Надежность

Для достижения требуемых параметров работы, бурильная компоновка должна обладать высокими прочностными характеристиками и исключать возможность возникновения аварийных ситуаций при проходке канала.

В случае малогабаритных компоновок КНБК это принимает еще большее значение, так как жесткость на изгиб и кручение оборудования Перфобура кратно меньше чем у крупногабаритных аналогов.

В соответствии с ГОСТ 13377-75 «Надежность в технике. Термины и определения», отказ – это событие, заключающееся в нарушении работоспособности изделия. Все отказы можно разделить на постепенные и внезапные. Однако, при создании новой техники, из-за небольшого количества экспериментальных данных, без наличия достоверно установленных причин, будем считать все отказы неожиданными или внезапными. Постепенные отказы связаны с износом, который протекает медленно (характерно для серийных изделий).

В данном разделе мы опишем аналитические и технологические усовершенствования, сделанные во время последней серии испытаний КНБК и детальных исследованиях напряженного состояния компоновок на различных этапах строительства перфорационного канала.

Запас прочности бурильной компоновки

Силовая и шпиндельная секции винтового забойного двигателя является одним из основных элементов технической системы, поэтому приоритетной задачей при проектировании является обеспечение её надежной и безотказной работы при строительстве оригинальных перфорационных каналов.

Применение высококачественных легированных сталей решает только часть проблемы, а грамотная постановка задачи: от составления моделей и условий однозначности, до выбора алгоритма решения, может заметно повысить качественные и количественные параметры КБК, а следовательно, увеличить межремонтный период эксплуатации.

При работе в скважине, бурильная колонна подвергается различным статическим и динамическим нагрузкам. Исходя из характера действия этих нагрузок, бурильную колонну условно разделяют на растянутую и сжатую части. Как правило, участок КБК от долота до точки касания со стенками скважины, относят к сжатой части (компоновка нижней части бурильной колонны или КНБК). Обычно в расчетах, c достаточной для практики точностью, форма полуволны изгиба низа бурильной колонны принимается квазиплоской.

Рассмотрим перфорационную компоновку с центратором в наклонно-прямолинейном канале:

Дифференциальное уравнение изогнутой оси КНБК на участке I будет иметь вид:

Где P – осевая нагрузка на долото, Р=6000Н; Q– отклоняющая сила на долоте (реакция забоя);

E·I– изгибная жесткость компоновки перфобура; q - поперечная составляющая от собственного веса компоновки на различных участках в соответствии с расчетной схемой.

Решение уравнения 1 будет иметь вид:

Дифференциальное уравнение упругой линии на участке II и III аналогичны. Система дифференциальных уравнений решалась при подставлении соответствующих граничных условий по концам и в точке сопряжения участков.
Вычислив прогиб технической системы по переводнику корпуса перфобура и сравнив его с радиальным зазором между стенкой канала и КНБК, можем определить при каком диаметре центратора, месте его установки, угле искривления канала и нагрузке на долото, перфобур коснётся стенок канала.

Принимая во внимание, что при , то получим уравнение для определения прогиба перфорационной системы по верхнему переводнику корпуса перфобура:

Значения величины реакции забоя и прогиба КНБК по верхнему переводнику в зависимости от диаметра центратора и места его установки, полученные в программном комплексе MathCAD, результат решения для одного из вариантов представлен на диаграмме:

Диаграмма: Изменение изгибающего момента по длине КНБК при бурении перфорационного канала с зенитным углом 45° (варианты установки центраторов диаметрами по 56 мм на расстояние 0,1, 0,571 и 1,283 м от долота)

Стоит отметить, что при выходе КНБК Перфобура на горизонтальный участок, отклоняющая сила на долоте стремиться к нулю, о чем свидетельствуют полученные закономерности на диаграмме. Применение специальных укороченных винтовых забойных двигателей снижает к минимуму риск неуправляемого заворота компоновки по зенитному и азимутальному углу, так как крутящий момент на валу двигателя превышает изгибающий момент для обеспечения работы оборудования в сильно искривленном канале, но в тоже время не превышает его многократно, чтобы реактивная сила не могла закрутить компоновку.

Диаграмма: Закономерности влияния величины составляющей реакции забоя Q при установке на Перфобур центратора диаметром 56мм на изменение зенитного угла перфорационного канала

Исследованы и аналитически установлены качественные и количественные закономерности изменения изгибающих моментов, действующих в КНБК Перфобура различной конфигурации и комплектации в зависимости от места установки и диаметра центраторов, при забуривании и в процессе бурения длинных перфорационных каналов малого диаметра и радиуса кривизны с различными траекториями.

Аналитически определены допустимые соотношения значений диаметров долот, центрирующих элементов и места их размещения в КНБК Перфобура, параметров функционального назначения малогабаритных винтовых забойных двигателей, а также клина отклонителя и других технологических модулей компоновки бурильной колонны Перфобура при ее работе в канале сверхмалого диаметра и радиуса кривизны при оптимальном КПД.

Аналитически установлено и экспериментально подтверждено, что для обеспечения работоспособности разработанных компоновок необходимо, чтобы крутящий момент винтового забойного двигателя должен быть больше изгибающего момента действующего в КНБК при бурении долотами/фрезами истерающе-режущего типа диаметром Dд=58…60 мм в режиме максимального КПД двигателя, в каналах с минимальными радиусами кривизны Rc =5,6…12 м, при этом доказано, что продольно-поперечная деформация КНБК находится в Эйлеровой области.

Рассмотрим взаимодействие системы «долото – ВЗД (без центратора) - гибкие трубы» со стенками канала.
Дифференциальное уравнение изогнутой оси КНБК будет иметь вид:

Граничные условия по концам и в точке сопряжения участков:

Выполняя математические преобразования, результирующее выражение для определения изгибающих моментов примет вид:

Решая данное уравнение, строится график изменения изгибающего момента по длине КНБК.
Как видно из графика, изгибающий момент принимает максимальную величину в месте шаровых соединений вала шпинделя с ротором силовой винтовой секции, значение которой соизмеримо с крутящим моментом двигателя. Проанализировав полученный результат можно сделать вывод, что компоновка без центратора испытывает значительные изгибные напряжения, которые в сочетании с вращением вала могут с приводить к усталостным разрушениям, что не учитывалось ранее.
В связи с этим предусмотрена обязательная установка центратора.
Анализ исследований и результатов промысловых работ по стабилизации, набору или снижению угла искривления ствола скважины, позволил создать алгоритм расчета места установки центратора при наклонном бурении забойными двигателями с рядом допущений и поправочных коэффициентов, которые будут актуализированы в ходе финальных испытаний на стенде и скважинах.

По результатам проведенных стендовых и полевых испытаний, претерпела значительные изменения и сама секция ВЗД-шпиндель. Проведен ряд аналитических исследований, моделирование в специализированных программных комплексах. Результатом стал выпуск усовершенствованной компоновки с усиленной шпиндельной секцией:
Выполнено исследование правильности выбора материала для изготовления компоновки. Бурильная колонна при любых работах в скважине не должна испытывать напряжения, превышающие предел текучести материала бурильных труб. Трубы, используемые в компоновке «Перфобура» равнопрочной конструкции, изготовленные из хромникелевых сталей группы прочности не ниже М, МПа. где: d – наружный диаметр бурильных труб; Е – модуль упругости Юнга; - предел текучести материала труб. Применительно к нашей компоновке имеем: R=10 м; d =25 мм; E = 2105 МПа; = 750 МПа. Подставляя выбранные значения, получим: или:10 > 3,33
Условие надежности подтверждается с трехкратным запасом.