Каталог

Помощь

Корзина

Гидравлический демпфер бурильного инструмента 

Оригинальный документ?

РЕФЕРАТ

Стр. 85  ,  рис.12  , табл. 4  , библ.20   наим.

НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ, МНОГОСТУПЕНЧАТЫЙ ДЕМПФЕР, ЛОПАСТЬ, НАСАДКА, ПОРШЕНЬ, СТАКАН, ЦЕНТРАТОР.

Целью работы – модернизация гидравлического демпфера бурильного инструмента для бурения горизонтальных скважин.

Экономический и кинематический расчет, расчет на прочность основных деталей гидравлического демпфера, расчет резьбовых соединений, расчет гидравлического цилиндра. Данное устройство предлагается устанавливать между винтовым забойным двигателем и долотом. Конструкция проста в изготовлении, удобна при монтаже и его использование уменьшит количество подъемов.

Пояснительная записка включает в себя 3 раздела: техническую часть, экономическую часть и раздел безопасности и экологичности проекта. В техническую часть входят: назначение, описание конструкции демпфера гидравлического многоступенчатого, патентная проработка существующих конструкций демпферов гидравлических многоступенчатых в компоновке низа бурильной колонны, а также все необходимые расчеты для обеспечения работоспособности установки

Дипломный проект состоит из пояснительной записки объемом листов, включающую 11 рисунка, 4 таблиц и формул, а также список литературы, включающий 20 пунктов.


СОДЕРЖАНИЕ

Введение5

1 Бурение наклонной-направленных скважин7

1.1 Назначение и область применения наклонно-направленного Бурения7

1.2 Способы бурения наклонных скважин9

1.3 Основные принципы выбора жестких компоновок 10

1.4 Анализ динамического состояния бурильного инструмента в процессе бурения13

1.5 Патентная проработка демпфера16

2 Литературный обзор существующих конструкций32

2.1 Наддолотный гидромеханический демпфер32

2.2 Гидравлический многоступенчатый демпфер36

3 Разработка конструкций гидравлического модернизированного демпфера39

3.1 Оценка продольных колебаний бурильного инструмента 39

3.2 Конструкция и принцип действия гидравлического модернизированного демпфера40

3.3 Результаты опытного бурения с применением наддолотных демпферов44

4 Расчет демпфера47

4.1 Гидравлический расчет демпфера47

4.2 Расчет на прочность 48

4.2.1 Расчет резьбовых соединений на прочность48

4.2.2 Расчет резьбы РКТ-177 на прочность50

4.2.3 Расчет замковой резьбы 3-152 на прочность51

4.2.4 Расчет резьбы М-170 на прочность51

4.2.5 Расчет корпуса на внутреннее давление52

4.2.6 Расчет шпонки на прочность 53

4.2.7 Расчет гидравлического цилиндра 54

5 Экономическое обоснование применения демпфера гидравлического многоступенчатного в составе КНБК57

6 Безопасность и экологичность проекта65

6.1 Анализ опасных и вредных производственных65

6.2 Характеристики производственной среды67

6.3 Расчет общей вентиляции69

6.4 Вредный и опасный производственны фактор70

6.4.1 Мероприятия по охране труда70

6.4.2 Мероприятия по промышленной санитарии72

6.5 Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности74

6.6 Анализ воздействия негативных факторов на окружающую природную среду75

6.7 Основные источники загрязнени77

6.8 Расчет контура заземления79

Заключение82

Список использованной литературы83


ВВЕДЕНИЕ

 

В процессе бурения на бурильный инструмент воздействуют различные по величине и характеру возмущающие силы и силы сопротивления, что вызывает его многообразные колебания. Основными видами колебаний являются продольные, поперечные и крутильные. Они возникают одновременно и зависят от волновой характеристики бурильной колонны и включенных в ее компоновку устройств (КНБК- компоновки низа бурильной колонны, калибраторов, центраторов, демпферов и др.), типоразмера долота, свойств разбуриваемых пород, параметров режима бурения.

Основные причины возникновения колебаний - скачкообразный характер разрушения горных пород, ухабистость забоя, зубчатая рабочая поверхность долота, пульсация давления в нагнетательной системе. К менее существенным причинам можно отнести неоднородность и трещиноватость разбуриваемых пород, дискретную подачу бурильного инструмента и др.

При бурении забойными двигателями, особенно турбобурами, колебательные процессы осложняются тем, что в определенных условиях забойные двигатели служат источниками интенсивных колебаний. Кроме того, при наличии в системе нелинейных сил сопротивления от скорости движения могут возникать продольные и крутильные автоколебания. Следовательно, процессе бурения бурильный инструмент совершает сложные колебательные движения.

Колебания бурильного инструмента возникают в результате воздействия большого числа факторов, которые, в свою очередь, оказывают существенное влияние на процесс и показатели бурения. Колебания инструмента снижают стойкость долота, сокращают срок службы элементов бурильной колонны и турбобура и ухудшают показатели бурения в целом. 

При изучении динамики долота и колонны в качестве показателей, характеризующих колебательные процессы, исследователи принимали различные параметры. Одни использовали кинематические параметры (линейные и угловые перемещения, скорости, ускорения, амплитуды и частоты колебаний элементов бурильной колонны, турбобура и долота, неравномерность вращения вала турбобура и др.), другие- показатели динамичности, третьи- те и другие параметры в совокупности.

В связи с тем, что эти параметры при прочих равных условиях существенно зависят от компоновки бурильного инструмента, характеристик и особенностей включенных в нее устройств и элементов, анализируются результаты исследований при работе различных компоновок:

1) при обычной компоновке бурильного инструмента, т.е. без включения каких-либо специальных устройств;

2) с установкой амортизаторов продольных колебаний непосредственно над турбобуром и на различных расстояниях от него;

3) с использованием амортизаторов, гасящих только продольные или крутильные колебания, или амортизаторов, одновременно воспринимающих те и другие виды колебаний;

4) с установкой над долотом вибраторов;

5) с установкой в нижней части бурильной колонны специальных устройств типа волноводов или демпферов.

Анализ показывает, что разработка эффективных регуляторов динамических процессов бурильного инструмента позволит существенно повысить эффективность бурения.       


1 БУРЕНИЕ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН

 

1.1 Назначение и область применения наклонно направленного бурения

 

Разработка нефтяных и газовых месторождений в труднодоступных районах, на акваториях и шельфах морей и океанов, доразработка старых месторождений, уплотнение сетки разработки, охрана земельных угодий, усиление экологических требований, сложные геологические условия – главные причины бурения наклонных и горизонтальных скважин.

Искусственное отклонение оси скважины от вертикали подразделяется на наклонное, горизонтальное, многозабойное (разветвлено наклонное и разветвлено горизонтальное) и многоствольное (кустовое) бурение. Бурение таких скважин ускоряет освоение новых нефтяных и газовых месторождений, увеличивает дебиты и нефтеотдачу пластов, снижает капиталовложения, облегчает и упрощает обслуживание и ремонт скважин.

В настоящее время практически все эксплуатационные скважины бурятся
кустовым методом, когда устья нескольких скважин в кусте расположены близко друг к другу на одной технологической площадке, а забои находятся в узлах
сетки разработки. Количество скважин в кусте колеблется от 2 до нескольких
десятков. В Башкортостане это 10…30 скважин, в Западной Сибири да 50 - 60
скважин в кусте.

Самым большим, состоящим из 64 скважин, является куст, построенный в черте города Лос-Анджелес, США. Для этих целей было сооружено специальное здание, в котором было размещено буровое и эксплуатационное оборудование. Число морских скважин в кусте может достигать 50 и более.

Вертикально направленными бурятся лишь разведочные и некоторые другие скважины специального назначения.

Искусственное искривление скважин применяется с целью:

1) добычи нефти и газа изтруднодоступных участков, занятых на поверхности промышленными и жилыми объектами. оврагами, горами, реками, озерами, болотами, лесами;

2) экономии отводимых под строительства буровых плодородных земельных участков, лесов и др.;

З) экономии затрат на строительство оснований, подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов;

4) сокращения средств и времени при строительно-монтажных работах и обслуживании при эксплуатации скважин с близко расположенными устьями;

5) обхода зон катастрофических поглощений, обвалов и аварий в стволе скважины;

6) вскрытия продуктивных пластов, залегающих над пологим сбросом или между двумя параллельными сбросами;

7) проходки стволов на нефтяные пласты, залегающие под соляными куполами, в связи с трудностью бурения через них (соль «плывет», срезает бурильные и обсадные колонны);

8) вскрытия продуктивных пластов, залегающих под дном морей, рек, озер, болот, каналов, строений;

9) проходки нескольких скважин с буровых оснований, морских платформ, эстакад;

10) бурения стволов для глушения открытых фонтанов и тушения пожаров;

11) перебуривания части ствола скважины;

12) вскрытия продуктивного пласта под определенным углом для увеличения поверхности дренажа;

13) многозабойного вскрытия продуктивного пласта;

При турбинном бурении скважин долото, турбобур и бурильная колонна представляют собой единую систему, и изменение параметров любого ее звена или параметров режи­ма бурения приводит к изменению поведения машинного агрегата в целом. Буровое долото, с помощью которого непо­средственно производится углубление скважин, испытывает изменяющиеся во времени осевые и моментные нагрузки. Установить точную закономерность изменения осевой нагрузки на долото очень трудно. Однако на основании большого числа проведенных исследований с достаточным приближением осевую нагрузку можно принять изменяющейся по синусоидаль­ному закону:

Изображение 3,

   (1.1)

где Формула 4 - среднестатическая осевая нагрузка на долото, кН;

       Формула 5 - амплитуда и круговая частота изменения осевой нагрузки.

В свою очередь,

Формула 6,

   (1.2)

где Формула 7- частота изменения осевой нагрузки.

Частоту изменения осевой нагрузки на долото можно оценить по формуле:

 Формула 8,

   (1.3)

                                                                          

где Формула 9 число выступов (впадин) на забое;

      Формула 10- частота вращения вала турбобура.

Сопротивление вращению долота изменяется в зависи­мости от значения осевой нагрузки:

Изображение 11,

   (1.4)

                                  

где Формула 12 - удельный момент на долоте, Нм; 

       Формула 13- момент сопротивления вращению долота, независящий от осевой нагрузки, мм3.            

Турбобур, преобразующий гидравлическую энергию потока промывочной жидкости в механическую энергию вращения вала, является наиболее сложным звеном этой системы. Эксплуатационная характеристика его при прочих равных условиях зависит от удельной нагрузки на пяту, относи­тельной скорости скольжения и коэффициента трения в осе­вой опоре. Отмеченные особенности турбобура может охарак­теризовать зависимость коэффициента трения от скорости и нагрузки в осевой опоре, предложенная по результатам экспе­риментальных исследований:

Изображение 14,

     (1.5)

       

где Формула 15 - коэффициент трения в осевой опоре турбобура;

       Формула 16 - коэффициенты, зависящие от условий трения в осевой резинометаллической опоре;

       Формула 17 - удельная нагрузка в осевой опоре турбобура.

Трение в радиальных опорах ввиду его несущественности не учитывают.

Расход промывочной жидкости через турбобур - величина переменная, и его изменение во времени может быть выраже­но зависимостью:

Формула 18,

(1.6)

где Формула 19 - соответственно амплитуда колебаний и средний

расход промывочной жидкости;  

       Формула 20 - круговая частота колеба­ний подачи промывочной жидкости;

Формула 21,

   (1.7)

где Формула 22 - частота изменения подачи промывочной жидкости (Формула 23 1 Гц для буровых насосов).

При работе турбобура в режиме разгруженной пяты могут возникать интенсивные продольные колебания вала турбобура и в целом бурильного инструмента, которые вызывают прежде­временный износ, а нередко и поломки рабочих элементов долота, бурильной колонны, и в особенности опорных узлов турбобура. В связи с этим такой режим работы турбобура крайне нежелателен и в бурении, как правило, не приме­няется. Поэтому в своих исследованиях будем считать, что данный режим работы турбобура исключается, и каких-либо дополнительных колебаний, присущих ему, на систему не накладывается.

Вращающиеся части турбобура вместе с долотом рассмат­риваются как сосредоточенная масса с определенной мерой инерции. Бурильная колонна, являясь упругим элементом большой протяженности, существенно влияет на колеба­тельные процессы, вызываемые работой долота и турбобура. Состояние любого сечения бурильной колонны как системы с распределенными параметрами определяется его пространст­венным положением х, временной переменной t и при данном радиусе   трения   -   скоростью   углового   перемещения    этого сечения    Формула 24.    Согласно   ранее    проведенным    исследованиям сопротивление перемещению может быть принято пропор­циональным скорости движения, что соответствует закону вязкого трения Ньютона. Наличием небольших сосредо­точенных масс в виде замковых соединений можно пренебречь. В связи с этим поведение бурильной колонны может быть описано неоднородным уравнением в частных производных:

Изображение 25,

 (1.8)

где Формула 26 - угол закручивания бурильной колонны;

       Формула 27 - при­веденный коэффициент вязкого трения.

Влияние поперечных колебаний на динамику системы доло­то - турбобур - бурильная колонна не учитывается.

       

1.5 Патентная проработка демпфера

 

На рисунке 1.1 показан гидравлический демпфер бурильного   инструмента.

Гидравлический демпфер бурильно­го инструмента содержит  корпус 1, на   верхнем  конце   которого  размещен переводник  2, предназначенный для соединения с бурильной колонной и со стволом  3, жестко  связанным  со што­ком 4,   имеющим возможность передачи крутящего момента, расположенные между  корпусом и стволом  рабочие поршни   5 двухстороннего действия, выполненные в виде полых цилиндров с расположенными  в  их  внутренних ра­бочих полостях  6  кольцевыми плунже­рами  7, подпружиненными один относи­тельно другого пружинами  8.

Для герметизации рабочих полос­тей   6 плунжеры снабжены уплотнения­ми  9. Поршни расположены внутри кольцевых камер равного объема, об­разуя надпоршневую 10 и подпоршневую 11 полости,   образованные распор­ными втулками 12 и 13, закрепленны­ми в корпусе и стволе между поршня­ми. Причем полость ствола гидравли­чески связана с полостью 6 поршня 5, а скважинное пространство - с гид­равлически связанными между собой надпоршневой 10 и    подпоршневой 11 полостями. Кроме того, корпус имеет толкатели 14 установленные с возмож­ностью взаимодействия с плунжерами 7.   Гидравлический демпфер имеет верхние и нижние уплотнения 15 и 16 и  узел передачи крутящего момента 17. Гидравлический демпфер работает следующим образом.

Гидравлический демпфер бурильно­го инструмента устанавливается над долотом или, в зависимости от условий работы бурильного инструмента, в любом разъеме бурильной колонны.

В ненагруженном состоянии буриль­ной колонны система штока с поршня­ми находится в исходном положении с возможностью свободного перемеще­ния на определенную величину. Рабо­чая жидкость, подаваемая буровыми насосами в бурильную колонну, посту­пает через калиброванные радиальные отверстия ствола 3 демпфера в рабо­чие полости 6 и кольцевые камеры, образованные надпоршневой 10 и подпоршневой полостями, заполняя их. В момент отскока долота от забоя, рабочие поршни 5, закрепленные на стволе 3, вместе с ним двигаются вверх. При этом происходит вытесне­ние промывочной жидкости рабочими поршнями 5 двухстороннего действия через кольцевые щели из надпоршневых кольцевых полостей 10 в подпоршневые 11, т.е. в последних происхо­дит процесс всасывания. Кроме того, рабочие поршни 5, надвигаясь на не­подвижные толкатели 14, удерживающие верхние плунжеры 7 рабочих полостей в исходном положении, заставляют сжи­маться пружины 8, вытесняя при этом промывочную жидкость из рабочих по­лостей 6 через радиальные отверстия, выполненные в рабочих поршнях 5 и стволе 3 во внутреннюю полость ство­ла. Усилие демпфирования регулирует­ся за счет определения необходимого количества поршней.

При дросселировании промывочной жидкости через кольцевые щели из надпоршневых кольцевых полостей 10 в подпоршневые 11 рабочими полостями 5 и из рабочих полостей 6 верхними плунжерами 7 срабатывается давление, а часть энергии, затрачиваемая на от­скок долота, гасится, переходя в теп­ло рабочей жидкости, ограничивая при этом амплитуду перемещения доло­та, жестко связанного с системой поршней.

В момент, когда шарошки долота прошли ухаб забоя, перепад давления в затрубном и внутритрубном пространствах демпфера сменяет систему порш­ней в исходное положение и прижимает долото к забою. При этом подпружи­ненные плунжеры также распрямляются, а рабочие камеры заполняются промывочной жидкостью.

Демпфирование колебаний, возникаю­щих при растяжении бурильной колон­ны, происходит аналогичным образом с той разницей, что вытеснение промывочной жидкости через кольцевые, щели будет производиться из подпоршневых полостей 11 в надпоршневые 10, а в рабочих полостях 6 дросселирование жидкости будет создаваться при относительных осевых пе­ремещениях нижних  плунжеров.

Таким образом, ствол 3 и все жестко связанные с ним детали совер­шают возвратно-поступательные движения относительно системы корпуса в осевых направлениях, вследствие чего гашение продольных колебаний осуществляется благодаря большим гидравлическим сопротивлениям, возникающим при истечении жидкости че­рез кольцевые щели, и создание мощ­ных жидкостных пружин в рабочих полостях за счет перепада давления во внутренней полости ствола и скважинного пространства.

1 – корпус; 2 – переводник; 3 – ствол; 4 – шток; 5 – поршень; 6

1 – корпус; 2 – переводник; 3 – ствол; 4 – шток; 5 – поршень; 6 – цилиндр; 7 – кольцевой плунжер; 8 – пружина; 9 – уплотнение; 10 – надпоршневая полость; 11 – подпоршневая полость; 12 – распорная втулка; 13 – распорная втулка; 14 – толкатель; 15 – верхнее уплотнение; 16 – нижнее уплотнение; 17 – узел

Рисунок 1.1 - Демпфер гидравлический 


Демпфер с центрирующей втулкой

Рисунок 1.5 – Демпфер с центрирующей втулкой

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ КОНСТРУКЦИЙ

 

2.1 Наддолотный гидромеханический демпфер

 

Для борьбы с продольными колебаниями бурильной колон­ны предложены многочисленные конструкции демпферов, амортизаторов и виброгасителей. Применение виброгасителей, как установлено при бурении глубоких скважин в некоторых нефтяных районах страны и за рубежом, позволяет снизить уровень вибрации. В качестве амортизирующего элемента и виброгасителях используют эластомеры или пружины. В этом случае скорость изменения модуля сдвига ограничена частот­ным режимом. Поэтому упругие элементы должны быть строго подобраны для применения в ограниченном частотном режиме.

Гашение высокочастотных зубковых колебаний практически трудно осуществить с помощью полимерных упругих элемен­тов. Это связано с тем, что поглощение энергии эластомерами эффективно только при низких частотах, когда период дейст­вия динамических сил достаточен для релаксации упругих свойств материала.

С целью повышения эффективности избирательного гашения высокочастотных колебаний бурильной колонны был раз­работан демпфер, в котором в качестве упругого элемента использованы жидкостные регулируемые пружины. Принцип действия жидкостной или гидравлической пружины основан на воздействии давления жидкости на подвижный поршень. В отличие от гидравлических амортизаторов с замкнутой полостью демпфер с жидкостной пружиной обладает актив­ностью по отношению к динамическим процессам, что является существенным преимуществом активных упругих элементов.

Конструкция демпфера ДГ-195 приведена на рисунке 4.1. Он состоит из корпуса 4 и штока 14, снабженного поршневой группой, которая включает поршень 7 и втулку 9, а также струйный насос, состоящий из сопла 11 и составных диф­фузоров 13 и 10. Сопло 11 закреплено с помощью втулки 9 в диффузоре 13, имеющем окна для прохода промывочной жид­кости. Для центрирования бурильного инструмента демпфер снабжен втулкой с ребрами 6, армированными твердым спла­вом. Для присоединения демпфера используют стандартные резьбы, выполненные на переводнике 1 и штоке 14. В полости корпуса размещены вспомогательные упругие элементы 5. Центратор закреплен втулками 3 и 8, первая из которых от проворота зафиксирована шпонкой 2. Шток и корпус снаб­жены шаровыми замками 12.

Работа демпфера основана на гидравлическом принципе действия. При подаче жидкости в корпус устройства в резуль­тате срабатывания части напора в сопле 11 на поршень 7 действует давление, стремящееся переместить подвижную часть демпфера вниз. При этом происходит взаимодействие механических колебаний, возникающих при работе шарошеч­ного долота и обладающих малой амплитудой, которые уравно­вешиваются гидравлической силой, создаваемой на поршне демпфера перепадом давления. Поэтому высокочастотные коле­бания практически не будут передаваться на бурильный инст­румент. Осевая нагрузка на поршень создается в пределах 50-60кН.

Передача крутящего момента на долото от вала турбобура осуществляется через нижнюю часть корпуса 4 на подвижный шток 14 с помощью шарового шпоночного замкового соеди­нения.

Действие демпфера основано на использовании мощной гидравлической пружины, возникающей вследствие падения расчетного давления в дросселе. Перепад давления во многом зависит от колебаний скорости истечения промывочной жид­кости из насадки струйного насоса. Ниже рассмотрены прин­ципы расчета усилий демпфирования, возникающих при работе гидравлической пружины.

Гидравлическое усилие, возникающее на поршне, должно быть выбрано в зависимости от необходимости гашения опре­деленного частотного спектра продольных колебаний бу­рильной колонны. Для этого рассчитывают рабочие параметры демпфера, определяемые площадью поршня и величиной пере­пада давления на сопле струйного насоса.

Перепад давления зависит от ряда факторов:

Формула 33,

     (2.1)

где Формула 34 - плотность жидкости, кг/м3;

      Формула 35 - скорость истечения жидкости из сопла струйного насоса, м/с;

      Формула 36 - коэффициент истечения жид­кости из рабочего сопла.

В рассматриваемом случае суммарная скорость складывается из скорости истечения жидкости из сопла струйного аппарата и скорости перемещения подвижных частей демпфе­ра, в котором закреплено дросселирующее сопло. Скорость перемещения сопла связана с колебаниями при движении бурильного инструмента за счет перекатывания шарошек по выступам забоя. Поэтому суммарная скорость будет опреде­ляться выражением:

Формула 37,

     (2.2)

где  Формула 38- средняя   объемная   подача  бурового   насоса, м3/с;  

        Формула 39 -площадь сечения отверстия  сопла, мм2.

 Максимальная гидрав­лическая нагрузка, развиваемая жидкостной пружиной, соот­ветствует наивысшему положению корпуса долота при отскоке. В результате при превышении гидравлической силы по сравнению с высокочастотной составляющей колебаний осевой на­грузки долото при работе постоянно прижато к забою. 

Низ­кочастотные колебания могут вызвать отскок, но значительно меньший по амплитуде, чем в общем случае. Поэтому необхо­димо осуществлять подбор гидравлических параметров демп­фера и тем самым подбирать необходимые рабочие параметры гидравлической пружины. 

3 РАЗРАБОТКА  КОНСТРУКЦИИ  ГИДРАВЛИЧЕСКОГО    ДЕМПФЕРА БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА

 

3.1 Оценка продольных колебаний бурильного инструмента

 

Теоретические и промысловые исследования показали, что на продольные колебания бурильного инструмента влияет работа шарошечного долота. По характеру возник­новения продольные колебания подразделяются на высокочастотные и низкочастотные. Высокочастотные колебания (свыше 40 Гц) связаны с работой зубкового вооружения при перекатывании шарошек по неровностям забоя, а инфразвуковые колебания частотой 1 - 10 Гц - с релаксационными явлениями, наблюдающимися при взаимодействии бурильной колонны со стенками ствола при перемещениях бурильного инструмента в процессе углубления скважины. Инфразвуковые колебания бурильного инструмента при записи вибрации с большими скоростями протяжки ленты слабо прослеживаются на осциллограммах. Поэтому они не фиксируются наблюда­телями. Однако низкочастотные колебания оказывают на про­цесс бурения решающее влияние.

Сложный спектр частот продольных колебаний при работе бурильного инструмента вызывает определенные трудности при исследованиях. Многие авторы склонны считать, что для улучшения условий работы бурильного инструмента необхо­димо добиваться полного прекращения вибрации колонны. Действительно, полное гашение продольных колебаний позволит повысить рабочий ресурс элементов бурильного инструмента. В этом случае работа долота по разрушению породы будет значительно ухудшена, так как шарошечное до­лото представляет собой ударный инструмент. При этом пере­дача удара на забой скважины будет происходить без доста­точной жесткости. Отсюда вытекает необходимость тщатель­ного анализа закономерностей колебательных процессов, которые отрицательно отражаются на работе долота как породоразрушающего инструмента.

4 РАСЧЕТ ДЕМПФЕРА

 

4.1 Гидравлический расчет демпфера

 

Суммарная гидравлическая нагрузка, создаваемая виброгасителем на долото, определяется по формуле:

Формула 46,

         (4.1)

где Формула 47- перепад давления на одной ступени виброгасителя, МПа;

      Формула 48- площадь сечения поршня одной ступени виброгасителя, Формула 49мм2.

Перепад давления зависит от ряда факторов:

Формула 50,

(4.2)

где Формула 51плотность жидкости, Формула 52 кг/м3;

      Формула 53 скорость истечения жидкости из насадки, м/с;

      Формула 54 коэффициент истечения жидкости из насадки, Формула 55.

Суммарная скорость будет определятся выражением:

Формула 56,

    (4.3)

где Формула 57средняя объемная подача бурового насоса, Формула 580,025 м3/с;

    Формула 59площадь сечения насадки, Формула 60125,6 мм2;

Изображение 61м/с

Изображение 62МПа

Т.к. площадь сечения поршня и насадки на первой ступени равна площади сечения поршня и насадки на второй ступени, то суммарная гидравлическая нагрузка на долото будет равна:

Изображение 63кН

   

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1 Анурьев В.И. Справочник конструктора машиностроителя. – М.: Машиностроение, 1982. – 736 с.

2 Чигеров Л.Г. и др.  Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. – М.: Машиностроение, 1987-422

3 Безродный Ю.Д., Акимова А.А. Влияние экономических методов охраны окружающей природной среды на стоимость строительства скважин // Нефтяное хозяйство. – 2001. - №3.- С.58-61.

4 Беляев В.М., Калинин А.Г., Солодкий К.М. и др. Расчет компоновок нижней части бурильной колонны. – М.:Недра, 1977. – 192 с.

5 Гилязов Р.М., Рамазанов Г.С., Янтурин Р.А. Технология строительства скважин с боковыми стволами. – Уфа: Монография, 2002. – 290 с.: ил.

6 Григулецкий В.Г., Лукьянов В.Т. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны. – М.: Недра, 1990. – 302 с.: ил.

7 Имаева И.Ш. Определение параметров амортизатора для бурильной колонны при воздействии случайных колебаний. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. – 82 с.

8 Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990. – 303 с.

9 Ишемгужин Е.И. Нелинейные колебания элементов буровых машин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. – 82 с.

10 Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. – М.: Недра, 1997. – 648 с.

11 Левинсон Л.М., Акбулатов Т.О., Акчурин Х.И. Управление процессом искривления скважин: Учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 – 88 с.

12 Мамедов Ф.А.  Теория и практика  бурения наклонных скважин. – Баку: Изд-во АзИНЕФТЕХИМ, 1981. – 97 с.

13 Павлов Я.М. Детали машин. – М.: Машиностроение, 1987. – 534 с.

14 Ремонт и монтаж бурового и нефтепромыслового оборудования / Под ред. Б.А. Авербуха–М.: Недра, 1976. – 368 с. 

15 Султанов Б.З., Ишемгужин Е.И., Шамассов Н.Х., Сорокин В.Н. Работа бурильной колонны в скважине. - М.: Недра, - 1973. – 213 с.

16 Трубы нефтяного сортамента: Справочник / под ред. А.Е. Сарояна– 3-е изд.,перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. – 488 с.

17 Шайдаков В.В. Свойства и испытания резин. - М.: Недра, - 2002. – 235 с.

18 Патент (SU) №344101 Гидравлический центратор / М.К. Сеид-Рза,  С.Т. Манафов, М.М. Гусейн-Заде,  А. М. – Г.  Рзакулиев и Б.Л. Ионе. Заявлено: 06.05.1970. №1436090/22-3. Опубл.:07.07.1972. Бюллетень №21.

19 Патент (SU) №606994 Центробежный центратор-калибратор / Г.А. Ситдыков, М.М. Юсупов, Р.М. Гайсин, Л.М. Левинсон. Заявлено: 04.11.1975. №2186752/22-03. Опубл.: 15.05.1978. Бюллетень №18.

20 Патент (SU) №840275 Центратор бурильного инструмента / М.П. Гулизаде, С.А. Оганов, А.М. Мамедтагизаде, Е.С. Сакович,  Н.А. Алиев. Заявлено: 13.04.1979. №2752829/22-03. Опубл.: 23.06.1981. Бюллетень №23.

21 Патент (SU) №898037 Центратор труб в скважине / В.П. Белов, В.Д. Сафронов. Заявлено: 15.01.1982. №2895224/22-03. Опубл.:15.01.1982. Бюллетень №27

22 Патент (SU) №945356 Центратор бурильного инструмента / М.И. Ремизов, В.А. Каплун, К.Ю. Сурма, Л.Д. Богомазов, М.П. Дудкин. Заявлено: 12.01.1981. №3234816/22-03. Опубл.: 23.07.1982. Бюллетень №27.

23 Патент (SU) №947384 Гидравлический центратор / Б.З. Султанов, А.В. Лягов, Ю.Н. Морозов, М.О. Крист. Заявлено:07.02.1979. №2721783/22-03. Опубл.:30.07.1982. Бюллетень №28.

24 Патент (SU) №1049650 Наддолотный виброгаситель продольных колебаний / Б.З. Султанов, А.И. Ямалтдинов, М.С. Габдрахимов, А.Г. Газаров. А.Г. Хакимов. Заявлено: 02.03.1982. №3403619/22-03. Опубл.:23.10.1983. Бюллетень №39.

25 Патент (SU) №1089232 Центратор бурильного инструмента / В.Е. Михайлов, Ю.И. Савенков. Заявлено: 18.08.1982. №3485029/22-03. Опубл.: 30.04.1984. Бюллетень №16.

26 Патент (SU) №1244277 Центратор бурильного инструмента / Р.И. Ершов, А.В. Романов, Л.П. Лашкин. Заявлено: 01.02.1985. №3849743/22-03. Опубл.: 15.07.1986. Бюллетень №26.

27 Патент (SU) №1458551 Центратор бурильного инструмента / Р.Р. Сафиуллин, Б.З. Султанов, А.В. Лягов, А.В. Панков. Заявлено: 12.11.1986. №4148169/23-03. Опубл.: 15.02.1989. Бюллетень №6.

28 Патент (SU) №2055144 Центратор бурильного инструмента / В.А. Бирман, В.П. Якимов, А.А. Перегудов, Р.А. Румянцев, Г.С. Загорский. Заявлено: 30.11.1992.  №92009161/22-03. Опубл.: 27.02.1996. Бюллетень №6.

29 Патент (RU) №94028697 Центратор / Г.И. Шаронов, В.П. Якимов. Заявлено:29.07.1994. №94028697/22-03. Опубл.: 10.06.1996. Бюллетень №16.