-исследовательского проекта включают в себя следующие элементы:

затраты на приобретение лицензии на программное обеспечение;

затраты на оплату труда;

затраты на страховые взносы;

накладные расходы .

4.1. SWOT анализ Первым этапом SWOT анализа является выявление сильных и слабых сторон научно-исследовательской работы и поиск потенциальных угроз для реализации проекта .

Результаты первого этапа SWOT анализа, представлены в таблице 4.1 .

Таблица 4.1 - Результаты первого этапа SWOT анализа .

–  –  –

Анализируя интерактивную матрицу по таблице «угрозы-слабые стороны»

можно выделить следующие позиции: У1Сл1Сл2, У2Сл1Сл2, У4Сл3 .

На третьем этапе SWOT анализа составляется итоговая матрица, включающая в себя описание сильных, слабых сторон и угроз, данная информация представлена в таблице 4.6 .

–  –  –

4.2.2. Определение трудоемкости выполнения работ Трудовые затраты, составляют большую часть стоимости проводимых исследований, в связи с этим определение трудоемкости работ каждого из исполнителей представляется важным этапом .

Для расчета ожидаемого (среднего) значения трудоемкости ож

–  –  –

трудоемкость i-ой работы, измеряется в чел.-дн.; – максимальная трудоемкость i-ой работы, чел.-дн .

После этого определяется продолжительность каждого из этапов работы, исчисляемая рабочими днями, .

–  –  –

трудоемкость работы одного вида, чел.-дн.; Ч – количество исполнителей, работающих одновременно, чел .

4.2.3. Составление графика проведения научного исследования Данная диаграмма представляет собой график, где работы каждого этапа представлены протяженными во времени отрезками, которые характеризуются датами начала и окончания выполнения данных работ. Длительность этапов рассчитывается как:

–  –  –

Полученные по результатам расчетов значения в календарных днях по каждой работе округляем до целого. Все полученные значения представлены в таблице 4.8 .

–  –  –

(8.05.18 руководитель; – магистрант .

4.2.4 Затраты на приобретение лицензии на программное обеспечение Для исследования ударно-вибрационных нагрузок на компановку низа бурильной колонны была приобретена лицензия на программное обеспечение «Vibro 12» затраты составили 6 520 рублей .

4.2.5 Затраты по основной заработной плате Время, отведенное на проведение научно – технических исследований, представлено в таблице 4.10 .

Таблица 4.10 – Продолжительность работ, выполняемых научно-техническим персоналом Показатели рабочего времени Руководитель Календарное число дней с 01 .

01 по 31.05 2018 г. 151 Количество нерабочих дней - выходные и праздничные дни с

01.01 по 31.05 2018 г .

Продолжительность работ, выполняемых в период с 01.01.2018 по 31.05.2018 г., раб. дн .

Перед тем, как рассчитать основную заработную плату работников, задействованных в научно – техническом исследовании, требуется подсчитать их месячный должностной оклад. В данном проекте таким работником является научный руководитель .

Месячный должностной оклад сотрудника:

(2) Зм Зтс (1 kпр kд ) kр где: Зтс – заработная плата по окладу, руб.;

kпр – премиальный коэффициент, равный 0,3;

kд – коэффициент доплат и надбавок принимается равным 0,2;

kр – районный коэффициент, равный 1,3 (для города Томска) .

Учитывая заработную плату сотрудника по тарифной сетке 13 080 рублей в месяц, по формуле 2 рассчитываем месячный должностной оклад 25 506 рублей в месяц .

–  –  –

Произведя расчет по формуле 3 с учетом годового фонда рабочего времени, получим среднюю заработную плату за 1 день для данного сотрудника 1 617,80 рублей .

–  –  –

Произведя расчет по формуле 4 с учетом продолжительности работ для каждого работника, получим основную заработную плату работника за период с 01.01.2018 по 31.05.2018 г. 145 602,82 рублей .

Таким образом затраты на основную заработную плату научнотехнического персонала, непосредственно участвующего в проведении работ, составляют 145 602,82 рублей (сто сорок пять тыся шестьсот два рубля, 82 копейки) .

4.2.6 Затраты на единоразовые выплаты в связи со сдачей этапа В результате работы были понесены затраты на разовые выплаты сотрубникам денежных средств в связи со сдачей этапа. Следовательно, при расчете затрат на проведение научно-исследовательской работы необходимо их учесть. Результаты затрат на единовременные выплаты в связи со сдачей этапа, представлены в таблице 4.12 .

Таблица 4.12 – Суммы единовременных выплат Исполнитель Сумма выплаты, руб .

Руководитель 50 00 4.2.7 Отчисления во внебюджетные фонды Величина отчислений во внебюджетные фонды определяется исходя из следующей формулы:

–  –  –

где: kвнеб – коэффициент отчислений во внебюджетные фонды .

На основании закона № 361-ФЗ ставка взносов будет составлять – 30, 2% (22% – взносы на пенсионное страхование, 5,1% – на медицинское страхование, 2,9% – на социальное страхование, минимальные страховые взносы на обязательное социальное страхование от несчастных случаев и профзаболеваний0.2%) [65] .

Таблица 4.13 – Размер обязательных отчислений страховых взносов

–  –  –

где: kпр – коэффициент, учитывающий накладные расходы .

Величина коэффициента накладных расходов принимается в размере 16 процентов (Методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве, (МДС 81-33.2004)) [66] .

Знакл = 0,16(6520 + 50000 + 145602,82 + 59072,05) = 41791,18 тыс. руб .

4.2.9 Формирование бюджета научно-исследовательской работы Размер бюджета на научно-исследовательскую деятельность является минимальным уровнем затрат, который необходимо защитить научной организацией при составлении договора с заказчиком .

Бюджет включает в себя все рассчитанные необходимые затраты для проведения научных исследований и выполнения рабоыт в целом .

Таблица 4.14 – Перечень работ и их стоимость, относящихся к НТИ Сумма, тыс .

Наименование статьи Примечание руб .

1. Затраты на приобретение лицензии на 6 520 Пункт 1.1 программное обеспечение

–  –  –

4.3 Обоснование эффективности проекта Точная оценка экономической эффективности подобных проектов представляется затруднительной так как процесс бурения нефтяных и газовых скважин, даже не смотря на высокотехнологичность данной отрасли, до сих пор является очень многофакторным, то есть даже если рекомендации сделанные на основе, проведенных в данной диссертации исследований, помогут снизить аварийность по причине повышенных ударно-вибрационных нагрузок на компоновку низа бурильной колонны, то многие другие факторы такие как геологические осложнения в скважине, невыдерживание параметров буровго раствора вносят свой вклад в общий процесс строительства скважины и выделить положительный эффект от снижения уровня ударно-вибрационных нагрузок осложняется .

Несмотря на это, попытаемся произвести примерный подстчет потенциальной экономической выгоды данной магистерской диссертации .

Согласно данным HIS Markit средняя цена работы одной полупогружной буровой установки (semisubmersible rig) в феврале 2018 года составляет около 130 тысяч долларов США [67] (в данную стоимость не включены затраты ни на какие сервисные услуги). Соответсвенно 20 часов (это значение будет принято за среднее время на подъем, смену и повторный спуск компоновки низа бурильной колонны – незапланированный рейс, непроизводственное время) будет составлять около 108 тысяч долларов США. Таким образом если предположить, что на каком то из проектов, где по статистике за один год роисходит хотя бы один отказ а соответсвенно и подъем копоновки по причине высоких ударно-вибрационных нагрузок и рекомендации данной работы помогуть предупредить такой отказ, то в этом случае экономия составит около 108 тысяч долларов США, причем затраты на диссертацию составили всего 302 986,05 рублей, что по текцщему курсу (62.26 ) составляет всего 4866, 446 долларов США .

5. Социальная ответственность Высокие ударно-вибрационные нагрузки на компоновку низа бурильной колонны затрудняют процесс наклонно-направленного бурения особенно при использование роторных управляемых систем, чрезмерные колебания и неравномерность вращения электронного модуля не позволяют ему стабилизироваться в нужном положении, что в свою очередь не позволяет роторной управляемой системе отклоняться в нужном направлении. Из за затрудненности ориентации электронного модуля при высоких ударновибрационных нагрузках так же возникают сложности с азимутальным каротажом в процессе бурения .

Все перечисленые выше факторы делают вопрос изучения УВН на КНБК весьма актуальным. Целью данной работы является анализ влияния различных факторов на уровень ударно-вибрационных нагрузок на компоновку низа бурильной колонны и выработка рекомендаций по их снижению .

В данном разделе диссертационной работы исследуются условия труда, изучаются опасные и вредные производственныефакторы, присутствующие на рассматриваемом рабочем месте инженера по наклонно-направленному бурению .

5.1 Общая характеристика офиса инженера наклонно-направленного бурения Станция наклонно-направленного бурения, оснащенна 8 компьютерами с жидкокристаллическими мониторами (каждый сотрудник использует 2 компьютера) .

Общая площадь рабочего помещения составляет 29 м^2 (длина а = 10м, ширина b = 2.9м), объем составляет 82.6 м^3 (высота h = 2.85 м). Cтанция предназначена для одновременной работы до 4-х человек, таким образом, при максимальной загрузке помещения, на каждого человека приходится 7,25 м^2 общей площади и 20,7 м^3 объема помещения .

Согласно СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 на рабочее место одного пользователя персонального компьютера с жидкокристаллическим монитором должно приходиться как минимум 4,5 м^2 [68] .

Из произведенных расчетов делается вывод о том, что количество рабочих мест в станция наклонно-направленного бурения соответствует размерам помещения .

5.2 Анализ вредных и опасных факторов

–  –  –

5.2.1 Освещенность рабочего места работника Для станции наклонно-направленного бурения, проводится расчет искусственного освещения для светодиодных светильников .

Площадь помещения составляет 29 м^2 (при длине 10 м и ширине 2.9 м) .

Светильники в станции размещены в два ряда, по четыре в каждом ряду .

Каждый светильник имеет возможность установки четырех светодиодных ламп типа ССОН СД В-О-01-110-30-001-IP20-УХЛ4 (мощность 30 Вт, со световым потоком 2000 лм). Суммарное количество ламп в офисе составит 32 .

Светильники размещены согласно схеме на рисунке 5.1, обеспечивая равномерность освещения .

–  –  –

Рисунок 5.1 – Схема размещения светодиодных светильников .

В этом случае требуемая освещенность рассчитывается по следующей формуле:

Где:

F = 2000 лм - световой поток для ССОН СД В-О-01-110-30-001IP20- УХЛ4 (данные характеристики взяты из технического описания данной лампы);

Ен - нормированная наименьшая освещенность, лк;

S - площадь помещения, м2;

z - коэффициент неравномерности освещения (для светодиодных светильников принят за единицу);

N – общее количество светильников;

Коэффициент отражения света от стен, окрашенных в светлую окраску (белый цвет) ст = 50 %;

Индекса помещения рассчитывается по следующей формуле:

Где:d - ширина рассматриваемого помещения, м (d =2.9м) .

h - высота подвески светильников от уровня пола, м (h = 2.85 м);

l - длина рассматриваемого помещения, м (l=10м);

Рассчетный индекс помещения равен i = 0.79. По табличным данным, находится коэффициент использования светового потока (при коэффициентах отражения ст =0,5), коэффициент использования 0,3, показывающий какая часть светового потока попадает на поверхность рабочего места .

Произведем расчет освещенности:

Ен= (2000*32*0,3) / (29*1,5*1) = 441 лк .

По результатам расчетов нормированная минимальная освещенность составляет 441 лк, что соответсвует санитарным нормам освещенности поверхности рабочего места [69] .

5.2.2 Воздействие шума на рабочем месте В станции наклонно направленного бурения источниками шума служат процессоры электронно-вычислительных машин. Согласно данным по последней аттестации рабочего места в офисе инженера ННБ уровень шума в станции составляет около 45 дБ, что не превышает допустимых норм .

5.2.3 Электромагнитное излучение на рабочем месте Воздействие электромагнитных полей на организм человека связано с поляризацией молекул (например, воды), из которых состоит человеческое тело .

При этом они ориентируются по силовым линиям ЭВМ. В результате чего нормальное протекание физико-химических процессов в организме человека и прохождение нервных импульсов нарушаются. Переменное излучение так же ведет к нагреву живых тканей человеческого организма. Все эти пагубные процессы возникают только при определенной величине напряженности поля испустя какое то время после начала их действия. В случае когда нормы напряженности поля (при заданной частоте) превышены, механизм поляризации клеток в первую очередьначинает влиеьт на органы, содержащие больше воды .

Перегрев несет опасность для всех живых тканей. Следовательно воздействие электроннщ-вычислительных машин в той или иной степени сказывается на всех системах организма человека .

В офисе инженра наклонно направленного бурения источником электромагнитного излучения являются мониторы компьютеров. Персональные электронно - вычислительные машины должны соответствовать требованиям СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 и каждый их тип подлежит экспертизе .

Допустимые уровни напряженности электромагнитных полей для ЭВМ указаны в таблице 5.2 .

–  –  –

Станция наклонно-направленного бурения оснащена современными компьютерами, с жидкокристаллическими мониторами Samsung с напряженностью электрического поля 1.8 В/м и плотностью магнитного потока 21 нТл ВД которых удовлетворяет нормативным требованиям по напряженности электромагнитного поля и другим показателям .

5.2.4 Показатели микроклимата Нормы для параметров микроклимата в помещении зависят от времени года (летнее, зимнее), характера трудовой деятельности и типа помещения .

Работа оператора электронно-вычислеительной машины относится к категории Ia, покрывающей работы с интенсивностью энергозатрат не более 139Вт, данные работы производятся сидя и без повышенных физических напряженйи. Согласно [71] оптимальные параметры микроклимата для категории Ia, приведены в таблице 5.3 .

Таблица 5.3 – Параметры микроклимата для помещений с электронновычислительными машинами .

Заключение В ходе выполнения выпускной квалификационной работы были рассмотрены основные типы ударно-вибрационных нагрузок, испытваемых компоновкой низа бурильной колонны, последствия повышенного воздействия каждого из типов ударно-вибрационных нагрузок и способы борьбы с ними .

Были рассмотрены способы регистрации и техника для измерения ударновибрационнх нагрузок, начиная от патентов 70-х годов и заканчивая современными техническими средствами .

Были подобраны данные с пробуренных скважин для проведения анализа влияния различных факторов на уровень каждого типа ударно-вибрационныых нагрузок. По результатам проведенного анализа были сделаны выводу при каких значениях различных факторов уровень ударно-вибрационных нагрузок минимален. По данным выводам составлен ряд рекомендаций по оптимальным значениям параметров бурения и дизайна комановки низа бурильной колонны, которые помогут существенно снизить уровнь ударно-вибрационных нагрузок на компоновку низа бурильнйо колонны .

В разделе «Социальная ответственность» проведен анализ возможных вредных факторов (например, повышенный уровень шума, повышенный уровень вибрации). В качестве опасных факторов выявлены повышенная температура маслосистемы, пожароопасность, наличие быстровращающихся механизмов .

В разделе «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение» был проведен был подсчитан бюджет проекта и оценена его экономическая эффективность .

Список использованных источников:

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. 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 .

3. Юнин Е.К. К вопросу предотвращения вибраций бурильной колонны // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. № 12. С .

6 – 10 .

4. 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 .

5. 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 .

6. 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 .

7. Балицкий П.В. Исследование критических и резонансных частот вращения шарошечных долот // Нефтяное хозяйство. 1980.- № 12. - С. 1517 .

8. 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 .

9. Габдрахимов М.С., Султанов Б.З. Динамические гасители колебаний бурильного инструмента. — М.:ВНИИОЭНГ.- Обзорная информация. — 1991 .

60с .

10. 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 .

11. Имаева Э.Ш. Вибронагруженность глубинного бурового оборудования при случайных колебаниях. — Дис. канд.техн.наук. Уфа, 2003- 128с .

12. Исследования колебаний бурильной колонны методом диагностики/ Ma Fei .

Song Shufang // Huanan Ligong daxue xuebao. Ziran Kexue ban = J.S. China Univ .

Technol. Natur. Sci., 1996.- 24.- № 12.- p.1-5 .

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

14. Лурье Л.И. Крутильные колебания бурильной колонны. Дис. канд.техн.наук .

- Пермь, 1976. - 143с .

15. Мирсалимов P.M., Гасанов Т.А., Атабаев Р.Э., Фатуллаев К.И. Исследование вибраций бурильной колонны и инструмента на забое скважины комплексным устройством // Изв. ВУЗов.- Нефть и газ, 1978,- № 4.- С.72-76 .

16. Определение колебаний бурильной колонны на поверхности // Huanan Ligong daxue xuebao. Ziran Kexue ban = J.S. China Univ. Technol. Natur. Sci., 1996.- 24.- № 12.- p.6-10 .

17. Отчет № 78003825 // Разработка методики использования виброизмерительной аппаратуры для получения информации о забойных параметрах режима турбинного бурения. Тюмень, 1978. - 112с .

18. Реакция колебаний бурильной колонны при непостоянных нагрузках // Huanan Ligong daxue xuebao. Ziran Kexue ban = J.S. China Univ. Technol. Natur .

Sci., 1996.- 24.- № 12,- P.33-36 .

19. Санников Р.Х., Мавлютов М.Р. Некоторые вопросы теоретического исследования колебаний бурильного инструмента при работе долота // Труды УНИ.-1969.-Вып.7 .

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

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

22. Янтурин А.Ш. Расчет наддолотных гасителей продольных колебаний бурильной колонны // Нефтяное хозяйство. 1987. - №12. - С. 2023 .

23. Eronini I.E, Sometron W.H., Auslander D.R. A dynamic model for rotary drilling // "Trans. ASME.J. Energy Resour. Techol. ", 1982.- 104,- № 2.-P.108-120 .

24. Willcox M.J., Karle А.В. Chaver down-hole shock absorber // Drilling, 1977.P.29-31 .

25. Yamaliev V. About the deep drilling equipment technical condition recognition method / Yamaliev V., Imaeva E., Salakhov Т. // Нефтегазовое дело. 2007. http://www.ogbus.ru/eng/authorsA7'amaliev3.pdf .

26. Докторская диссертация - Управление динамикой бурильной колонны в направленных скважинах, (Год: 2005, Автор научной работы: Хегай, Валерий Константинович, Ученая cтепень: доктор технических наук, Место защиты диссертации: Ухта, Код cпециальности ВАК: 25.00.15, Специальность:

Технология бурения и освоения скважин, Количество cтраниц: 339

27. Диссертация КДТН - Методическое и экспериментальное обеспечение диагностирования состояния породоразрушающего инструмента в процессе бурения, 2008, Салахов, Тагир Рамилевич, Ученая cтепень: кандидат технических наук, Уфа, Код cпециальности ВАК: 05.02.13, Специальность:

Машины, агрегаты и процессы (по отраслям), Количество cтраниц: 129

28. Патент - 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 .

29. Специализированный журнал «Бурение & Нефт» июнь 2017 http://burneft.ru/archive/issues/2017-06/44

30. Печатный научно-технический журнал «Нефтегазовое дело» 2015, т. 13, № 4

ИССЛЕДОВАНИЕ ВИБРАЦИИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН НА

ТЕРМОКАРСТОВОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ УДК

622.248.9

31. Печатный научно-технический журнал «Нефтегазовое дело» Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2016. №6 АНАЛИЗ КОЛЕБАНИЙ

БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ПРИМЕНЕНИЯ ДЕМПФИРУЮЩИХ

УСТРОЙСТВ .

32. 2. Александров М.М. Взаимодействие колонны труб со стенками скважины. М.: Недра, 1982.-144с .

33. 3. Ангона Ф.А. Затухание колебаний в колонне буровых труб и его значение для метода бурения с поверхностным вибратором // Тр. американского общества инженеров механиков. - 1965. - Вып.2. - М.: Мир.1. С. 25-30 .

34. Юнин Е.К. Низкочастотные колебания бурильного инструмента. -М.: Недра,

1983. 132с .

35. Юнин Е.К., Рубановский В.Н., Хегай В.К. Волновые процессы при наклоннонаправленном бурении. -Ухта: Ухтинский гос. тех. ун-т, 2002. -60с .

36. Юнин Е.К., Симонов В.В. Влияние волновых процессов на эффективность разрушения горных пород. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1994. -116с. Рус. -Деп. в ВИНИТИ 23.12.1994. - №3019894 .

37. Юнин Е.К. Управление низкочастотными колебаниями бурильной колонны с целью повышения эффективности процесса бурения: Дис.д-ра техн. наук. М., 1983. - 367с .

38. Юнин Е.К. Устойчивость равномерного вращения бурильной колонны // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Сб. статей, вып.2/ Ин-т проблем нефти и газа РАН и Мин обр. РФ. -М.: 2002. С.296 - 302 .

39. 65. Колесников Н.А., Бицута В.К., Федоров B.C. Определение максимальной динамической нагрузки на долото //Изв. вузов. Нефть и газ. 1964. - № 10.-С. 28Забойный 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 .

41. Экспериментальное исследование вибрации низа бурильной колонны в бурящейся скважине / Н.С. Тимофеев, М.И. Ворожбитов, О.Ю. Берг-штейн и др .

Тр. / Всесоюз. н.- и. ин-т. буровой техники. - 1971, вып. 28. -С.75-80 .

42. Джардин С., Мэлоун Д., Шеппард М.: «Колебания бурового снаряда»

Нефтегазовое обозрение (январь 1994 года) .

43.«Теория колебаний с приложениями», четвертое издание, В. Т. Томпсон, ISBN 0412783908 .

44. Берджесс Т. М. ПК: «Повышение надежности бурильной колонны, вибрационные модели: Практический опыт и ограничения», документ SPE / IADC 16109, представленный на конференции по бурению 1987 года, НьюОрлеан, Луизиана, США (1518 марта) .

45. Берджесс Т. М.: «Измерения скважинного ударника, увеличение объемов бурения, эффективность и улучшение надежности MWD», бумага SPE23890 (февраль 1821, 1991) .

46. Дукстра, М. В.: «Повышение эффективности бурения с помощью применения расширенной динамической модели», бумага НПП 67697 .

47. Бейли Дж., Гупта В.: «Бурение Вибрации Моделирование и Рид проверки», документ SPE 112650 (март 46, 2008) .

48. Акиннирани Г. и др.: «Реализация ударов и вибрации смягчения процесса:

Достижение реального времени решения и сбережений», документ SPE 107903 (октябрь 2224, 2007) .

49. Shock and Vibration Volume 2016 (2016), Article ID 7418635, 34 pages http://dx.doi.org/10.1155/2016/7418635 Review Article A Review of the Evaluation, Control, and Application Technologies for Drill String Vibrations and Shocks in Oil and Gas Well

50. Research Article - Downhole vibration causing a drill collar failure and solutions Natural Gas Industry B 4 (2017) 73- 80 authors: Zhu Quantaa,*, Zou Zongmingb, Huang Bingc, Ma Linhua, Xia Jiaxiang

51. Document IDSPE-183037-MS Testing and Characterization of Shock and Vibration Loads to Enhance Drilling Tool Reliability and Efficiency AuthorsDennis Heinisch (Baker Hughes) | Hatem Oueslati (Baker Hughes) | Timothy M. Popp (Baker Hughes) | Bernhard Meyer-Heye (Baker Hughes) | Cord Schepelmann (Baker Hughes) | Hanno Reckmann (Baker Hughes)

52. Heisig, G., Neubert, M. 2000. "Lateral Drillstring Vibrations in Extended-Reach Wells", Paper IADC/SPE 59235 presented at the IADC/SPE Drilling Conference, New Orleans, 23–25 February 2000

53. Oueslati, H., Hohl, A., Makkar, N., Schwefe, T., Herbig, C. 2014. The Need for High Frequency Vibration Measurement Along With Dynamics Modeling to Understand the Genesis of PDC Bit Damage. Paper IADC/SPE 167993 presentation at the 2014 IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition held in Fort Worth, Texas, USA, 4–6 March 2014 .

54. Reckmann, H., Jogi, P., Kpetehoto, F., Chandrasekaran, S., Macpherson, J. 2010 .

"MWD Failure Rates due to Drilling Dynamics", Paper IADC/SPE 151389 presented at the IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, New Orleans, 2–4 February 2010 .

55. Специализированный журнал «Бурение & Нефт» май 2015 Анализ влияния вибрации на самопроизвольный отворот элементов раздвижного фрезерного инструмента и раздвижного нструмента для расширения ствола скважины A. DRONOV, A. SALOMATIN, «BURINTEKH», Ltd http://burneft.ru/archive/issues/2015-05/42

56. Специализированный журнал «Бурение & Нефт» Июнь 2017 Снижение вибрационной нагрузки на породоразрущающий инструмент и элементы КНБК путем применения демпфирующего переводника BADRETDINOV, G. ISHBAEV, A. BALUTA, A. SHARIPOV, A. DRAGAN, LLC SPE «BURINTEKH» LLC, V. YAMALIEV, USPTU http://burneft.ru/archive/issues/2017-06/44

57. Специализированный журнал «Бурение & Нефт» Статьи о важном в ТЭКе

КАТАСТРОФИЧЕСКОЕ СНИЖЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ ИЗ-ЗА

ЭКСЦЕНТРИЧНОГО ВРАЩЕНИЯ ДОЛОТА НА ЗАБОЕ СКВАЖ

Ю. Палащенко, Varel International http://burneft.ru/docs/archived_docs/articles_tek/10

58. Патент №2106490 - Устройство для регистрации вибрации бурильной колонны в процессе бурения скважины Авторы патента: Бехтерев И.С. Григорьев Г.В. Соболев Д.М. Галузин М.Н .

59. Крутильно-продольные колебания бурильной колонны с долотом режущего типа Научная библиотека диссертаций и авторефератов disserCat http://www.dissercat.com/content/krutilno-prodolnye-kolebaniya-burilnoikolonny-s-dolotom-rezhushchego-tipa#ixzz5EekhRquQ

Автор научной работы:

Ветюков, Юрий Михайлович

Ученая cтепень:

кандидат технических наук

Место защиты диссертации:

Санкт-Петербург

Код cпециальности ВАК:

01.02.06

60. Vandiver J. K., Nicholson J., Shyu R. J. Case Studies of the Banding Vibration and Whirling Motion of Drill Collars // SPE Drilling Engineering. -1990. Vol. 5, № 4. - P. 282-290 .

61. Патент 1553662 А1 Способ регистрации вибрации бурильных труб на устье скважины и датчик для его осуществления

62. Drilling formula http://www.drillingformulas.comshock-and-vibration-indrilling-vdo/

63. Гидромеханический демпфер Авторы патента:Султанов Б.З .

Сафиуллин Р.Р. Китуев Б.Н .

64. Официальный сайт компании «Генерал Электрик»

http://geolink.virtbox.ru/vibr.htm

65. Налоговый кодекс РФ

66. Методические указания по определению величины накладных расходов в строительстве, (МДС 81-33.2004) 67. «HIS Markit» web based journal. Petrodata Offshore Rig Day Rate Trends https://ihsmarkit.com/products/oil-gas-drilling-rigs-offshore-day-rates.html

68. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03. Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы;

69. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278–03. Гигиенические требования к естественному, искусственному и совмещенному освещению жилых и общественных зданий;

70. СН 2.2.4/2.1.8.562-96. Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки;

71. СанПиН 2.2.4-548-96. Физические факторы производственной среды .

Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений .

72. ГОСТ 12.1.038–82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов;

73. Нормы пожарной безопасности НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности .

74. ГН 2.2.5.1313-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны .

75. ГОСТ Р 22.0.07-95. Безопасность в чрезвычайных ситуациях .

Источники техногенных чрезвычайных ситуаций. Классификация и номенклатура поражающих факторов и их параметров

76. ГОСТ 12.0.003-74. ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы .

–  –  –

1.1.4 History of equipment for measuring of drill string shocks and vibrations .

One of the first tools for measuring of drill string shocks and vibrations was special device for registration of shocks and vibrations downhole, this tools was patented by N. Timofeev, M. Vorozhbitov and O.Bergshtein in 1970 [40] .

This device contents of main body along with recording tool, drum and core cap with special tool to keep the core in the core cap. To improve the tool accuracy the tool is equipped with spring heart, which is strictly linked to the drum and recording tool and also fixed to the main body .

The tool schematic is shown at the picture 1. The tool contents of main body 1, recording tool 2, drum for recording 3 which is linked with core cap by spring heart 4, the core cap has core keeping device 6. The heart is fixed with main body by shear element 7. While drilling the core is getting inside the core cap and pushes to the cap body which makes the cap goes up and share the shear element to be sheared .

Further drilling goes with main body going down along with recording tool compare to spring heart and drum. All the shocks and vibrations will be recorded to the drum by the recording tool .

–  –  –

Electromagnetic principle is also used for measuring of shocks and vibrations, in this case the registration is done on the surface [61] .

Sensor for registration of shocks and vibrations of drill pipes is located on the wellhead, it contents of main body, special element for transmitting the signal from rotating drill pipe to the measuring system. This element contents of inductive drum, which is concentrically located relatively to drill pipes and of power supply which is also made of inactive drum located outside of the special element .

The principle of working is following: drilling bit downhole is driven by drilling rig, drilling bit initiates shocks and vibrations which goes up to the surface via drill string, these shocks and vibrations are measured by magnetic sensor on the surface (the sensor reacts to the moving magnetic domains) the amplitude and the frequency of the drill string (magnetic domain) vibration is equal to drill string vibrations. The signal from the sensor goes to the amplifier and recording equipment. Drill pipes are getting magnetized by inductive drum which makes the magnetic domain more energized which makes the measurements more accurate .

On the negative side: this tool is not noise resistive enough and climate and temperature changes make big difference to the measurements .

Picture 2. Block scheme of registration device and drilling rig:

1 – drilling bit; 2 – drilling rig; 3 – drill string; 4 – swivel; 5 – casing; 6 – sensor;

7 – primary coil; 8 – amplifier; 9 – recording device; 10 – secondary coil; 11 – power supply; 12 – cylinder shell; 13 – shim .

Piezometric elements are also used to measure shocks and vibrations of drill string while drilling, let’s review the principle of working for one of such tools [58] .

The tool contents base which is strictly fixed to the swivel, cylindric body, which contains amplifier and at least three vibration sensors. All sensors are located around the wellbore with same angle between them. The sensors are located in parallel with drill string. The sensors are fixed to the body via vibration damping shims .

Electrical amplifier is built of transformer. Primary coil of the transformer is connected to the vibration sensors via low frequency filters. Inner surface of the body and vibration sensors are covered by sound-absorbing material. All free volume inside the body is filled with hermetic material. The device is shown on the picture 3 .

Picture 3. Schematic of device for registration of vibrations:

1 – base; 2 – slot; 3 – cylindric body; 4 – hermetic output socket; 5 – vibration sensor; 6 – shock-absorbing shims; 7 – transformer; 8 – sound-absorbing material; 9

– hermetic material; 10 – low frequency filter .

There is electrical schematic on the picture 4. The schematic contents of registration device and vibration sensors 5 connected in parallel via low frequency filter 10 which is connected to primary coil of the transformer 7, secondary coil is connected to registration device via hermetic socket and connecting cable .

Picture 4. Electrical schematic а:

4 – hermetic socket; 5 – vibration sensor; 7 – transformer; 10 – low frequency filter .

The device works as follow: The signal which is resulted by interacting bit cutting with rock downhole, travels up by drill pipes to the top of drill string – swivel, the signal is mechanical vibrations. The vibrations initiate low frequency vibrations in the drill string itself, these vibrations are also compressional .

These vibrations reaches the top of the drill string – swivel and registration device. The vibration sensors 5 receive the signal with same amplitude and phase, this signal is converted and summed on the sensors output. The noise initiated by pumps, rig vibration and drill string makes the swivel base 1 swag. As the result signal comes to the input of the sensors, this signal has different amplitude and phase (sometimes it could be even different polarity). When the signal and noise are measured in the same time it helps to improve signal to noise ratio. Then the signal goes to the passive low frequency filter 10, which helps to correct amplitude and phase specifications of the vibration sensors, most of high frequency noise is filtered out here. Then the signal goes to registration device input via the transformer and hermetic socket .

As per review above we can make the conclusion that long time ago either downhole mechanical registration devises of surface magnetic or piezometric sensors were used to register and measure shocks and vibrations downhole. Such type of equipment could not provide required accuracy so currently the main method of measuring shocks and vibrations is downhole electronic tools, which are going to be reviewed in the next topic of the dissertation .

1.1.5 Modern equipment for measuring drill string shocks and vibrations Shocks and vibrations sensors are included in most of modern telemetry tools, logging while drilling tools and rotary steerable systems .

Principle of working for most of these tools is the same, the only difference is the limits [62] .

Accelerometers are used to measure axial and lateral shocks and vibrations .

Unit of measurement is G – which is the force equal to acceleration of gravity. There is electronic module of one of MWD tools on the picture 5, measurement directions are also shown on the same picture, accelerometer A3 is pointed in parallel with the axis of the tool and accelerometers A1 and A2 are perpendicular to each other. A1 and A2 are used for measurements of lateral shocks and vibrations. 3 axis accelerometer is used in Ecoscope tool of Schlumberger company [30] .

Рисунок 5. Electronic module of the telemetry tool, accelerometers and algorithm of data processing .

Two main factors influence the level of axial and lateral shocks and vibrations:

amplitude (measured in G) and frequency of the impact to the bottom hole assembly .

Due to difference in tools construction there are different levels set up, which depends on amplitude of impact (measured in G) and frequency (measured in quantity of impact per second), for example “Geolink” telemetry tool automatically counts all the impact above 25 G within interval of 16 seconds, then automatically

classify the level of the impact:

Normal Level of shocks and vibrations (код 0) - 64 impacts /16 seconds Drilling conditions are suitable for long drilling run with this BHA;

Warning level (код 1)- from 64 till 400 impacts / 16 seconds Drilling conditions can be harmful to the BHA, not recommended to for long run;

Dangerous level (код 2) - 400 impact / 16 seconds Drilling conditions are very dangerous for the BHA, need to change the drilling parameters immediately [64] .

Some tools measure shocks and vibrations for 2 levels (25 and 50 G) for deeper analysis of shocks and vibrations .

There is also total (accumulated) shocks used in the industry. For every tool statistics was gathered and it was found out what is the recommended accumulated shocks become dangerous for the tool and the probability of tool failure increases .

When this limit is reached it is recommended to replace the tool in the BHA. While servicing the tool in the maintenance shop the tool functionality should be checked and all required materials and parts should be replaced. Such precautions help to reduce risk of tool failure downhole .

Torsional shocks and vibrations are estimated by changes in collar rotation speed, collar rpm is measured every moment, then difference between maximum and minimum value measured within 40 second [30], this difference is called as stick and slip, it shows how strong torsional vibrations are. Collar rpm is measured by magnetometers which are installed in the tool perpendicular to each other. That is difficult to measure collar rpm inside casing due to magnetic interference to the magnetometers .

So by continuously measuring of difference in collar rpm we can estimate torsional vibrations .

1.2 Types of drill string shocks and vibrations Currently there are a lot of information about shocks and vibrations available for public. Most of the use same criteria for classifications of drill string shocks and vibrations, according to [56] drill string shocks and vibrations can be as following

types:

• Axial;

• Torsional;

• Lateral .

Picture 6. Types of drill string shocks and vibrations:

1 – axial; 2 – torsional; 3 – lateral .

1.2.1 Axial shocks and vibrations Axial vibrations in drill string often occurs when formation changes while drilling especially when drill bit gets through hard formation stringer. As it was noted earlier the direction of the vibrations is aligned with drill string axis .

Due to vibration cycle additional energy is accumulated which helps to destroy the rock however in the same time it is harmful for BHA. It leads to early bit, downhole motor, telemetry tools and drill pipe failure therefore to reduction in life time of all the drill string .

As usual axial vibrations have 1-10 Hz frequency and its attenuation depends on weight and rigidity of the BHA [2]. So to reduce the amplitude of axial vibrations in BHA it is recommended to include more rigid collars and calibrators .

However increasing in BHA weight without changes in drilling parameters can lead to increase to the power of the impact that’s why when vibrations occur it is recommended to increase weight on the bit and reduce collar rpm. Shock observing tools can help to reduce axial vibration much more efficiently than in case of torsional or lateral vibration [56] .

.

1.2.2 Torsional vibrations Torsional vibrations of drill string is rotation of drill string with not constant speed which is initiated by sudden speed changes – acceleration and slowing down .

Drill bit slows down then suddenly starts rotation again, this effect leads to high torque and torsional deformation of full drill string. When rotating torque gets higher than the friction between drill string and the wall the bit speeds up - the speed goes up by 2-3 times. This process can take up to several seconds and maximum amplitude of vibrations is on the bottom part of BHA .

Normally the frequency of such vibrations do not exceed 1 Hz [2]. Torsional vibrations could lead to broken bit cutters especially cutters located on the gauge, it also leads to accumulated failures of the thread connections due to over torque and risk of twist off which leads to drop of BHA downhole .

As it was noted earlier PDC bits are more likely to initiate torsional vibrations .

In order to drill faster more aggressive bits are selected but too aggressive bit can lead to disbalance between BHA rigidity and reactive torque from the rock and as a result the drilling mode goes outside the stable drilling zone and torsional vibrations .

The same results could be due to wrong selection of drilling parameters – too high weight on the bit and too low drill string rotation in this case bit cutters dig too deep within 1 rotation time. It’s also worthy to mention that torsional vibrations easier occur with higher depth and well inclination and when the bit goes through hard formation stringer .

Torsional vibrations are also attenuated on drill pipes above drill bit and also attenuated due to friction of the drill string with the wall. But main method to reduce torsional vibrations is changing drilling parameters. In order to find the optimal parameters normally weight on bit is reduced and drill string rotation is increased. It also helpful if high speed downhole motor is used, shock observers could also help but. Shock observers make drill string more flexible that’s why decrease tangential part of the bit shocks and vibrations. Such equipment is reasonable to be used when the well is deep enough, in this case the bit resource is more important than rate of penetration .

1.2.3 Lateral shocks and vibrations Lateral vibration is pendulum movement of the BHA in direction perpendicular to the axis of the well. High amplitude lateral vibrations cause around 75% of all downhole failures [30]. Lateral vibrations along with rotation initiate whirl. Whirl is eccentric movement of BHA around one point which is the geometrical center of the BHA. This eccentric movement can occur in both directions (clockwise and anticlockwise) and the direction can change very often [4]. That causes the well getting spiral shape. There are 2 types of whirl: drill bit whirl and BHA whirl, bit whirl normally has 5-100 Hz frequency, DHA whirl - 5 – 20 Гц [5]. In order to resolve the whirl following steps are taken: increase weight on bit and decrease drill string rotation, these steps should be done after BHA completely stopped moving .

One element whirl often converts to another element whirl, this process can happen along with high frequency torsional vibration .

In some cases a whirl doesn’t have clearly defined direction in this case we face chaotic whirl and the direction is changing randomly .

Drill bit whirl can occur when it gets through soft unconsolidated fractured formations or while hole opening procedure. Whirl can also occur due to too high bent downhole motor. In this case bit cutters are subject for lot of impacts due to when each bit blade touches the rock it becomes a temporarily center of rotation and as a result we have the polygonal shape well (picture 7). Quantity of the polygon is once higher than quantity of the bit blades .

Picture 7. Polygon shape well due to bit whirl .

This type of shocks and vibrations can be solved by reducing drill string rotation speed and increasing weight on the bit. These actions should be done after BHA completely stooped. To obtain maximum BHA stability while drilling bit type should be properly selected during preparation stage. In order to have lower possibility for whirl balanced bit type (with low lateral cutting force) should be selected. While drilling with such drill bits there is no aggressive interaction between the well wall and the gauge of the bit due to not aggressive part of the bit blade – gauge is in contact .

That’s why the possibility of whirl is reduced. Shocks observers which are installed above the bit can also help with to prevent whirl occurrence, these observers also increase BHA rigidity. Friction with the wall, bad grease of the drilling mud, low BHA rigidity can lead to eccentric rotation of the BHA and whirl occurrence .

Whirl acting for long time can lead to downhole motor and other downhole equipment failure. The actions to be taken in order to resolve whirl are depends on the whirl direction. There is schematic of stable drilling shown on the picture 8

–  –  –

It should be mentioned that in order to switch from one drilling mode to another one it is necessary to completely stop BHA motion and pick BHA off bottom.




Похожие работы:

«DAILY ЭКСПЛУАТАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ АВТОМОБИЛЯ ГРУЗОВИКИ ЛЕГКИЕ IVECO Автомобиль Iveco похож на своего во Если возникнут проблемы, лучший путь Автомобиль Iveco — это удачный выбор, дителя: это тщательно продуманная ло к их решению — посоветоваться со спе поздравляем Вас! Daily отличается ис гичная система, построенная...»

«ИССЛЕДОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ БИОГАЗА НА ПОЛИГОНЕ ТБО В Г.ЧЕРНОВЦЫ ОТЧЕТ 1.РЕЗЮМЕ Предварительная оценка потенциала реализации проекта сбора и утилизации биогаза подготовлена для полигона в г. Черновцы (Украина). Оценка основана на информации, предоставленной к...»

«ГОСТ 22974.9-96 МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ ФЛЮСЫ СВАРОЧНЫЕ ПЛАВЛЕНЫЕ М етоды определения оксида титана (IV ) Издание официальное 0\ о\ МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ Минск кардиган крючком ГОСТ 22974.9-96 Предисловие 1 РАЗРАБОТАН Межгосударственным техническим комитетом по станд...»

«УДК 544.7 Ш.К. Амерханова, А.С. Уали Карагандинский государственный университет им. Е.А. Букетова, Казахстан (E-mail: amerkhanova_sh@mail.ru) Комплексообразование ионов меди (II) со смесью оксгидрильных и сульфгидрильных флотореагентов в вод...»

«35B-1 ГРУППА 35B АНТИБЛОКИРОВОЧНАЯ ТОРМОЗНАЯ СИСТЕМА (ABS) СОДЕРЖАНИЕ ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ......... 35B-2 КОНСТРУКТИВНАЯ СХЕМА.... .. 35B-6 ДАТЧИК............................»

«Об итогах 4-ой Международной научно-технической конференции "Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем" 03-07.06.2013 в Екатеринбурге Г.С. Нудельман, член Президиума РНК СИГРЭ, Председатель исследовательского комитета B5 РНК СИГРЭ "Релейная защита и автоматика...»

«Содержание Оглавление Реферат Введение 1. Теоретические основы и практические механизмы формирования цен на нефть Современное состояние мирового рынка нефти 1.1 Динамика цен в условиях глобализации 1.2 Факторы, формирующие цены на нефть 1.3 Влияние спроса и...»

«НАРУЖНАЯ ПАНЕЛЬ ДОМОФОНА Руководство по эксплуатации Подключение 4-х абонентов; совместима с 4-х проводными мониторами видеодомофона большинства фирм; вандалозащищенное исполнение; голосовая связь; скрытое видеонаблюдение; встроенная ИК подсветка; подсветка обозначений а...»

«T РУКОВОДСТВО SERIES ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ T5V T7V ПОЗДРАВЛЯЕМ! Поздравляем с приобретением новых мониторов! Мониторы ADAM T Series — это вершина 20 лет технологической эволюции, исследований и разработки в области аудио-преобраз...»

«Документ предоставлен КонсультантПлюс 25 декабря 2006 года N 80-ОЗ НОВОСИБИРСКАЯ ОБЛАСТЬ ЗАКОН О НОРМАТИВНЫХ ПРАВОВЫХ АКТАХ НОВОСИБИРСКОЙ ОБЛАСТИ Принят постановлением Новосибирского областного Совета депутатов от 07.12.2006 N 80-ОСД Список изменяющих документов (в ред. Законов Новосибирско...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И УТВЕРЖДЕНО НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Приказом ФГБОУ ВО "БГУ"ФГБОУ ВО "БУРЯТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ" от "^ " -// 2016 г. № ПОЛОЖЕНИЕ ОБ ОТДЕЛЕ КАПИТАЛЬНОГО СТРОИТЕЛЬСТВА г. Улан-Удэ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1.1. Отдел капитального строительства...»

«АСЛАНОВ АРСЕН РУСЛАНОВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕХАНИЗМА ГОСУДАРСТВЕННОЙ ПОДДЕРЖКИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ АНК РЕГИОНА (на примере Республики Дагестан) Специальность 08,00.05 Экономика и управление народным хозяйством; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами (АПК и сельское хозяйс...»







 
2019 www.librus.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - собрание публикаций»

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