WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

ГРЕЧИН ЕВГЕНИЙ ГЛЕБОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

И РАБОТЫ НЕОРИЕНТИРУЕМЫХ КОМПОНОВОК НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Тюмень – 2009

Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант – доктор технических наук, профессор

  Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты:   доктор технических наук, профессор

  Бастриков Сергей Николаевич

  доктор технических наук

Ишбаев Гиният Гарифуллович

  доктор физико-математических наук, профессор

Кутрунов Владимир Николаевич

Ведущая организация  –  Тюменское отделение Сургутского научно-

  исследовательского и проектного института

  нефти Открытого акционерного общества

  «Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть»)

Защита состоится 25 июня 2009 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан __ _____ 2009 г.

Ученый секретарь 

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                                        Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В современных условиях финансового и экономического кризиса, падения цен на нефть ещё более актуальными стали вопросы, связанные с сокращением затрат на строительство скважин. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири разрабатываются с помощью наклонных и горизонтальных скважин. Профили тех и других содержат протяжённые по длине тангенциальные участки, бурение которых осуществляется по двум технологиям. Первая, традиционная, основана на применении неориентируемых компоновок (НК). Вторая технология предусматривает бурение комбинированным способом всей скважины компоновкой, содержащей винтовой забойный двигатель-отклонитель (ВЗДО), управляемый с помощью телесистемы, обычно, зарубежного производства, например, фирм «Halliburton», «Schlumberger» и др. (стоимостью более 1 млн. долларов).

Многие буровые предприятия идут на дополнительные затраты средств и времени, связанные с эксплуатацией дорогостоящих систем и управлением ВЗДО, и применяют данную технологию при бурении всех скважин, включая простые, с трёх-четырёхинтервальным профилем, по причине отсутствия до настоящего времени надёжных неориентируемых компоновок. В современных условиях особенно важно снизить затраты на строительство скважин, в данном случае за счёт создания простых, дешевых и надёжных НК, и закрепить за ними приоритет  в части бурения тангенциальных, или близких к ним, участков наклонных и любых других скважин. При бурении горизонтальных участков в пласте также имеются перспективы использования НК, включающих, например, гидравлические центраторы, или самоориентирующиеся отклонители, в сочетании с простыми средствами контроля за параметрами скважины.

       Цель работы

Сокращение времени бурения и уменьшение затрат при строительстве нефтяных и газовых скважин за счёт применения простых и надёжных неориентируемых компоновок. Время бурения сокращается вследствие уменьшения числа замеров параметров траектории скважины и отсутствия необходимости ориентирования отклонителя; затраты – за счёт отказа от дорогостоящих компоновок и телесистем на участках работы НК и уменьшения износа долот и забойных двигателей вследствие улучшения условий их работы.

Основные задачи исследований

1. Обоснование расчетной схемы и аналитической модели для изучения работы неориентируемых компоновок.

2.  Анализ существующих и разработка новых методов расчёта НК.

  3.  Обоснование дифференцированного подхода к выбору критерия оптимизации геометрических параметров компоновки.

  4. Разработка системы расчётных характеристик НК (СРХ), позволяющей

дать оценку их качества на стадии проектирования, и прогнозировать ожидаемый уровень стабильности показателей работы компоновки.

5. Установление причин неудовлетворительной работы типовой стабилизирующей компоновки, традиционно применяемой на месторождениях Западной Сибири.

6. Разработка научно-обоснованных проектных решений, по всем типам

НК, представляющим интерес применительно к условиям бурения в Западной Сибири.

5. Промысловая проверка разработанных принципов создания эффективных неориентируемых компоновок и разработка рекомендаций к их промышленному внедрению.

Научная новизна диссертационной работы

– выполнено научное обоснование возможности применения детерминированной расчетной модели НК на основе использования системы показателей устойчивости (СПУ), формируемой по входным параметрам модели;

–  предложена система расчётных характеристик (СРХ), формируемая по входным и  выходным  параметрам  модели  НК,  позволяющая  прогнозировать

качество  компоновок  на  стадии  их  расчёта;  на  её  основе  предложена  новая концепция проектирования компоновок низа бурильной колонны;

– применён дифференцированный подход к выбору критерия оптимизации геометрических параметров компоновок, в соответствии с которым введена классификация НК, включающая три группы: 1) НКС – стабилизирующие НК; 2) НКА – компоновки, допускающие асимметричное разрушение забоя; 3) НКФ – компоновки, критерий расчета которых допускает возможность фрезерования стенки скважины;

– метод начальных параметров применён к задаче расчёта многопролётной статически-неопределимой балки с опорами, расположенными в разных уровнях и неизвестной длиной крайнего пролёта, т.е. к расчёту НК;

–  выполнен расчёт системы вал-корпус турбобура в составе неориентируемой компоновки методом конечных элементов с применением программного комплекса «ANSYS». До появления подобных вычислительных средств постановка задач такого уровня была нереальной. Расчёт НК в «ANSYS» позволил теоретически установить ряд особенностей их работы, а также включить в рассмотрение новую расчётную характеристику качества НК – сближение вала с корпусом турбобура, связанную с разной формой изгиба их осей;

       –  проиллюстрирован расчёт НК методом конечных разностей;

–  разработан новый метод исследования НК, работающих с использованием механизма фрезерования стенки скважины – метод возможных поперечных перемещений долота;

–  введено понятие о критическом диаметре калибратора;

–  получило дальнейшее развитие с широким приложением ко всем типам НК понятие о показателях устойчивости КНБК, введённое впервые специалистами ВНИИБТ А.С. Повалихиным, А.С. Огановым и др.;

– статистическими методами установлена возможность существования однородных (в отношении показателей работы НК) месторождений, позволяющая их объединение в представительную выборку, что облегчает изучение работы и создание новых типов неориентируемых компоновок.

Практическая ценность и реализация

Содержание и структура  работы подчинены  идее  её максимального

приближения к промысловой практике, которой она и была инициирована.

Предложенный новый метод проектирования компоновок позволяет на стадии проектирования оценить их качество, включая ожидаемый уровень стабильности показателей работы. На базе этого метода разработаны рекомендации по компоновкам, полнота представления которых даёт возможность выбора наиболее эффективных НК на данном месторождении с учётом технических возможностей предприятия.

Выполнен анализ промысловых данных, разработаны компьютерные программы и проведены теоретические исследования, результатом которых явились рекомендации по созданию и применению следующих видов НК.

1. Компоновка – типовая: шарошечное долото диаметром 215,9 мм, калибратор, ниппельный центратор СТК, турбобур диаметром 195 мм; может содержать переводник. Даны рекомендации по диаметрам калибратора и центратора в зависимости от расстояния между ними и долотом.

2. НК с долотами PDC, турбобуром Т1-195 и ниппельным СТК. Размеры долот: 214,3; 215,9; 220,7; 222,3 мм. Рекомендованы оптимальные сочетания диаметров калибратора и центратора и расстояний между ними и долотом.

3. Стабилизирующая компоновка с центратором, расположенным между шпинделем и нижней секцией турбобура.

4. Компоновка с долотом диаметром 295,3 мм, турбобуром диаметром 240 мм и с одним, или двумя, передвижными центраторами З-ЦДП.

5. Компоновка: долото шарошечное или  PDC, турбобур диаметром 195 мм, два центратора, нижний – стандартного размера в верхней части шпинделя, верхний – плавающий, уменьшенного размера, расположен в конце средней секции.

6. Компоновки с ВЗД и передвижными центраторами.

       При использовании разработанных компоновок сокращается время работы телеметрических комплексов, уменьшается износ долот, калибраторов, забойных двигателей. Рекомендации используются при бурении наклонных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» и буровых организациях ООО «Бургаз».

Апробация результатов исследований

Результаты исследований докладывались и обсуждались на: семинарах кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (2005 - 2008 гг.); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института  Нефти и Газа (Тюмень, 2005 г.); XIII и XIV Научно-практической конференции молодых ученых и специалистов (Тюмень, 2004 г., 2006 г); Международной конференции, посвященной 50-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2006 г.); научно-технических советах ООО «Бургаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Центр горизонтального  бурения » (2006 - 2008 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 33 печатных работах, в том числе 2 монографиях, 2 учебных пособиях (с грифом УМО НГО), 19 статьях (из них 11 изданий, рекомендованных ВАК РФ), 6 материалах конференций, получено три патента РФ и одно авторское свидетельство.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 285 страницах машинописного текста, содержит 78 таблиц, 99 рисунков. Состоит из введения, 6 разделов, основных выводов и рекомендаций,  списка использованных источников из 172 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель, задачи исследования, их научная новизна и практическая ценность.

По назначению, особенностям конструкции, критерию оптимизации приняты следующие обозначения НК: НКК – неориентируемая компоновка с калибратором, предназначенная для увеличения зенитного угла; НК-СТК – типовая стабилизирующая компоновка с полноразмерным наддолотным калибратором и ниппельным центратором; ОНКС, ДНКС – одно-двухцентраторная стабилизирующая компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте и угла между осями долота и скважины; ОНКА, ДНКА – одно-двухцентраторная компоновка, оптимизированная по критерию равенства нулю реакции на долоте, обеспечивающая возможность асимметричного разрушения забоя; ОНКФ, ДНКФ – одно-двухцентраторная компоновка, не ограничивающая реакцию и угол на долоте, допускающая фрезерование стенок скважины. Перечисленные НК рассматривались в сочетании с долотами диаметром 215,9;  295,3 мм (шарошечные); 214,3; 215,9; 220,7; 222,3 мм (долота PDC) и забойными двигателями: турбобурами, диаметром 195, 240-мм, и винтовым забойным двигателем (ВЗД) Д-172.

       В первом разделе рассмотрено состояние вопросов расчета и проектирования неориентируемых компоновок низа бурильной колонны и современные тенденции направленного бурения в Западной Сибири.

       По результатам обобщения многочисленных исследований в области проектирования компоновок низа бурильной колонны для бурения наклонных и горизонтальных участков ствола скважины установлено следующее.

       Кинематические модели, не могут с достаточной точностью описать искривление скважины ввиду многообразия воздействующих на этот процесс факторов, не поддающихся количественной оценке применительно к реальной скважине (А.Г. Калинин, Б.А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З. Султанов).

Чем меньше угол между осями долота и скважины, тем меньшее влияние оказывает осевая нагрузка на напряжённо-деформированное состояние низа бурильной колонны. По расчётам Л.Я. Сушона, П.В. Емельянова, Р.Т. Муллагалиева при отсутствии кривизны скважины у компоновки с одним центратором различия в результатах расчётов с учётом и без учёта осевой нагрузки отсутствуют. Осевую нагрузку не вводят в расчётную схему М.П. Гулизаде, О.К. Мамедбеков, С.А. Оганов, И.З. Гасанов, С.М. Джалалов и др., включают её в рассмотрение в качестве объекта исследования Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов. Исследователи ВНИИБТ К.М. Солодкий, А.Ф. Федоров, А.С. Повалихин,  В.В. Прохоренко и др., А.Г. Калинин (МГРИ)) также вводят осевую нагрузку в исходные уравнения.

Общепризнанный, наиболее часто  применяемый  критерий  оптимизации

стабилизирующих НК, включает два условия:  равенство нулю  боковой реакции на долоте и  угла  между  осями долота  и скважины:

  Rd = 0,  Ugd = 0 (1)

Данный критерий был  впервые  предложен  А.Ф. Федоровым,

К.М. Солодким, А.Г. Калининым, А.С. Повалихиным взамен критерию, содержащему только условие Rd = 0 (K. Millheim, ранние работы М.П. Гулизаде, Л.Я. Сушона,  Л.Я. Кауфмана и др.). В результате, выполнению этих условий соответствуют компоновки со значительным расстоянием между долотом и первым центратором, которое может превышать суммарную длину шпинделя, долота и калибратора, особенно, при малых значениях зенитного угла. У компоновок с одним центратором существует только одно сочетание его диаметра с расстоянием от долота. Аналитическая модель требует строгого выполнения условий (1) и не даёт решений даже в тех случаях, когда  величины  Rd,  Ugd  весьма близки к нулю и соответствуют компоновкам высокого качества.

Условия (1) применены О.К. Мамедбековым, В.Н. Самедовым одновременно к долоту и калибратору. Реализовать НК в этом случае затруднительно.

Чем больше условий содержится в критерии, тем больше появляется ограничений при проектировании НК, если  учитывать конструктивные особенности, такие, как размеры выпускаемых центраторов, длина шпинделя и секций ЗД и т.д. В то же время существуют расчетные характеристики, оказывающие более сильное влияние на работу НК, чем, например, наличие незначительного по величине угла между осями долота и скважины.

       А.С. Повалихин и А.С. Оганов (ВНИИБТ) ввели понятие устойчивости КНБК, основанное на изучении влияния различных факторов на величину отклоняющей силы. Такими факторами являются зенитный угол, диаметры скважины, центраторов и т.д., т.е. входные параметры модели, подверженные изменению в реальной скважине. Были введены количественные оценки показателей устойчивости, и в явной  форме  высказана мысль о  возможности учёта

реальных условий скважины расчётным путём, с помощью показателей устойчивости (А.С. Повалихин).

       Экспериментальные исследования (установки кафедр бурения  АзИНЕФТЕХИМ, МИНХ и ГП и др.) недостаточно информативны. Они дают мало новых сведений о работе НК, а только в той или иной степени подтверждают теоретические представления. Практически невозможно смоделировать условия скважины, поэтому трудно воспользоваться результатами эксперимента.  Наиболее  удобным,  дешёвым,  информативным является  теоретический

метод исследования неориентируемых компоновок.

       При одинаковых расчётных схемах возможны разные методики расчёта. Отечественные и зарубежные (особенно) исследователи часто применяют метод непосредственного интегрирования дифференциального уравнения упругой линии – оси КНБК (N.P. Callas, R.L. Callas, B.H. Walker Е.И., Г. Вудс, А. Лубинский, Е.И. Ишемгужин, Б.З. Султанов и др.). Эффективна реализация решения в безразмерной форме с использованием теории подобия (А.Ф. Федоров, К.М. Солодкий, А.Г. Калинин, А.С. Повалихин).

Общепризнан метод расчёта с использованием уравнений трёх моментов (3М), применяемый для раскрытия статической неопределимости  многопролётных неразрезных балок. Особенностью задачи является разновысотность опор (центраторов). Решение впервые было опубликовано С.П. Тимошенко, предложившим ввести в уравнения поправки, учитывающие равенство углов поворота сечений балки на шарнирах (опорах), находящихся в разных уровнях. Данный метод применительно к КНБК разработан и широко используется Азербайджанской школой (АзИНЕФТЕХИМ), возглавляемой М.П. Гулизаде.

Предложено решение, основанное на отыскании минимума потенциальной энергии упругой системы (В.В. Михарев, В.Ф. Буслаев и др.). Условие равновесия, заложенное в любом методе расчёта, возможно только при минимуме потенциальной энергии, и различий в результатах расчётов быть не должно.

Наиболее важными являются вопросы проектирования компоновок, так как они представляют собой конечный результат разработки. В фундаментальной работе А.Г. Калинина, Б.А. Никитина, К.М. Солодкого, Б.З. Султанова (Справочник) есть материалы, содержащие общие принципы проектирования НК и ряд рекомендаций, но их недостаточно для непосредственного практического применения к конкретным компоновкам, и в них не учитывалась устойчивость компоновок на проектной траектории.

Недостатком НК считается невозможность изменения в течение рейса азимутального искривления скважины. Исследование наката долота привело О.К. Мамедбекова к выводу, что вращение бурильной колонны ротором может нейтрализовать это явление и уменьшить азимутальное искривление. В «ПечорНИПИнефти» разработан способ управления азимутом скважины с помощью НК, являющейся естественным отклонителем (В.Ф. Буслаев). Метод используется в объединении «Коминефть» с 1975 года.

В данной работе под новым методом проектирования, отработанным и готовым к применению, имеется в виду наличие следующих разделов:

1) расчётная схема и расчётная модель НК;

2) разработанная система расчётных характеристик (СРХ), определяющих качество НК на стадии проектирования;

       3) наличие рекомендаций по геометрическим параметрам всех основных видов и типоразмеров НК (здесь, применительно к Западной Сибири), разработанных с использованием СРХ и обеспечивающих выполнение технологических задач с учётом технических возможностей реализации;

4) необходимы рекомендации по коррекции параметров НК, если они понадобятся, после опробования опытных образцов;

5) должны быть приложены программы по всем этапам расчёта на случай, если с помощью интерполяции не удаётся подобрать требуемую компоновку.

       В такой постановке вопросы проектирования НК не рассматривались, даже, если собрать воедино соответствующие разделы всех имеющихся публикаций. Обычно приводятся исходные уравнения со ссылками на имеющиеся пакеты программ и отдельные примеры расчётов. На наш взгляд, в данное время важно расширить объём информации по НК, которая может быть доступна производственникам и пригодна к непосредственному применению.

       В разделе также представлены результаты патентного поиска по конструкциям гидравлических центраторов и самоориентирующихся отклонителей. Достоинством данных устройств является то, что во время спуско-подъёмных операций они находятся в транспортном положении, и их опорные элементы не выходят за габариты корпуса, что улучшает проходимость компоновки в скважине. Это особенно важно при бурении пологих и горизонтальных скважин, где крайне нежелательно применение обычных центраторов.

Направленное бурение в Западной Сибири в настоящее время характеризуется широким распространением комбинированного способа бурения с использованием ВЗДО и телеметрических систем, преимущественно зарубежного производства. Отечественные системы (например, ЗИС-4) менее надежны. Специалисты ПО «Коминефть» и «Коминефтегеофизика» отмечают проблематичность применения зарубежных телесистем в связи с высокой ценой и стоимостью услуг, а также необходимостью существенного перевооружения отечественного бурового комплекса, к которому они не приспособлены. Исследованиями С.И. Грачёва установлены причины быстрого износа зарубежных телесистем с гидравлическим каналом связи, которые при бурении пологих и горизонтальных скважин являются элементом с низкой надёжностью.

При вращении ВЗДО (т.е. искривленной КНБК) сокращается срок службы

двигателя-отклонителя и долота из-за резко возрастающих динамических нагрузок на долото и радиальные опоры двигателя. А.С. Повалихин и  О.К. Рогачев провели исследования процесса управления двигателем-отклонителем. При большой длине бурильной колонны её угол закручивания может достигать нескольких оборотов. Положение ВЗДО неустойчиво, угол отклонения от заданного положения может превышать 60о, образуются локальные искривления  и уступы в стенке скважины, траектория скважины состоит из выпуклых и вогнутых дуг. На горизонтальном участке может произойти «выпучивание» бурильной колонны и её заклинивание. Ориентируемый отклонитель – возможный источник аварий и осложнений. Вывод авторов: телесистемы с гидравлическим каналом связи (например, «Sperry Sun») в этих условиях неэффективны из-за низкой скорости передачи информации с забоя, при бурении в  пласте малой  мощности нужно  максимально сокращать управление

ВЗДО  с  поверхности с помощью бурильной  колонны.

Несмотря на отмеченные недостатки, многие буровые предприятия  в  Западной

Сибири применяют данную технологию при бурении наклонно-направленных скважин трёх-четырёх интервального профиля. Сложившуюся ситуацию объяснил С.Н. Бастриков: снижение вложений в отечественную науку ведёт к необходимости приобретать зарубежные технические средства, технологии, материалы…единой технической политики нет, каждая компания идёт своим путём…промысловая информация, как правило, закрыта. В.И. Миракян, В.Р.  Иоанесян и др. отмечают отсутствие у технологических служб буровых предприятий четкой концепции применения технических средств контроля.

В Западной Сибири пробурены тысячи наклонных скважин с применением НК. Они просты, имеют низкую стоимость, в ряде случаев могут обеспечить более высокие ТЭП за счёт сокращения времени бурения и затрат на долота и забойные двигатели. По данным С.Н. Бастрикова в некоторых УБР в 1985 г. число скважин, не попавших в круг допуска, не превысило 3 %. Но этот результат достигнут, благодаря высокой квалификации исполнителей, а не вследствие надёжной работы компоновок. Типовая стабилизирующая компоновка с полноразмерным калибратором и ниппельным центратором была создана в 70-е годы. Расчёты и рекомендации по её применению приведены в соответствующей инструкции, вышедшей в 1986 году и явившейся на многие годы руководящим документом при проектировании проводки наклонных скважин в Западной Сибири. Научными работами в области наклонного бурения руководил  Л.Я. Сушон, представитель Азербайджанской школы М.П. Гулизаде. Как в инструкции, так и в его монографии, вышедшей в 1988 году, в интерпретации выполненных расчётов допущены неточности. Рекомендация по применению полноразмерных калибраторов в стабилизирующей компоновке не обоснована, так как они в расчетах не учитывались. При расположении калибратора непосредственно над долотом, как это имеет место в НК-СТК, её работа нестабильна, расчетные характеристики, определяющие качество компоновки, находятся на низком уровне.

К сожалению, в течение многих последних лет исследовательские работы

по НК в Западной Сибири, если и выполнялись, то в незначительном объёме. В итоге,  компоновка НК-СТК не могла  составить  конкуренцию новой

технологии направленного бурения. Возможности создания надёжных неориентируемых компоновок есть, но они на сегодня не реализованы, качество НК может быть существенно повышено за счёт применения метода проектирования, позволяющего в определённой мере гарантировать стабильную работу компоновки, что и является целью данного исследования.

Во втором разделе приводятся методы расчёта КНБК. Принято обычное расположение системы координат: ось «y» направлена вверх; ось скважины «x» расположена горизонтально. Поэтому возрастанию зенитного угла соответствует отрицательный знак реакции на долоте, т.е. она направлена вниз, со стороны верхней стенки скважины.

Первый метод – интегрирование дифференциального уравнения упругой линии. Расчёт дан в среде «Maple». Решение содержит тригонометрические функции; метод громоздок, для подбора параметров НК неудобен.

Второй метод – раскрытие статической неопределимости с применением уравнений трёх моментов (3М). Метод общепризнан, на нём построена теория расчёта НК, разработанная под руководством М.П. Гулизаде. В данной работе метод 3М применялся в среде «MathCAD» в качестве дублирующего варианта расчёта.

Третий – метод конечных разностей. Численный метод, требующий знания дифференциального уравнения. Применён (впервые) для оценки роли осевой нагрузки; для расчёта НК оказался неудобным ввиду громоздкости.

Четвёртый  – метод конечных элементов (МКЭ). Численный метод, не требующий знания дифференциального уравнения. Применён (впервые) в программном комплексе «ANSYS» для расчёта системы вал-корпус турбобура в составе НК. Для более полного представления о возможностях «ANSYS» приведены рисунки 1, 2. Метод можно рекомендовать для уточнения расчётов в особо ответственных случаях или, когда решить поставленную задачу другими методами невозможно.

Пятый – метод начальных параметров (МНП). Строгий аналитический метод, применён (впервые) к расчётам многопролётной статически неопределимой балки с опорами,  расположенными  в  разных уровнях и неизвестной

Рисунок 1 – Расчётная схема компоновки с ниппельным центратором

Рисунок 2 – Форма осей вала (верхняя линия) и корпуса турбобура

длиной крайнего пролёта (НК всех типов). МНП прост, нагляден, компактен (при числе центраторов не более трёх), с его помощью легко запрограммировать графический вывод прогибов и углов поворота сечений НК, а также задать граничные условия на центраторах непосредственно, в виде координаты «y», а не углами, как в 3М. Метод реализован в среде «Maple». Поскольку он является основным в данной работе, ниже он приведён подробнее.

Расчётная схема МНП для НК с тремя центраторами показана на рисунке 3. Начало координат расположено не в центре долота, как обычно, а в точке контакта забойного двигателя (ЗД) с нижней стенкой скважины, что позволяет избавиться от постоянных интегрирования.

Рисунок 3 – Расчётная схема к методу начальных параметров

Уравнения МНП для точек НК, соответствующих центраторам и долоту

имеют вид

  (2)

  (3)

  (4)

   (5)

Система уравнений (2 – 5) дополняется уравнениями статики

    (6)

, (7)

где EI – жёсткость забойного двигателя на изгиб; Dd, Dt, Dci – диаметры, соответственно, долота, турбобура, центраторов; Rd, Rci – реакции на долоте и центраторах; Ro – реакция в точке контакта турбобура со стенкой скважины; L, L1, L2, L3 – размеры, показанные на рисунке 3. 

«Maple», – одна из самых мощных символьных программ, – не требует начальных приближений и приводит 6 решений системы (2 –  7), и только одно из них соответствует условиям задачи. В работе приведены методики и программы для расчёта и графического вывода поперечных сил, изгибающих моментов и перемещений (прогибов, углов поворота сечений) НК любого типа.

Для исследования НК, работающих с фрезерованием стенки скважины боковой поверхностью долота, разработан метод возможных перемещений долота. На рисунке 4 линия 3 – ось НК, соответствующая расчётной схеме, т.е. условию Dскв = Dd, при котором расчётная величина Rd принимает нереально высокие значения. Линия 4 – ось НК при Rd = 0 и Dскв > Dd.

Рисунок 4 – Схема, поясняющая метод возможных перемещений долота

Величина возможного перемещения долота  hd показывает,  при

каком диаметре скважины D1 (точка 5), или углублении долота hd в стенку скважины, исчезает реакция на долоте. Она определяет запас упругой деформации, от которого зависит стабильность процесса фрезерования, и, кроме того, позволяет оценить верхнюю  границу  реального  диаметра скважины в зоне

забоя при работе долота.

В разделе впервые рассмотрена обычно игнорируемая проблема использования детерминированной модели (ДМ). В строгой постановке расчётная модель НК – стохастическая, так как содержит входные параметры, являющиеся случайными величинами (например, диаметры скважины и центраторов, зенитный угол и т.д.). Даже, если бы были известны статистические характеристики, описывающие эти параметры (что нереально), их включение в математическую модель сделало бы её чрезвычайно громоздкой и непригодной для практического использования. Поэтому применительно к НК прибегают к детерминированной модели, т.е. ведут расчеты при конкретных, фиксированных значениях параметров расчетной схемы, отличающихся от реальных. Обоснований для такой замены моделей никогда не приводится.

Идея обоснования ДМ состоит в исследовании  показателей  устойчивости, рассчитываемых при неоднократном применении ДМ. Факторами (Фi), устойчивость к изменению которых исследуется, являются те параметры расчетной схемы, которые в реальной скважине могут принимать иные значения: зенитный угол, диаметр скважины, диаметры центраторов (износ, податливость стенок скважины) и их расположение. Количественной мерой показателя устойчивости П(Фi) является отношение Rd/Фi (А.С. Повалихин). Например, если величина П(Dскв) очень мала, реальное значение  Dскв  знать не требуется, и по данному параметру применение ДМ обосновано. Если величины П(Фi) значимые, выбирается НК с лучшим показателем, и на контроль за фактором Фi обращается особое внимание. Выбор тех, или иных П(Фi), зависит от типа НК.  К примеру, не нужно изучать устойчивость к изменению кривизны скважины, если НК стабилизирующая. Важно подчеркнуть, что компоновка, имеющая низкие числовые значения показателей  устойчивости,  и  в реальной скважине

будет показывать более стабильные результаты.

Предлагаемый подход  к проектированию  компоновок  основан на

применении системы их расчётных характеристик (СРХ); технологическая служба буровой организации определяет приоритетные из них для решения конкретной задачи; далее на основании расчетов, с учётом технических возможностей, выбираются параметры НК, обладающей лучшими характеристиками. Система СРХ – более широкое понятие, чем СПУ, так как последняя формируется только на основе входных параметров модели и является составной частью СРХ, в которую могут входить дополнительные характеристики. Ими являются выходные, расчётные величины: реакции на долоте и центраторах, прогиб НК, углы поворота её сечений, возможное перемещение долота и т.д. Выбор компоновки осуществляется на стадии проектирования, на основе сравнения количественных показателей расчетных характеристик. Нужна проверка всех характеристик НК, определенных как приоритетные, т.е. нельзя брать какую-то одну характеристику и в силу только её высокой оценки рекомендовать КНБК к опробованию (как обычно делается). К примеру, нельзя рекомендовать компоновку, обеспечивающую в расчетном режиме идеальную стабилизацию зенитного угла при любом его значении, если её работа резко изменится при малейшем износе центратора или увеличении диаметра скважины.

В состав СПУ входят показатели устойчивости компоновок к изменению: 

зенитного угла, П(); диаметра скважины, П(Dскв); расположения в радиальном направлении оси компоновки в районе размещения центраторов, П(Dс); расположения центраторов,  а также положения равнодействующей реакции на первом центраторе, П(L); кривизны скважины, П(k).

В зависимости от величины и знака П() компоновки могут быть устойчивыми, неустойчивыми и пассивными (А.С. Повалихин, А.С. Оганов). Влияние данного показателя на траекторию скважины показано на рисунке 5 (терминология несколько расширена).

Показатель П(Dскв) имеет важное практическое значение, так как при работе долота происходит  увеличение диаметра скважины. Его  определение

возможно только  косвенным путём, например, методом возможных перемещений  долота,  позволяющим на основании промысловых данных  и расчета

дать ориентировочную оценку диаметра скважины в зоне разрушаемого забоя.

Рисунок 5 – Влияние показателя устойчивости компоновки

на траекторию скважины

Показатель устойчивости П(Dc). Центраторы изнашиваются, стенки скважины могут иметь податливость, если её разрез сложен породами невысокой твердости, например, на месторождениях Западной Сибири. Всё это приводит к изменению расположения центратора в скважине, а в расчётной схеме эквивалентно уменьшению диаметра центратора (Dc). Поскольку для конкретной скважины расчетное значение Dc  неизвестно, остается единственный путь – изучить изменение величины Rd(Dc), другими словами, оценить устойчивость компоновки к изменению диаметра центратора. При достаточно малой величине показателя П(Dc) нет надобности знать точно его состояние.

По другим показателям устойчивости сведения приведены в тексте работы. Кроме того, описаны и другие расчётные характеристики: прогиб компоновки между центраторами двухцентраторных НК, величина и направление реакций на долоте и центраторах и т.д.

В третьем разделе представлены результаты исследований работы компоновок с калибратором,  предназначенных для увеличения зенитного угла

(НКК). Приведены  программы  расчёта  методами  МНП  в  среде «Maple»  и

3М в «MathCAD».  Типичный вид зависимостей Rd(Dk, L1, ) показан на  рисунке 6 (Dk – диаметр калибратора).

Рисунок  6 – Реакции на

  долоте и калибраторе при зенитном угле 30 град: долото диаметром 215,9 мм; забойный двигатель – 195 мм

С приближением калибратора к долоту (особенно, полноразмерного) Rd резко возрастает до нереальных значений и не несёт полезной информации, т.к. имеет место полное несоответствие с практикой бурения. Из рис. 6 видно, что НКК с близким расположением калибратора имеет неудовлетворительные показатели П(Dk) и П(L) (кривые Rd расходятся). Отчётливо видно положительное влияние удаления калибратора в зону 1,2 – 1,4 м и далее от долота. НКК с расположением калибратора непосредственно над долотом может дать изменение зенитного угла с любым знаком (промысловая практика). Чтобы увязать теорию с практикой, привлечён разработанный метод возможных перемещений долота (ВПД). Приведены методика расчёта hd (численная мера ВПД), программа и результаты. Пример: у распространённой компоновки с Dk = 215 – 215.9 мм и L = 0,6 м при углублении долота в стенку на 1 – 1,5 мм полностью

исчезает отклоняющая сила. Даже, если не учитывать дискретность взаимодействия шарошки или лопасти PDC с верхней стенкой скважины, этой величины недостаточно. Из рассмотрения исключена несоосность долота и скважины, приводящая к росту зенитного угла. При отсутствии в НК калибратора несоосность ещё больше, а компоновка работает на падение угла. Следовательно, рассмотрение отклоняющей силы в качестве  доминирующего фактора правомерно. Рисунок 7 поможет объяснить промысловые результаты применения НКК.

Рисунок  7  –  Возможные

перемещения долота при зенитном угле 30 град:

долото диаметром 215,9 мм; забойный двигатель – 195 мм

Для получения высокой интенсивности увеличения зенитного угла (не менее 0,6 град/10 м) применяются НКК с винтовым забойным двигателем Д-172.  При их исследовании методом ВПД с учётом кривизны скважины (приведены методика и программа) оказалось, что ВПД данной НК в несколько раз выше. Так, при калибраторе минимально применяемого диаметра 213 мм величина ВПД больше, чем у НКК со 195-мм турбобуром и полноразмерным калибратором. Причинами увеличения ВПД являются большее искривление оси нижней части НК и различие в положении уровней центров долота и калибратора при Dk < 215,9  мм. На рисунке 8 показаны величины ВПД у компоновок с турбобуром диаметром 195 мм и ВЗД Д-172 (отмечены верхними индексами).

Рисунок 8 – Углы поворота оси НК на калибраторе и долоте при Dk < Dd

При исследовании показателей устойчивости компоновок НКК любых

типоразмеров выявилось, что все показатели имеют высокие числовые значения, еще  более ухудшающиеся  с приближением калибратора к долоту и

увеличением его диаметра.

В четвёртом разделе представлены результаты исследования самых распространённых в Западной Сибири НК – с калибратором и ниппельным центратором СТК. Для выяснения роли калибратора выполнены расчёты НК с двумя опорно-центрирующими элементами (ОЦЭ) – калибратором и центратором. На рисунке 9 жирными отрезками на нулевой линии для каждого центратора показан диапазон значений Dk, внутри которого центратор и калибратор вместе выполняют функцию ОЦЭ. Для 214-мм центратора границы диапазона Dk1 – Dk2; если Dk > Dk2, центратор не работает, а при Dk < Dk1 не работает калибратор. Он и не должен выполнять функцию ОЦЭ, следовательно,  Dk1 – это критический диаметр калибратора, и должно выполняться условие Dk < Dkкр. На основании приведённых расчётных данных составлена таблица 1.

Рисунок 9 – К определению критического диаметра калибратора

Таблица 1 – Величины  критического диаметра калибратора,

  рассчитанные с учётом изгиба компоновки

Диаметр центратора, мм

210

211

212

213

214

Критический диаметр калибратора, мм

213

213,5

214

214,5

215,1

Упрощенный способ  определения  Dkкр, без учёта  деформации

компоновки, показан на рисунке 10 (Пат. 2 291 267 РФ).

Рисунок 10 – Схема к расчёту критического диаметра калибратора

Критический диаметр калибратора определяется по формуле:

,  (8)

где L1, L2 –        размеры, показанные на рисунке 10.

Оказалось, что величины Dkкр, рассчитанные по формуле (9), и приведённые в табл. 1 приблизительно одинаковы.

Многие скважины, особенно, горизонтальные, имеют более сложную конструкцию с тангенциальным        участком, перекрываемым колоннами диаметром 245 и 168 мм. Под 245-мм колонну применяются долото 295,3 мм с турбобуром диаметром 240 мм. Значения Dkкр  данной  компоновки  в варианте с

одним передвижным центратором приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Величины  критического диаметра калибратора,

рассчитанные по формуле (9)

Диаметр передвижного центратора 285 мм

L1, м

0,7

0,9

1,1

L2, м

1,3

2,3

3,3

1,3

2,3

3,3

1,3

2,3

3,3

Dkкр

291,7

292,9

293,5

291,1

292,4

293,1

290,6

292

292,7

Диаметр центратора 290 мм

L1, м

0,7

0,9

1,1

L2, м

1,3

2,3

3,3

1,3

2,3

3,3

1,3

2,3

3,3

Dkкр

293,4

294,1

294,4

293,1

293,8

294,2

292,9

293,6

294

При соблюдении условия Dk < Dkкр компоновка НК-СТК имеет расчётную схему одноцентраторной  НК. Типичный  вид зависимости Rd(Dc, L1, ) показан  на  рисунке 11, из которого видно, что  при  близком расположении

центратора нагрузки перераспределяются, решения становятся неустойчивыми.

       

       Рисунок  11  – Реакции  на

  долоте и центраторе: компоновка – долото диаметром 215,9 мм, забойный  двигатель диаметром 195 мм, зенитный угол 30о

Компоновки, оптимизированные по критерию полной стабилизации зенитного угла (ОНКС). У данных НК критерий оптимизации включает оба условия (1), выполняемые при единственном диаметре центратора, не зависящем от зенитного угла. При Dt = 240 мм он равен 289,15 мм; при Dt = 195, мм, Dc = 213,6 мм. В интервале угла = 20 – 80о необходимое расстояние до центратора L = 7,11 – 5,45 (Dd = 295,3 мм) и L = 4.87 – 3,74 (Dd = 215,9 мм). Таким образом, базовое расположение центратора у ОНКС при Dd = 215,9 и Dt = 195 мм, – между шпинделем и нижней секцией (или выше, при малых значениях зенитного угла), а при Dd = 295,3 и Dt = 240 мм – на указанном расстоянии в расчёте на применение передвижного центратора. Ввиду значительного расстояния до центратора и условия Ugd = 0 можно использовать полноразмерный калибратор. Показатели устойчивости ОНКС достаточно высоки, и их можно рекомендовать к внедрению.

В 80-е годы СИБНИИНП рекомендовал компоновку с ниппельным центратором (НК-СТК), признанную впоследствии ненадёжной большинством специалистов. Результаты расчётов, на основании которых даны рекомендации, показаны на рисунке 12 пунктирными линиями. Выполненные нами расчёты ОНК без калибратора показаны сплошными линиями. Нет сомнения, что рассчитаны одинаковые компоновки, т.е. без калибратора (по диаметру 295,3 совпадение более полное). В инструкции рекомендуется полноразмерный калибратор, диаметр которого больше критического; следовательно, СТК размером 212 (214) мм не работает. Значит, НК-СТК – это подробно рассмотренная выше компоновка НКК с калибратором, расположенным непосредственно над долотом, имеющая неудовлетворительные расчётные характеристики.

Рисунок 12 –  Результаты

  расчета компоновки с долотом диаметром 215,9 мм

Геометрические параметры компоновок ОНКС с долотами PDC приведены в таблице 3. Диаметр центратора не зависит от зенитного угла и имеет размеры, близкие к стандартным, только для долот диаметром 214,3 и 215,9 мм; его расположение – в основном над шпинделем. Похожие результаты получены при расчёте ОНКС с долотами PDC и ВЗД Д-172.

Таблица 3 – Размеры компоновок ОНКС с долотами PDC

Зенитный угол, град

Диаметр долота PDC, мм

Диаметр центратора, мм

Расстояние между долотом и центратором, м

20

222,3

219,3

5,2

220,7

217,8

5,13

215,9

213,6

4,87

214,3

212,2

4,78

60

222,3

219,3

4,13

220,7

217,8

4,07

215,9

213,6

3,86

214,3

212,2

3,79

Выполненные расчёты показали, что возможна реализация следующих типоразмеров  ОНКС:

1) долото диаметром 295,3 мм; турбобур диаметром 240 мм; передвижной центратор З-ЦДП 290, установленный на расчётном расстоянии от долота;

2) долото PDC диаметром 215,9 и 214,3 мм с забойным двигателем диаметром 195 мм и центратором, , установленным в верхней части шпинделя;

3) долото PDC диаметром 220,7 и 215,9 мм в сочетании с двигателем Д-172 (178) и передвижными центраторами.

Критерий оптимизации ОНКС накладывает жесткие, иногда невыполнимые, требования по диаметру и расположению центратора; его износ или податливость стенок скважины могут привести к снижению зенитного угла, что следует из расчётов величины П(Dc). Для расширения  возможностей проектирования НК целесообразен переход от условий (1, 2) к критерию, определяющему компоновку ОНКА:

  Rd = 0, Ugd > 0  (9)

При условии (9) произвольному значению Dc соответствует определённое L (и наоборот). При каждом Dc «Maple» даёт по два решения Lн и Lв (рисунок 13). Решения при нижнем значении Lн находятся в зоне неустойчивой работы НК. Представляющие интерес ОНКА с центраторами 210 – 214 мм, установленными на расстоянии 3 – 4 м от долота, находятся в зоне, выделенной прямоугольником. Условие (10) выполняется только в точках Lв. У НК этой группы угол несоосности долота и скважины составляет 0,004 – 0,05о. Следовательно, отказ от условия Ugd = 0, дав возможность применить центраторы любого диаметра, фактически позволил реализовать критерий полной стабилизации. В данном случае ограничение  (Ugd = 0) – чисто математическое, и его применение неоправданно.  Для внесения поправок в работу компоновки можно подкорректировать Dc или L, войдя в зону, выделенную прямоугольником. Этим

будет привлечён механизм фрезерования стенки скважины. В работе приводится таблица значений Lв  для  ОНКА с центраторами 209…214 мм при = 20 – 80о.

Рисунок 13 – Реакции

  на долоте у компоновок ОНКА: долото диаметром 215,9 мм; зенитный угол 30 град

Показатели устойчивости ОНКА. По отношению к изменению зенитного угла данные НК можно характеризовать как устойчивые, весьма близкие к ОНКС. По диаметру скважины: при Dc = 210 мм и  = 20 – 60о показатель устойчивости П(Dскв) изменяется, соответственно, в пределах 0,089 – 0,18 кН/мм; при Dc = 212 мм составляет 0,061 – 0,12 кН/мм. По центратору: показатель П(Dc) при тех же данных меняется, соответственно, в пределах 0,17 – 0,34 и 0,12 – 0,23 кН/мм.

Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами PDC. Производственников (ОАО «Сургутнефтегаз») заинтересовал вариант ОНК с использованием высокопроизводительных алмазных долот PDC в сочетании с турбобуром Т1-195, имеющим повышенный крутящий момент. Критерий оптимизации ОНКС не позволяет создать компоновки с долотами 222,3 и 220,7 мм (см. табл. 3), а в компоновках ОНКА могут быть применены центраторы стандартных размеров (таблица 4, как и другие таблицы, приводится в сокращенном виде).

Таблица 4 – Размеры компоновок ОНКА с долотами  PDC

Зенитный угол,

град

Диаметр долота PDC, мм

Диаметр центратора, мм

Расстояние от долота до середины центратора, м

1

2

3

4

20

222,3

212

214

4,0

220,7

212

3,4

214

4,3

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

20

214,3

212

4,7

214

5,1

60

222,3

214

3,2

220,7

212

2,7

214

3,4

214,3

212

3,8

214

4,0

Если вариантов ОНКА недостаточно, или  нужно изменить компоновку после её опробования, потребуется привлечение механизма фрезерования, т.е.  переход к компоновкам ОНКФ  (таблица 5), критерий оптимизации которых

предусматривает полный отказ от условий (1, 2).

Таблица 5 – Геометрические параметры ОНКФ с долотами PDC

Диаметр долота PDC, мм

Диаметр центратора, мм

Расстояние от долота до середины центратора, м

Ожидаемый эффект

222,3

214

2…3

стабилизация

212

падение зенитного угла

220,7

214

1,5…3

стабилизация или незначительное увеличение зенитного угла при L=2…2,5 м

212

2,5…3

незначительное падение угла

215,9

214

2,5 (2)…4

малоинтенсивное увеличение угла или стабилизация при удалении центратора до 4 м

212

2,5 (2)…4

то же

214,3

212

2…4

то же

210

2…4

то же

Приведённые рекомендации могут быть применены при условии, если диаметр калибратора меньше критического значения и соответствует данным таблицы 6, в которой L1 – длина долота с калибратором без переводника (0,7 м) и с переводником (1 м); п – полноразмерный калибратор; прочерк – нерекомендуемое расположение центратора.

Компоновки ОНКА и ОНКФ с долотами диаметром 295,3 мм. На тангенциальных участках скважин применяются компоновки с долотом диаметром 295,3 мм и передвижными центраторами 292, 290 и 185 мм.

Таблица 6 – Размеры калибратора компоновок ОНКФ с долотами PDC

Диаметр долота, мм

Диаметр центратора, мм

L1, м

Расстояние между торцом долота и серединой центратора, м

1,5

2

2,5

3

3,5

4

220,7

214

0,7

п

п

п

п

1,0

215,5

п

п

п

212

0,7

п

п

п

п

1,0

214

п

п

п

215,9

214

0,7

215,3

215,4

215,5

215,5

       

214

1,0

215,1

215,2

215,3

215,4

212

0,7

214,7

214,9

215,1

215,2

1,0

214,2

214,5

214,7

214,9

214,3

214

0,7

213,4

213,6

213,7

213,8

213,9

1,0

213

213,3

213,5

213,6

213,7

212

0,7

212,6

213

213,2

213,4

213,5

1,0

212

212,4

212,8

213

213,2

       Критерий оптимизации компоновок ОНКА требует следующего расположения центраторов:  1) центратор диаметром 290 мм; при зенитном угле 20 – 60о распложен на расстоянии 7,2 – 5,7 м от долота, соответственно; 2) центратор диаметром 285 мм; при зенитном угле 20 – 60о расположен на расстоянии 6,6 – 5,3 м от долота.

По расчётам, при переходе к компоновке ОНКФ, позволяющей с целью предотвращения снижения зенитного угла создать запас отклоняющей силы на долоте, требуемое расстояние между долотом и центратором составит 5 – 6 м.

Исследования показателей устойчивости компоновок ОНКА и ОНКФ разных типоразмеров позволили установить, что они улучшаются с уменьшением зенитного угла, возрастанием диаметра центратора и расстояния между ним и долотом. Например, значение показателя П(Dскв) у наиболее удобной для производственников компоновки с долотом PDC 220,3 мм и ниппельным центратором (П(Dскв) = 0,9) делает её весьма ненадёжной. В работе приведены геометрические параметры компоновок ОНКА на базе ВЗД Д-172 в сочетании с долотами PDC. Их реализация возможна при всех размерах долот и любом значении зенитного угла с высоким качеством расчётных характеристик.

Маятниковые НК требуют дополнительной проверки величины прогиба направляющего участка. Например, при удалении  центратора диаметром 212

мм на 10 м от долота  прогиб компоновки близок к предельному (рисунок 14).

Рисунок 14 – Форма оси компоновки  при зенитном угле 60о.

       

В пятом разделе представлены результаты исследований двухцентраторных компоновок (ДНК). Мнение специалистов и опыт бурения наклонных скважин в Западной Сибири показывают, что одноцентраторные компоновки не могут дать надежных результатов по стабилизации зенитного угла и азимута скважины. ДНК обладают способностью свести к минимуму факторы, вызывающие изменение азимута.

Для устранения недостатков, присущих комбинированной технологии бурения с управляемым ВЗДО, компоновка также должна включать два центратора (В.В. Прохоренко). Ввиду возрастания числа геометрических параметров у ДНК их подбор опытным путем невозможен. Обычно руководствуются техническими возможностями, опираясь на имеющиеся представления о работе компоновок с одним центратором. У автора нет сведений ни об одном случае успешного подбора производственниками двухцентраторной компоновки, хотя таких попыток делалось немало. В данной работе ставится целью максимально возможное изучение на стадии проектирования всех характеристик, влияющих на качество компоновки, путём постановки многостороннего математического эксперимента.

Критерий оптимизации ОНКС реализуется при единственном сочетании параметров Dc, L1, . Подобное свойство есть и у двухцентраторных стабилизирующих компоновок ДНКС: для заданных значений зенитного угла и диаметра первого центратора существует определенное расстояние между ним и долотом, при котором выполняются оба условия оптимизации; для любого сочетания , Dc1, L1 можно подобрать пару значений Dc2, L2. Это важное теоретическое положение было использовано для разработки подробно описанной в работе методики расчета (применялись МНП в «Maple» и 3М в «MathCad»). Как по первому, так и по второму центраторам при расчётах на входе в программу можно задавать их диаметры, получая на выходе расстояния L1, L2. Это удобно, если можно реализовать любые  L1, L2 с помощью передвижных центраторов. При конструктивных ограничениях по их расположению нужно задаться расстояниями L1, L2 и получить на выходе их требуемые диаметры.

В качестве базового принят вариант ДНКС, включающий долото и турбобур диаметрами 215,9 и 195 мм, соответственно. Диаметры центраторов:  Dc1 = 210 – 214  и Dc2 = 200 – 212 мм, зенитный  угол  20 – 60о.  Размеры

некоторых компоновок приведены в таблице 7.

Таблица 7 – Расчетные геометрические параметры  стабилизирующих

  компоновок ДНКС при зенитном угле 40 град

Dc1 =214 мм;  L1 = 3,95 м

Dc2, мм

212

210

208

206

204

202

200

L2, м

11,55

11,35

11,1

10,8

10,5

10,1

9,6

Dc1 =212 мм; L1 = 4,75 м

L2, м

13,65

13,52

13,4

13,25

13,05

12,85

12,65

Общий характер зависимости реакции на долоте от геометрических параметров НК показан на рисунке 15. При определённых Dc1, L1,   для каждого Dc2 наблюдается по два значения L2 (нижнее и верхнее, Lн и Lв), при которых выполняются условия (1, 2). С уменьшением L2 кривые расходятся, т.е. показатели устойчивости ухудшаются. В зоне решений Lн реакция на втором центраторе начинает резко снижаться до полной разгрузки, а на первом центраторе она возрастает, и компоновка превращается в одноцентраторную. Включение второго центратора в компоновку усиливает тенденцию к снижению зенитного угла. При его установке на расстоянии 6 – 10 м от первого, реакция направлена со стороны нижней стенки скважины. И только при значительном удалении центратора и уменьшении его диаметра произойдёт смена знака реакции. При близком расположении центраторов между ними не создастся достаточный прогиб компоновки, способствующий её удержанию в апсидальной плоскости. Следовательно, практический интерес представляют только компоновки с расстоянием между центраторами в окрестностях значений Lв.

Рисунок 15 – Зависимости реакций на долоте и центраторах от

  геометрических параметров компоновки

Применение критерия полной стабилизации привело к ограничению

возможностей проектирования. Диаметр первого центратора должен быть не менее 213 – 214 мм, и располагаться он может только на переходе шпиндель – нижняя секция турбобура, или выше. Если оба центратора располагать с учётом его конструкции, приняв приблизительно L1 = 4 м,  L2 = 14 м, будет трудно  реализовать какую-либо компоновку.

Результаты расчета перемещений показали, что только у компоновок с диаметром первого центратора не менее 213 – 214 мм в точке максимального прогиба обеспечивается зазор между забойным двигателем и стенкой скважины. Это пример  использования  расчётной  характеристики  НК  для  оценки  её

качества на стадии проектирования:  ДНКС с диаметром первого центратора менее 213 мм отвергаются из-за недопустимой величины прогиба.

Величина показателя П() ДНКС позволяет отнести их к пассивным компоновкам. Знак величин П(Dскв), П(Dc1) соответствует уменьшению отклоняющей силы, способствующей увеличению зенитного угла (Rd+). Изменение диаметра Dc2 может явиться частичной компенсацией последствий изменения величин Dскв и Dc1. Численные значения всех показателей устойчивости ДНКС соответствуют высокому качеству компоновок.

Более широкие возможности конструирования компоновок появляются при использовании ВЗД Д-172 в сочетании с долотами диаметром 215,9 мм. В конструкции ДНК с Д-172 должен быть предусмотрен дополнительный элемент (например, УБТ или секция Д-172) для размещения второго центратора. Гео

метрические параметры компоновок приведены в таблице 8.

Таблица 8 – Стабилизирующие компоновки ДНКС с двигателем Д-172

Dc1 = 214 мм; L1 = 3,95 м; = 20°

Dc2, мм

212

200

190

L2, м

12,2

11,0

8,7

       Dc1 = 214 мм; L1 = 3,12 м; = 60°

L2, м

9,65

8,7

6,6

  Dc1 = 212 мм; L1 = 4,72 м; = 20°

L2, м

14,05

13,3

12,4

Dc1 = 212 мм; L1 = 3,75 м; = 60°

L2, м

11,18

10,55

9,85

Во всех вариантах ДНКС ближним к долоту является передвижной центратор диаметром 214 или 212 мм. Второй центратор в расчетах принят как передвижным (212 мм), так и с произвольными диаметрами 200 и 190 мм.

Величины показателей устойчивости соответствуют высокому качеству компоновок ДНКС с ВЗД (таблица 9), а прогиб между центраторами находится

в пределах, обеспечивающих отсутствие контакта ЗД со стенкой скважины.

Таблица 9 – Показатели устойчивости компоновок ДНКС с Д-172

Диаметр первого центратора, мм

Диаметр второго центратора, мм

Показатели устойчивости, кН/мм

П(Dскв)

П(Dc1)

П(Dc2)

212

212

0,026

0,037

- 0,017

200

0,028

0,039

- 0,019

Исследовались также следующие виды ДНКС:  долото диаметром 295,3

мм с турбобуром ТСШ-240 и передвижными центраторами 290 / 285 мм; долота PDC всех размеров с турбобуром Т1-195 и ВЗД Д-172. Возможности создания ДНКС приведённых типоразмеров весьма ограничены, исключение составляет НК с долотом 214,3 мм в сочетании с ВЗД и передвижными центраторами,  реализуемую при любом значении зенитного угла.

Компоновки ДНКА с критерием оптимизации, содержащим одно условие (Rd = 0), имеют преимущество перед стабилизирующими НК, состоящее в том, что их легче приспособить к конструкции турбобура или другого ЗД, например, рассчитать на использование первого центратора (СТК) на ниппеле шпинделя или над шпинделем, а второго в требуемом месте между секциями. В отличие от ДНКС величины Dc1, L1 можно задавать независимо друг от друга.

При диаметре долота 215,9 мм и турбобура – 195 мм компоновки ДНКА могут быть созданы на базе двух основных вариантов: 1) первый центратор СТК на ниппеле шпинделя, второй – между нижней и средней секциями турбобура; 2) первый центратор над шпинделем, второй – между средней и верхней секциями турбобура.

       Число вариантов        ДНКА существенно больше, чем ДНКС, в чем легко убедиться, сравнивая данные таблиц 7,  10  (приводятся фрагменты таблиц,

содержащихся в тексте работы).

Таблица 10 – Геометрические параметры компоновок ДНКА

Диаметр первого центратора 212 мм

Dc2, мм

210

208

206

204

202

2

L2, м

9,3

8,9

8,4

7,8

6,8

4

11,9

11,7

11,5

11,2

10,9

       Исследования величины прогиба ДНКА между центраторами показало необходимость такой проверки, особенно, при увеличении зенитного угла, расстояния между центраторами и уменьшении их диаметра. Существенное отличие геометрических параметров ДНКА от соответствующих параметров  ДНКС (например, приближение  первого  центратора  к  долоту) приводит  к

ухудшению  показателей устойчивости.

Подробно исследованы компоновки ДНКА и ДНКФ с забойным двигателем Д-172, которые могут быть как стабилизирующими, так и предназначенными для набора зенитного угла. Из рисунка 16  видна возможность активного регулирования отклоняющей силы на долоте путем подбора диаметра и места расположения центраторов. Параметры компоновки соответствуют критерию ДНКА только при Rd = 0; их выбор на произвольных точках линий Rd(L2, D2) означает переход к компоновкам ДНКФ.

Рисунок 16 – Зависимости

реакций на долоте у ДНКФ с двигателем Д-172: Dc1=214 мм, L1= 2 м (сплошные линии); Dc1=212 мм, L1= 3 м (пунктирные линии); зенитный угол 40°

С увеличением зенитного угла отклоняющая сила Rd+, возрастает. Чем меньше диаметр второго центратора, тем больше отклоняющая сила, а по первому центратору зависимость обратная. Приближение первого центратора к долоту способствует увеличению отклоняющей силы.

В дополнение к приведённым графическим зависимостям, служащим для выбора компоновок ДНКФ, в работе приводится таблица с точными решениями по расстоянию между центраторами и углу между осями долота и скважины при Rd = 0, т.е. по компоновкам ДНКА.

Привлекая механизм фрезерования, нетрудно подобрать компоновку ДНКФ с ВЗД, обеспечивающую требуемую интенсивность увеличения зенитного угла, не меньшую, чем могут дать одноцентраторные компоновки, но обладающую возможностью лучше стабилизировать азимут скважины. Такая возможность существует при использовании любых центраторов  – передвижных,

выпускаемых промышленностью, а также уменьшенного диаметра. Также можно избежать недопустимого прогиба компоновки и обеспечить требуемый уровень показателей устойчивости.

Пример компоновок ДНКА с 295,3- мм долотом, 240- мм турбобуром и передвижными центраторами, имеющими размеры 292, 290 и 185 мм, приведен в таблице 11. При увеличении зенитного угла расстояние между центраторами уменьшается, а при удалении первого центратора от долота оно увеличивается. Возможны многочисленные, легко реализуемые варианты исполнения ДНКА, предназначенных для одной цели. Руководствуясь традиционным подходом к проектированию НК, можно ограничиться выполненным расчётом, поскольку критерий оптимизации реализован, и принять любой из вариантов. Но представленные в таблице компоновки далеко не равноценны, и нужно  выбрать ту

из них, которая имеет более высокое  качество расчётных характеристик.

Таблица 11 – Геометрические параметры  ДНКА с долотом диаметром

  295,3 мм и передвижными центраторами

Расстояние до первого центратора, м

2

3

4

5

6

Диаметры центраторов, мм

Расстояние между центраторами, м

Зенитный угол 20 градусов

290 и 285

14,3

14,2

15

16,4

18,2

  зенитный угол 60 градусов

290 и 285

11,2

11,7

13,1

15

17,1

       Из  таблицы 12 следует, что применение компоновок с близким расположением первого центратора недопустимо ввиду больших числовых значений показателей устойчивости П(Dскв), П(Dc1). Чем  дальше  от  долота  находится  первый  центратор,  тем выше качество компоновки.

       Компоновка с диаметрами долота и ЗД равными, соответственно, 215,9 и 195 мм выше рассматривалась, как базовая, на ней изучались основные закономерности работы НК. В связи с внедрением высокопроизводительных алмазных долот PDC, имеющих расширенную гамму по диаметру, и отсутствием передвижных центраторов для ЗД диаметром  195 мм целесообразно

проектирование ДНК, исходя из расположения центраторов. 

Таблица 12 – Показатели устойчивости ДНКА с долотом диаметром

  295,3 мм и передвижными центраторами

Диаметр долота 295,3 мм; центраторов – 290 и 285 мм; зенитный угол 40 градусов

Расстояние до первого центратора, м

Расстояние между центраторами, м

Показатели устойчивости, кН/мм

П(), кН/град

П(Dскв)

П(Dc1)

П(Dc2)

2

12,1

- 0,1

0,71

0,87

- 0,21

4

13,6

- 0,03

0,13

0,19

- 0,09

6

16,8

- 0,02

0,02

0,042

- 0,06

       

Из изложенных выше теоретических основ работы ДНКА следует, что есть два технически возможных варианта их исполнения. Первый: нижний центратор располагается в ниппельной части шпинделя; верхний – между нижней и средней секциями турбобура. Второй вариант: нижний центратор находится в верхней части шпинделя, верхний – между средней и верхней секциями. Соответственно этому для анализа приняты следующие расстояния от долота до центратора (L1) и между центраторами (L2): вариант 1 –  L1 = 1,5 м;  L2 = 10 м;  вариант 2 – L1 = 4 м;  L2 = 14 м. Для производственников более приемлем первый вариант компоновки, но возможности её реализации ограничены. Кроме того, показатели устойчивости П(Dскв), П(Dc1), П(Dc2) (здесь не приводятся) имеют весьма высокие числовые значения, что может привести к нестабильной работе компоновки.

       По второму варианту ДНКА с расположением первого центратора над шпинделем при зенитном угле 20о возможны следующие компоновки: долото диаметром 222,3 мм с центраторами 212 / 210 и 210 / 205 мм; долото диаметром 220,7 мм с центраторами 212 / 212.6 и 210 / 208 мм. При 215,9 и 214,3-мм долотах и стандартных диаметрах первого центратора, а также при зенитном угле 40…60 град вариантов компоновок нет. Показатели устойчивости приведенных компоновок, определяющие их качество, стали на порядок лучше по сравнению с НК, содержащими ниппельный центратор, но число их вариантов ограничено. Целесообразно расширение возможностей данных НК путём произвольного назначения диаметра центраторов при заданном их расположении. Это означает переход к условиям Rd 0, Ugd  0, т.е. привлечение механизма фрезерования.

Выполнены расчёты реакций на долоте и центраторах при всех размерах долот PDC и зенитном угле 20 – 60о. Оба центратора приняты со стандартными диаметрами. Величина Rd возрастает с увеличением зенитного угла, но она не превышает  - 1,5 кН. На центраторах при  = 40 – 60о реакция доходит до 10 – 16 кН, и их рабочая поверхность должна быть, по возможности, увеличена.

Все показатели устойчивости соответствуют высокой оценке качества

компоновки ДНКФ с удалённым от долота нижним центратором (таблица 13).

       Таблица 13 – Показатели устойчивости компоновок ДНКФ

Зенитный угол, град

Диаметр первого центратора, мм

Диаметр второго центратора, мм

Показатели устойчивости, кН/мм

П(), кН/град

П(Dскв)

П(Dc1)

П(Dc2)

Диаметр долота PDC 220,7 мм

20

214

212

-0,032

0,055

0,075

-0,03

60

214

212

-0,015

0,055

0,075

-0,035

       

Полученные положительные результаты еще не позволяют на стадии проектирования сделать заключение по качеству НК. Расчеты показали, что зазор между корпусом турбобура и стенкой скважины у всех компоновок наблюдается только при малых значениях зенитного угла (20 – 25о). Возможность увеличения зенитного угла связана с уменьшением расстояния между центраторами с целью снижения прогиба НК, а это, в свою очередь, требует уменьшения диаметра второго центратора для поддержания требуемой реакции на долоте, и, в результате, зазор между ЗД и стенкой скважины сокращается. Задача создания компоновки, способной работать при больших значениях зенитного угла, как видим, весьма противоречива.

Есть сведения о так называемых «плавающих» центраторах, изготавливаемых в цехе, которые крепятся на корпусе турбобура в требуемом месте с помощью сварки. В применяемом на практике варианте центратор – ребристый, изнашиваясь, он требует замены, что делает конструкцию малоприемлемой. Большой диаметр не позволяет существенно увеличить его  длину, так как это приведёт к ухудшению проходимости компоновки и очистки ствола скважины. В рассматриваемом нами случае конструкция упрощается, так как второй центратор имеет уменьшенный диаметр и может быть изготовлен без ребер.

Результаты выполненных расчётов показали, что при расстоянии между центраторами 11 – 12 м для всех размеров долот PDC существуют варианты компоновок, способных работать при зенитном угле 40 – 60 град.

Из анализа расчётных данных по компоновкам ДНКФ с нижним центратором, расположенным в верхней части шпинделя можно сделать вывод, что они стабилизирующие, так как наблюдается незначительная реакция Rd+.  При их расчёте были сняты условия  Rd = 0, Ugd = 0. Такие решения не могли быть получены при рассмотрении компоновки  ДНКА и, тем более, ДНКС. Следовательно, удалось прийти к теоретически идеальным стабилизирующим компоновкам, обойдя оба условия общепринятого критерия оптимизации.

В шестом разделе приведены результаты промысловых исследований  работы неориентируемых компоновок. Анализ промысловых данных по скважинам, пробуренным на месторождениях Уренгойской группы, показал, что  компоновка с близким расположением калибратора работает нестабильно, что связано с  неудовлетворительным уровнем показателей устойчивости.

Результатом теоретических и промысловых исследований явились рекомендации по  применению  данных НК, учитывающие: диаметр калибратора; его расположение, определяемое длиной переводника; фрезерующую способность долота.

Выполненные теоретические исследования типовой компоновки НК-СТК имеют следствием то, что наличие или отсутствие центратора не должно сказываться на их работе. Такое заключение требует статистического обоснования.

Для анализа было сформировано 7 выборок (групп инклинометрических данных) по разным месторождениям. Число рейсов – 168, из  которых 70 было

выполнено с калибратором, остальные – с калибратором и СТК. Статистические оценки, выполненные  с помощью непараметрического  критерия

Вилкоксона, показали, что на  всех месторождениях результаты применения

компоновок с СТК и бесцентраторных (и те и другие с калибратором) статистически значимых различий не имеют. Следовательно, центратор  функцию ОЦЭ не выполняет и на процесс формирования профиля скважины не влияет.

Статистический анализ также позволил сделать вывод о возможности объединения месторождений в группы. Например, исследованные месторождения можно разделить на две группы. В первую входят Уренгойское и Песцовое месторождения, во вторую – Заполярное (ЗГКМ) и Таб - Яхинская, Ен - Яхинская площади. Внутри каждой группы любые выборки при любых сочетаниях КНБК (с центраторами и без них) однородны, а все межгрупповые пары выборок являются неоднородными. Однородность групп данных дает право на их объединение в одну представительную выборку.

Ранее теоретическим путём было показано, что у типовой компоновки с СТК диаметр калибратора не должен превышать критического значения. Компоновки НК-СТК с уменьшенным диаметром калибратора опробовались в ОАО «Сургутнефтегаз» и ООО « Буровая компания «Евразия». Средние значения интенсивности увеличения зенитного угла остаются примерно такими же, как при использовании типовой компоновки, но статистические характеристики улучшились. Примерно в два раза уменьшилось среднеквадратическое отклонение и сузился доверительный интервал среднего выборки. Отождествляя эти характеристики со стабильностью, можно сказать, что, благодаря применению калибратора  диаметром, не превышающим критическое значение, стабильность работы компоновки возросла в два раза.

На нефтяных месторождениях «Ноябрьскнефтегаза», имеется опыт применения компоновок, включающих: долото диаметром 215,9 мм, полноразмерный калибратор, турбобур 3ТСШ-195, ниппельный СТК (214 мм) и СТК диаметром 212 мм (плавающий), расположенный на расстоянии 3 – 7 м от долота. Наиболее часто это  расстояние  составляет 4 м. По  такому же  принципу

производится сборка компоновки с 295,3-мм долотом и центраторами  диаметром 290 и 285 мм. В работе показано, что данная компоновка является одноцентраторной, так как критический диаметр калибратора для 214-мм СТК превышен, и по диаметру и расположению второго центратора относится к типу ОНКА. От такой НК можно ожидать более высокого уровня стабильности работы по сравнению с рассмотренной выше НК с ниппельным центратором.

Компоновки ОНКА применялись на месторождениях: Спорышевском, Суторминском, Карамовском и др. Скважины, наклонные и горизонтальные, построены в 2005, 2006 годах. В анализе использованы имеющиеся сведения по 39 рейсам. По стабильности работы компоновка ОНКА превосходит улучшенный вариант типовой компоновки НК-СТК, отношение доверительных интервалов составило 0,1 : 0,17.

Выполнен анализ производственного  опыта применения НК с тремя центраторами на Уренгойском месторождении. Параметры компоновки: долото диаметром 215,9 мм, калибратор полноразмерный, центратор СТК диаметром 212 мм, турбобур А7П5; два центратора одинакового диаметра – по 210 мм.

Показано, что компоновка является двухцентраторной, и ни при каком сочетании диаметров центраторов невозможно получить стабилизацию зенитного угла. Согласно расчётам вероятным результатом применения спроектированной производственниками компоновки является малоинтенсивное уменьшение зенитного угла. Рассмотренной компоновкой было выполнено 29 рейсов. По сравнению с типовой компоновкой (41 рейс на том же месторождении в одинаковый период) стабилизация зенитного угла несколько улучшилась, и увеличился разброс данных. Увеличение расстояния до первого центратора уменьшенного диаметра и наличие второго центратора, слишком близко расположенного к первому,  приводят к появлению реакции на долоте со стороны нижней стенки скважины, и процесс её фрезерования становится доминирующим. Ввиду частого изменения механических свойств горной породы из-за перемежаемости пластов и других условий реакция на долоте постоянно меняется, что приводит к нестабильности работы компоновки.

Таким образом, основные положения диссертационной работы подтвердились промысловой практикой.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.  Разработан метод проектирования неориентируемых компоновок, позволяющий на расчетной стадии произвести оценку качества создаваемой компоновки и прогнозировать надёжность результатов её применения.

2.  Дано обоснование применения детерминированной расчетной модели посредством неоднократного её применения и использования при этом системы показателей устойчивости.

3.  Для оценки качества компоновки предложена система расчётных характеристик, формируемая из входных и выходных параметров модели.

4.  Разработаны новые методы расчёта компоновок, позволяющие оперативно решать задачи оптимизации параметров компоновок, а также выполнять углублённые исследования (с применением комплекса МКЭ «ANSYS»), не проводившиеся ранее по причине ограниченных возможностей аналитических методов.

5.  Установлено, что общепринятый критерий оптимизации, содержащий условия полной стабилизации зенитного угла, ограничивает конструктивные возможности создания компоновок; в большинстве случаев целесообразен переход к одному условию оптимизации – отсутствию отклоняющей силы, т.е. к соответствующей ему компоновке НКА; в ряде случаев наиболее эффективные компоновки (НКФ) могут быть созданы только при полном отказе от условий полной стабилизации. При этом отклоняющая сила и угол на долоте могут быть близкими к нулю и соответствовать стабилизирующим компоновкам высокого качества, так как содержат механизм компенсации тенденции к падению зенитного угла, присущей всем компоновкам, включая  те,  которые  спроектированы

по критерию полной стабилизации зенитного угла.

6.  Разработан метод  возможных перемещений долота, позволяющий

объяснить и описать работу компоновок, работающих с использованием механизма фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота.

7.  Установлены и исследованы причины ненадёжной работы основной стабилизирующей компоновки (с СТК), применявшейся многие годы в Западной Сибири; предложен простой способ её модификации, позволивший улучшить стабильность работы компоновки.

8.  Проведены исследования одно-двухцентраторных компоновок с выдачей рекомендаций по их геометрическим параметрам; при этом применены критерии оптимизации, соответствующие компоновкам НКС, НКА, НКФ; рекомендации относятся ко всем типам и размерам компоновок, представляющим интерес для Западной Сибири: с долотами шарошечными и PDC всех размеров, турбобурами диаметром 195 и 240 мм, винтовыми забойными двигателями Д-172; выполнена проверка качества расчётных характеристик рекомендуемых компоновок.

9.  Сопоставление теоретических исследований с промысловыми данными позволило сделать вывод о том, что прогнозировать надёжную работу компоновок по расчётным данным можно только при проектировании стабилизирующих компоновок, без активного использования механизма фрезерования.

10.  Основные положения диссертационной работы подтверждены промысловыми исследованиями.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

а) монографиях

       1.  Гречин Е.Г. Методы расчета неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, В.Г. Долгов. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. – 120 с.

       2.  Гречин Е.Г. Проектирование неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Монография / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2009. – 180 с.

б) учебных пособиях с грифом УМО НГО

3.  Гречин Е.Г. Расчеты неориентируемых компоновок для бурения наклонных и горизонтальных скважин: Учеб. пособие для вузов / Е.Г. Гречин,

В.П. Овчинников, В.Г. Долгов; Рец.: каф. бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского гос. нефтегазового ун-та, д-р техн. наук, профессор С.И. Грачёв,  д-р техн. наук, профессор С.Н. Бастриков. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. – 121 с.

4.  Гречин Е.Г. Теория и практика работы неориентируемых компоновок низа бурильной колонны: Учеб. пособие для вузов / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, А.В. Будько; Рец.: каф. бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского гос. нефтегазового ун-та, д-р техн. наук, профессор С.И. Грачёв, д-р техн. наук, профессор С.Н. Бастриков. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2008. – 176 с.

в) научных статьях

5.  Гречин Е.Г. Анализ работы неориентируемых компоновок для набора зенитного угла на скважинах Уренгойской группы месторождений /  Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. – 2005. – № 4. – С. 40 – 42.

6.  Гречин Е.Г. Анализ работы стабилизирующих компоновок на скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения / Е.Г. Гречин, В.П.  Овчинников, К.Е. Панов // Бурение и нефть. –  2005. –  № 5. – С. 29 – 31.

7.  Гречин Е.Г. Расчет неориентируемых компоновок для бурения наклонных скважин методом начальных параметров / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. – Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс», 2005. – Т. 2. – С. 43 – 46.

8.  Гречин Е.Г. Анализ промысловых данных по применению наддолотных калибраторов для безориентированного управления зенитным углом

скважины / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири:  Сб. науч.  тр. – Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр

«Экспресс», 2005. – Т. 2. –  С. 39 – 42.

9.  Гречин Е.Г. Применение методов математической статистики к анализу промысловых данных о работе компоновок на месторождениях Уренгойской группы / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, С.Г. Атрасев и др. // Бурение и нефть. – 2006. –  № 7/8. –  С. 14 – 15.

       10. Гречин Е.Г. Оптимизация геометрических параметров стабилизирующей компоновки с двумя центраторами / Е.Г. Гречин, И.Ю. Крюков, В.П.  Овчинников, А.В. Будько, А.Л. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. – С. 14 – 18.

11.  Гречин Е.Г. Применение метода конечных разностей для исследования работы бурильной колонны в наклонной скважине / Е.Г. Гречин, И.Ю. Крюков, В.П. Овчинников,  А.Л. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. – Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2006. – С. 19 – 22.

12.  Гречин Е.Г. Исследование роли центраторов в  типовых  компоновках

методами математической статистики  / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников,  С.Г. Атрасев, А.В. Будько, А.Л. Каменский // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. – Тюмень: Изд-во  ТюмГНГУ, 2006. – С. 23 – 26.

13.  Гречин Е.Г. Анализ результатов испытаний компоновки с тремя центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, А.В. Будько,  А.Л. Каменский, С.Г. Атрасев // Совершенствование процессов строительства скважин: Сб. науч. тр. ин-та Нефти и газа. – Тюмень: Изд-во  ТюмГНГУ, 2006. – С. 79 – 83.

14.  Гречин Е.Г. Рекомендации по изменению геометрических параметров типовых стабилизирующих компоновок, применяемых на месторождениях Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. –  2007. –  № 2 . –  С. 14 – 16.

15. Гречин Е.Г. Проектирование двухцентраторных компоновок для малоинтенсивного увеличения зенитного  угла при бурении наклонных и

горизонтальных скважин / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. – 2007. –  № 4 . –  С. 13 – 16.        

16.  Гречин Е.Г. Расчет двухцентраторных компоновок с учетом условий бурения скважин в Западной Сибири / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 4. – С. 4 – 7.

17.  Гречин Е.Г. Исследование работы неориентируемых компоновок методом возможных перемещений долота / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Нефть и газ. – 2007. – № 5. – С. 30 – 36.

18.  Гречин Е.Г. Расчет системы вал – корпус турбобура в составе  неориентируемой КНБК с использованием программного комплекса МКЭ «ANSYS»  // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2007. – № 11. – С. 24 –  29.

19.  Гречин Е.Г. Устойчивость неориентируемых компоновок низа бурильной колонны  / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников  // Электронный  журнал

«Нефтегазовое дело». – www.ogbus.ru. – Уфа.: УГНТУ. – 13.04.2007. – С.1 – 13.

20.  Гречин Е.Г. Расчеты компоновок с винтовым забойным двигателем и двумя передвижными центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников  // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». – www.ogbus.ru. – Уфа.: УГНТУ. – 29.12.2007. – С.1 – 10.

21.  Гречин Е.Г.  Неориентируемые  компоновки  с  винтовым  забойным

двигателем и передвижными центраторами / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 46 – 48.

22.  Гречин Е.Г. Метод проектирования неориентируемых компоновок на основе использования их расчетных характеристик // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 3. – С. 14 – 20.

23.  Гречин Е.Г. Аналитический подход к изучению производственного опыта применения неориентируемых компоновок с тремя центраторами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2008. – № 6. – С. 8 –13.

г) патентах на изобретение

24.  Пат. 2 291 267 РФ, C1 Е 21 В 7/08.  Компоновка  низа  бурильной 

колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, К.Е. Панов,  С.Г. Атрасев  (Россия).  –

№ 2005117762/03; Заявлено 08.06.2005; Опубл. 10.01.2007, Бюл. № 1.

25.  Пат. 2 298 630 РФ, C2 Е 21 В 7/08, Е 21 В 17/10. Калибратор конический в компоновке бурильной колонны / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников,  К.Е. Панов, С.Г. Атрасев (Россия). – № 2005119074/03; Заявлено 20.06.2005; Опубл. 10.05.2007, Бюл. № 13.

26.  Пат. 2333343 РФ, С1 7 Е 21 В 17/10. Упругий центратор / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников (Россия). – № 2007108177/03; Заявлено 05.03.2007; Опубл. 10.09.2008. Бюл. № 25.

 

 

Соискатель Е.Г. Гречин 

 





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

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.