Оптимизация технологии бурения и совершенствование привода долота на основе исследований динамических процессов в скважине

• Автор: Кулябин, Геннадий Андреевич
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Тюмень
• Количество страниц: 267 с. : ил

1. Теоретические и экспериментальные исследования динамики бурильного инструмента и потока промывочной жидкости в бурильной колонне.
1.1. Краткий анализ работы бурильного инструмента и потока промывочной жидкости в динамике.

1.2. Исследование параметров осевых и крутильных

колебаний

1.3. Исследование гидроимпульсного давления в потоке

промывочной жидкости, движущейся в бурильной колонне.

Выводы по первому разделу

2. Совершенствование методов и методик оптимального проектирования и формирования режимных и технологических параметров процесса углубления скважин

2.1. Проектирование осевых нагрузок на забой скважины и на долото.

2.2. Устройства формирования осевой нагрузки на долото.

2.3. Разработка методики проектирования расхода промывочной жидкости, технологически необходимого давления на выкиде бурового насоса и перепада давления в промывочном
узле долота.
2.4. Проектирование частоты вращения долота
Выводы по второму разделу.
3. Исследование характеристик турбобуров и турбовинтового забойного двигателя.
3.1. Исследование характеристик турбины и турбобуров.
3.2. Совершенствование методов расчта параметров
и имитационных моделей характеристик турбобуров и турбовинтового забойного двигателя7
3.3. Методика проектирования модели гидравлического
забойного двигателя
Выводы по третьему разделу.
4. Теоретические аспекты по созданию моделей процесса углубления скважин и автоматизированного управления этим процессом
4.1. Совершенствование методологических основ системы автоматизированного управления процессом бурения.
4.2. Разработки по моделированию процесса углубления
и управления при бурении скважин.
4.3. Повышение разнообразия управляемого звена в системе
управления углублением скважин.
Выводы по четвртому разделу.
5. Разработка роторношпиндельного способа бурения.
5.1. Исследования возможностей повышения показателей
бурения вибровращательным способом.
5.2. Разработка роторношпиндельного способа бурения скважин
и конструкции устройства для его осуществления.
5.3. Технология углубления скважин новым способом и
результаты испытаний.
Выводы по пятому разделу.
Заключение.
Основные выводы и рекомендации.
Список используемых источников


Так при роторном бурении рисунок нет жесткостной связи осевых опор, действующей последовательно с жесткостями колонны и секции УБТ, а поток жидкости с жесткостью аж только растягивает колонну, снижая жесткость передачи случайных усилий от ее верхней части к долоту, смещая нейтральное сечение вниз, в результате чего статическое усилие полностью соответствует весу УБТ . При турбинном бурении поток через аж выполняет эти же функции, но так, как ажак, то при этом формируется статическая часть , передаваемая долоту при разных профилях скважин. Поэтому допустимо считать . Общая жесткость асу элементов ту и шСт всегда больше ап, аж или ак, тогда как жесткость вала ГЗД ав сопоставима с , ау и , причем количество связей у вала ГЗД на две больше, чем у объединенного по жесткости элемента тсуШуШст5 жесткость офаничивает перемещение вала вверх, а корпуса УБТ с ГЗД вниз, не препятствуя перемещению массы Шсу вверх, поэтому вал ГЗД по количеству и прочности связей менее свободен, чем корпус и УБТ, то есть вал турбобура нельзя считать свободным в системе БИ. Из схемы на рисунке 1 следует, что при турбинном бурении количество связей во всей системе в осевом направлении почти в двое больше, чем при роторном. Различная значимость связей, особенно при вращении БИ и его поперечных перемещениях, опыт многочисленных исследований стендовых и промысловых свидетельствует о неэффективности, а иногда и недопустимости, простого переноса результатов исследований, полученных при роторном бурении в турбинное.