Коректування осьового навантаження на долото при заглиблені вибою шляхом застосування гвинтового механізму

The object of the research is a screw mechanism for adjusting the axial load on the bit during a hole deepening. Mathematical modeling of dynamic processes that occur in the drill string during the hole deepening in deep wells is considered. It is shown that in the process of hole deepening, the longitudinal oscillations are proportional in their intensity to the torsional ones. Obtained boundary conditions for mathematical models of the column with the use of a shock absorber or a screw amplifier. In the course of research, it was found that the screw working mechanism of the axial load creates a relationship between the axial load on the bit and the torque on the screw. This makes it possible to install safety devices that limit the torque of the drive shaft (reciprocating engine, rotor). It is shown that various types of energy supplied to the punch, which are transformed by the punching motor and amplified due to the axial (screw) amplifier installed above the bit, ensure the rotary-progressive movement of the ball bit and increase the drilling performance. It was determined that the obtained dependencies take into account the change in time of the axial load and torque depending on the parameters of the axial amplifier and the geological and technical conditions of drilling and the arrangement of the bottom of the drill string. The research results will be useful to scientists and specialists of the oil and gas industry during the physical modeling of the processes of adjusting the axial load on the bit during a hole deepening by using a screw mechanism.Об'єктом дослідження є гвинтовий механізм для коректування осьового навантаження на долото при заглиблені вибою. Розглянуто математичне моделювання динамічних процесів, що виникають у бурильній колоні під час поглиблення вибою у глибоких свердловинах. Показано, що в процесі поглиблення вибою подовжні коливання співрозмірні по своїй інтенсивності із крутними. Отримані граничні умови для математичних моделей колони з застосуванням в компоновці амортизатора або гвинтового підсилювача. В процесі досліджень виявлено, що гвинтовий робочий механізм осьового навантаження створює співвідношення між осьовим навантаженням на долото та крутним моментом на гвинту. Це дає можливість встановлювати запобіжні пристрої, які обмежують крутний момент привідного валу (вибійного двигуна, ротора). Показано, що різні види підведеної до вибою енергії, які перетворені вибійним двигуном і підсилені за рахунок встановленого над долотом осьового (гвинтового) підсилювача забезпечують обертово-поступальний рух шарошкового долота та підвищують показники буріння. Визначено, що отримані залежності враховують зміну в часі осьового навантаження та крутного моменту в залежності від параметрів осьового підсилювача та геголого-технічних умов буріння та компоновки низу бурильної колони. Результати досліджень стануть у нагоді науковцям та фахівцям нафтогазової галузі під час фізичного моделювання процесів коректування осьового навантаження на долото при заглиблені вибою шляхом застосування гвинтового механізму

Дослідження пульсуючого потоку промивальної рідини у бурильній колоні

The object of research is the pulsating flow of drilling fluid in the drill string. One of the most problematic places is pressure loss due to friction forces distributed along the length of the flow and concentrated in its nodes (threaded joints and pipe bends). In the course of the study, transformation methods were used that allow the drill string to be represented in the form of straight pipes – elements with distributed parameters connected by different inhomogeneities. This makes it possible to reduce the characteristics of the pulsating flow of the drilling fluid to the determination of the lumped parameters of the inclusions, the limiting conditions at the beginning and end of the drill pipes, as homogeneous sections of the drill string. In turn, pressure losses in the drill string during rotary drilling were divided into two types of losses. These are losses along the entire length of the column (flow) and local pressure losses, which are obtained only in certain places of the liquid flow (for example, tool joints, etc.), due to the fact that the flow suffers local deformation. It has been found that from a technological point of view, the most favorable well diameter is the one at which the flow resistance in the pipes is equal to the resistance in the annulus. This is due to the fact that during the flow of the drilling fluid, the speed of the turbulent flow decreases only at the walls of the pipe. Therefore, under the action of centrifugal forces on pipe bends, as in heterogeneities, when local pressure losses occur due to separation of the transit flow, the pipe diameter narrows due to the accumulation of solid particles in whirlpool zones and flow velocities. With a smooth turn of the pipe, the specified separation may be absent. In this case, local pressure losses are largely due to the occurrence of a «steam vortex» at the turn (a helical movement caused by the action of inertial forces). Therefore, a necessary condition for rotary drilling is the continuous circulation of the flushing solution, the complete or partial cessation of which makes further drilling impossible. In this case, the drilling process slows down or leads to an accident. This is due to the accumulation of the hard phase in the places where whirlpools appear. The research results will be useful to scientists and specialists in the oil and gas industry in the physical modeling of well flushing processes in the process of drilling and designing technological flushing processes.Объектом исследования является пульсирующий поток промывочной жидкости в бурильной колонне. Одним из наиболее проблемных мест являются потери давления за счет сил трения, распределенных по длине потока и сосредоточенных в ее узлах (резьбовых соединениях и искривлениях труб). В ходе исследования использовались методы преобразования, позволяющие бурильную колонну представить в виде прямолинейных труб – элементов с распределенными параметрами, соединенными разными неоднородностями. Это дает возможность определения характеристик пульсирующего потока промывочного раствора свести к определению сосредоточенных параметров включений, предельных условий в начале и конце бурильных труб, как однородных участков бурильной колонны. В свою очередь, потери давления в бурильной колонне при роторном бурении были разделены на два вида потерь. Это потери по всей длине колонны (потока) и местные потери давления, получаемые только в отдельных местах потока жидкости (например, замковые соединения и др.), благодаря тому, что в них поток терпит местную деформацию. Получено, что с технологической точки зрения наиболее благоприятен такой диаметр скважины, при котором сопротивление потоку в трубах равно сопротивлению в затрубном пространстве. Это связано с тем, что в процессе протекания промывочной жидкости скорость турбулентного потока снижается только у стенок трубы. Поэтому под действием центробежных сил на сгибах трубы, как в неоднородностях, при возникновении местных потерь напора за счет отрыва транзитного потока, происходит сужение диаметра трубы вследствие накопления твердых частиц в водоворотных зонах и скоростей потока. При плавном повороте трубы указанный отрыв может отсутствовать. В этом случае местные потери нажима в значительной степени обусловлены возникновением на повороте «парового вихря» (винтовым движением, вызванным действием сил инерции). Поэтому необходимым условием вращающегося бурения является непрерывная циркуляция промывочного раствора, полное или частичное прекращение которой делает невозможным дальнейшее бурение. При этом процесс бурения замедляется или приводит к аварии. Это связано с накоплением жесткой фазы в местах возникновения водоворотных областей. Результаты исследований пригодятся ученым и специалистам нефтегазовой отрасли при физическом моделировании процессов промывки скважин в процессе бурения и проектирования технологических процессов промывки.Об'єктом дослідження є пульсуючий потік промивальної рідини у бурильній колоні. Одним з найбільш проблемних місць є втрати тиску за рахунок сил тертя, розподілених по довжині потоку та зосереджених у її вузлах (різьбових з’єднаннях і викривленнях труб). В ході дослідження використовувалися методи перетворення, що дозволяють бурильну колону представити у вигляді прямолінійних труб – елементів з розподіленими параметрами, з’єднаними різними неоднорідностями. Це дає можливість визначення характеристик пульсуючого потоку промивального розчину звести до визначення зосереджених параметрів включень, граничних умов на початку та в кінці бурильних труб, як однорідних участків бурильної колони. У свою чергу втрати тиску в бурильній колоні при роторному бурінні було розділено на два види втрат. Це втрати по всій довжині колони (потоку) та місцеві втрати тиску, які отримуються тільки в окремих місцях потоку рідини (наприклад, замкові з’єднання та ін.), завдяки тому, що в них потік терпить місцеву деформацію. Отримано, що з технологічної точки зору найбільш сприятливим є такий діаметр свердловини, при якому опір потоку у трубах дорівнює опору у затрубному просторі. Це пов’язано з тим, що в процесі перебігу промивальної рідини швидкість турбулентного потоку понижується тільки біля стінок труби. Тому під дією відцентрових сил на згинах труби, як неоднорідностях, при виникненні місцевих втрат натиску за рахунок відриву транзитного потоку, відбувається звуження діаметру труби унаслідок накопичення твердих частинок в водоворотних зонах та швидкостей потоку. За плавного повороту труби вказаний відрив може бути відсутнім. У цьому випадку місцеві втрати натиску, у значній мірі, обумовлені виникненням на повороті «парового вихора» (гвинтовим рухом, що викликаний дією сил інерції). Тому необхідною умовою обертового буріння є безперервна циркуляція промивального розчину, повне або часткове припинення якої робить неможливим подальше буріння. При цьому процес буріння сповільнюється, або призводить до аварії. Це пов’язане з накопиченням твердої фази у місцях виникнення водоворотних областей. Результати досліджень стануть у нагоді науковцям та фахівцям нафтогазової галузі під час фізичного моделювання процесів промивки свердловин в процесі їх буріння та проєктування технологічних процесів промивки

Research of the Pulsating Flow of Drilling Fluid in the Drill String

The object of research is the pulsating flow of drilling fluid in the drill string. One of the most problematic places is pressure loss due to friction forces distributed along the length of the flow and concentrated in its nodes (threaded joints and pipe bends). In the course of the study, transformation methods were used that allow the drill string to be represented in the form of straight pipes – elements with distributed parameters connected by different inhomogeneities. This makes it possible to reduce the characteristics of the pulsating flow of the drilling fluid to the determination of the lumped parameters of the inclusions, the limiting conditions at the beginning and end of the drill pipes, as homogeneous sections of the drill string. In turn, pressure losses in the drill string during rotary drilling were divided into two types of losses. These are losses along the entire length of the column (flow) and local pressure losses, which are obtained only in certain places of the liquid flow (for example, tool joints, etc.), due to the fact that the flow suffers local deformation. It has been found that from a technological point of view, the most favorable well diameter is the one at which the flow resistance in the pipes is equal to the resistance in the annulus. This is due to the fact that during the flow of the drilling fluid, the speed of the turbulent flow decreases only at the walls of the pipe. Therefore, under the action of centrifugal forces on pipe bends, as in heterogeneities, when local pressure losses occur due to separation of the transit flow, the pipe diameter narrows due to the accumulation of solid particles in whirlpool zones and flow velocities. With a smooth turn of the pipe, the specified separation may be absent. In this case, local pressure losses are largely due to the occurrence of a «steam vortex» at the turn (a helical movement caused by the action of inertial forces). Therefore, a necessary condition for rotary drilling is the continuous circulation of the flushing solution, the complete or partial cessation of which makes further drilling impossible. In this case, the drilling process slows down or leads to an accident. This is due to the accumulation of the hard phase in the places where whirlpools appear. The research results will be useful to scientists and specialists in the oil and gas industry in the physical modeling of well flushing processes in the process of drilling and designing technological flushing processes

Вплив віброзахисних амортизаторів на динамічний стан бурильної колони

The object of research is the drill string bottom structure using the correcting devices of drilling modes to control the dynamics of the drill string. The work is aimed at the study of longitudinal, torsional and transverse oscillations when adjusting the axial load on the bit by using a drilling shock absorber with a two-link characteristic. A dynamic model of the drill string during the drilling process is presented, which is a concentrated-continuous nonlinear system that interacts with the ball bit and the downhole engine as a source of energy. It is shown that elastic oscillations of all types affect the interaction of the bit with the outcrop rock. In order to evaluate drilling performance, it is necessary to take into account not only longitudinal, torsional and transverse oscillations, but also parametric oscillations, which are associated with the deformation of the weighted drill pipe under axial loads and during its rotation in the process of deepening the hole. It was found that transverse vibrations of weighted drill pipes, as a flexible element, during the drilling process are, as a rule, parametric in nature. They lead to the appearance of additional stresses in the elements of the column and, as a result, to the acceleration of their destruction and accelerated wear of the bit arms and rolling bearings. It is proved that in the future, for the development of dynamic models, it is necessary to take into account their hydrodynamics and the type, design and parameters of the applied punching elements. The obtained research results can be applied in practice in the process of designing the structure of the drill string bottom structure (DSBS) using correcting devices of drilling modes to control the dynamics of the drill string, by using a drilling shock absorber with a two-link characteristic in order to correct the axial load on the bit.Об'єктом дослідження є компоновки низу бурильної колони з використанням коректуючих пристроїв режимів буріння для управління динамікою бурильної колони. Робота направлена на дослідження подовжніх, крутних та поперечних коливань при коректуванні осьового навантаження на долото шляхом застосування бурового амортизатора з дволанковою характеристикою. Наведено динамічну модель бурильної колони в процесі буріння, яка являє собою зосереджено-континуальну нелінійну систему, котра взаємодіє з шарошковим долотом і вибійним двигуном, як джерелом енергії. Показано, що пружні коливання всіх типів, впливають на взаємодію долота з породою вибою. Для оцінки показників буріння необхідно враховувати, не тільки подовжні, крутні, поперечні коливання, але враховувати і параметричні коливання, які пов’язані з деформацією обважнених бурильних труб при осьових навантаженнях і при його обертанні в процесі заглиблення вибою. Виявлено, що поперечні коливання обважнених бурильних труб, як гнучкого елементу, в процесі буріння носять, як правило, параметричний характер. Вони призводять до появи додаткових напружень в елементах колони і, як результат, до прискорення їх руйнування та прискореного зносу озброєння долота та опор кочення. Доведено, що у подальшому, для розробки динамічних моделей, необхідно враховувати їх гідродинаміку та тип, конструкцію та параметри застосованих вибійних елементів. Отримані результати досліджень на практиці можуть бути застосовані в процесі проєктування конструкції низу бурильної колони (КНБК) з використанням коректуючих пристроїв режимів буріння для управління динамікою бурильної колони, шляхом застосування бурового амортизатора з дволанковою характеристикою з метою коректування осьового навантаження на долото