Повышение эффективности турбинного бурения путем улучшения характеристик турбобура и передачи забойной информации по механико-гидравлическому каналу связи

• Автор: Шлык, Юрий Константинович
• Шифр специальности: 05.15.10
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2000
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 237 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

РОЛЬ ДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПРИ БУРЕНИИ

2.1. Причины возникновения вынужденных колебаний бурильного

ИНСТРУМЕНТА И ИХ ЧАСТОТНЫЙ СОСТАВ

2.2. Влияние колебательных процессов в компоновке на

ЭФФЕКТИВНОСТЬ БУРЕНИЯ СКВАЖИН.

2.3. Моделирование колебагельной системы бурильной колонны

2.4. Моделиювание колеба тельной системы турбобура

2.5. Механический импеданс вала забойного двигателя и его РЕГУЛИРОВАНИЕ С ПОМОЩЬЮ СОСРЕДОТОЧЕННЫХ ЭЛЕМЕНТОВ.
2.6. Результаты промысловых иа 1ытлний турбобура ЗТСШ1 5 со встроенной виброуправляющей массой ВУМ
2.7. Выводы.
АКУСТИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КАНАЛОВ СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ
3.1. Классификация каналов связи с забоем.
3.2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОКАИЛЛА скважины.
3.3. Моделирование вала шпиндельного турбобура, как ПРОМЕЖУТОЧНОГО МЕХАНИЧЕСКОГО КАНАЛА СВЯЗИ С ЗАБОЕМ
3.4. Гидродинамические особенности работы турбобура ЗТСШ I
со встроенной ВУМ . Ю
3.5. Амплитудночастотная характеристика помех гидроканала скважины
3.6. Выводы.4
4. МЕХАНИКОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ МГ КАНАЛ СВЯЗИ С ЗАБОЕМ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ
4.1. Сопряжение механического ван турбобура и гидравлическси о
КАНАЛОВ СВЯЗИ.
4.2. Результаты экспериментальных исследований по использованию МГ канала связи с завоем скважины при БУРЕНИИ.
4.3. Выводы.
5. ПЕРСПЕКТИВЫ РЕАЛИЗАЦИИ ЗАМКНУТОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ СКВАЖИН а
Выводы
6. ОБЩИЕ ВЫВОДЫ в
ЛИТЕРАТУРА


В
соответствии с графиком изменения нагрузки на крюке см. Гц. Данные результаты подтверждаются ранее полученными исследованиями , 5. Отметим, что колебательные процессы столь низких частот не могут оказать заметного влияния на ход процесса бурения. Если к тому же бурение ведется с использованием одного насоса, а подача инструмента на забой осуществляется посредством ТЭП, то колебания отмеченных диапазонов исключаются. Еще менее значима роль инфранизких составляющих частот, вызываемых действием ветровой нагрузки на буровую установку и упругостью грунта, на котором она установлена. В итоге отметим, что колебания данного диапазона имеют исключительно устьевой характер происхождения. В первую очередь это колебания, вызываемые работой поршневого бурового насоса. Дтя отмеченных ранее типов насосов она находится в интервале 1. Гц. Безусловно, это самая мощная по амплитуде из всех частотных составляющих данной группы. Помимо неб в спектре гидроакустических шумов сигнала присутствуют компоненты с частотами и Гц. Появление их не случайно и объясняется особенностями работы клапанного механизма насоса 9. В отличие от одногерцовой составляющей, способной вызвать раскачку бурильной колонны, вероятность тою же действия со стороны частот 4,5Гц и тем более Гц представляется маловероятной. Помимо частот, вызываемых работой бурового насоса, к рассматриваемой группе отнесем колебания, обусловленные упругостью талевой системы буровой установки. Начальный фрагмент осциллограммы кривая 1 по рис. Гц.