На правах рукописи

ХМАРА ГУЗЕЛЬ АЗАТОВНА

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ

РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМА БУРЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ЗВУКА

25.00.15 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2013 2

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации кандидат технических наук, доцент

Научный руководитель Савиных Юрий Александрович

Официальные оппоненты: Гречин Евгений Глебович, доктор технических наук, доцент, кафедра «Прикладная механика» ТюмГНГУ, профессор Колмаков Алексей Владиславович, Общество с ограниченной ответственностью «Газпром добыча Ноябрьск» (ООО «Газпром добыча Ноябрьск»), заместитель генерального директора – главный геолог Общество с ограниченной ответственностью

Ведущая организация «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится «24» декабря 2013 года в 9.00 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-издательском комплексе ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан «22» ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент Аксенова Наталья Александровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Анализ применяемых в России способов бурения показал, что основным способом бурения нефтяных и газовых скважин является вращательное бурение с применением гидравлических забойных двигателей. В качестве забойных двигателей используются турбобуры и винтовые забойные двигатели (ВЗД).

В последние годы наблюдается резкое снижение объемов турбинного бурения и одновременное увеличение бурения ВЗД. Причиной снижения объемов турбинного бурения является несоответствие технических характеристик серийных турбобуров требованиям технологии наклоннонаправленного бурения, а также отсутствие возможности использования российских или зарубежных телеметрических систем для повышения точности проводки направленных скважин из-за геометрических и технологических особенностей широко используемых турбобуров.

При анализе технологии бурения нами установлено, что турбобуры могут работать в более тяжелых условиях, чем ВЗД, при большем сроке службы и более качественной и прямолинейной проводке скважины.

В пользу развития турбинного бурения также говорит и то, что мировые лидеры, такие как Halliburton, имеющий собственное производство Sperry Drilling с турбобурами Turbopower™, и Schlumberger, уже ведут разработки по совершенствованию технического оснащения и систем телеметрии для турбобуров. В настоящее время в нашей стране ведутся разработки как в области совершенствования технологии турбинного бурения так и модернизации конструкций турбобуров для целей строительства наклоннонаправленных скважин.

В связи с развитием и внедрением программных комплексов, методов и аппаратных средств для обработки больших массивов информации в технологии бурения и освоения скважин появился резерв для внедрения способов оперативного регулирования режима бурения, разработкой которых занимались российские и зарубежные такие ученые как Алиев Т.В., Багиров Р.Е., Балицкий П.В., Башкатов Д.Н., Белоруссов В.О., Би Р., Бражников В.А., Варламов В.П., Грачев Ю.В., Григорян Н.А., Дмитриев В.Н., Йоунгс Б., Калинин А.Г., Кузнецов О.Л., Кулябин Г.А., Кутузов Б.Н., Лукьянов Э. Е., Мелик-Шахназаров А.М., Погарский А.А., Рогоцкий Г.В., Симонов В. И., Симонянц Л.Е., Соломенников С.В., Спасибов В.М., Тер-Хачатуров A.A., Чиркин И.А., Шлык Ю.К., Эйгельс Р.М. и др.

Цель регулирования режима бурения скважин - приведение системы бурильный инструмент - горная порода в некоторое оптимальное состояние для повышения эффективности процесса углубления скважины. Разработкой новых способов регулирования режима бурения и систем телеметрии забойных параметров бурения в нашей стране активно занимаются такие компании как БИТАС, ВНИИГИС, ИНТЕРЛОГ и др., мировыми лидерами в этой области являются Slumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford и др. Таким образом, поиск и внедрение новых способов оперативного регулирования режима бурения скважин по информации с забоя в процессе бурения, является актуальной научно-технической задачей.

Цель диссертационной работы Цель исследований - повышение эффективности турбинного бурения скважин путем разработки и исследования в стендовых и промысловых условиях регулирования режима бурения по изменению энергетической характеристики звука турбобура в процессе углубления скважины.

Основные задачи исследования 1. Исследовать механизм генерации звука в промывочной жидкости в бурильной колонне в процессе углубления скважины и исследовать энергетические характеристики этого звука при изменении режима бурения.

2. Разработать способ и инструментальные средства для получения информации одновременно о частоте вращения долота n и осевой нагрузке G с использованием гидроакустической системы связи в условиях помех для определения изменения нагрузочной характеристики турбобура в процессе бурения.

3. Исследовать инструментальные средства и гидроакустическую систему связи для получения информации о режиме бурения.

4. Разработать и исследовать способ регулирования режима бурения скважин по изменению нагрузочной характеристики турбобура в процессе углубления скважины с использованием энергетических характеристик звука.

Объект и предмет исследования регулирование режима бурения скважин.

Предметом исследования является изменение энергии звуковых колебаний в промывочной жидкости в бурильной колонне как следствие совокупности изменения режимных параметров бурения и нагрузочной характеристики турбобура.

В работе выдвинута гипотеза о том, что акустический сигнал несет информацию одновременно о двух параметрах – частоте вращения долота и осевой нагрузке, поэтому есть возможность определить изменение нагрузочной характеристики турбобура в процессе углубления скважины и оперативно регулировать режим бурения.

Методы исследования 1. Теоретическое исследование источников звука, возникающего в промывочной жидкости в бурильной колонне в процессе бурения скважины и исследование энергетических характеристик этого звука при изменении режима бурения.

2. Теоретическое исследование зависимости изменения параметров энергетической характеристики продольных волн в промывочной жидкости в бурильной колонне и изменения нагрузочной характеристики турбобура в процессе его работы на забое скважины.

3. Обобщение теоретических исследований для разработки способа и инструментальных средств для получения информации одновременно о частоте вращения долота n и осевой нагрузке G с использованием разработанной гидроакустической системы связи.

характеристики звука, возникающего в процессе бурения скважины.

5. Экспериментальное исследование инструментальных средств и гидроакустической системы связи для получения информации о режиме бурения.

6. Имитационное моделирование способа регулирования режима бурения скважин, учитывающего изменение нагрузочной характеристики турбобура в процессе бурения, с использованием энергетических характеристик звука, распространяющегося в промывочной жидкости.

Научная новизна В данной диссертационной работе впервые:

1. Установлено, что основным недостатком существующих способов регулирования является оптимизация по одному из выбранных параметров режима бурения, например, по расходу, по нагрузке или по частоте, связанных нагрузочной характеристикой турбобура, считающейся неизменной.

Обоснована необходимость использования двухканальной системы телеизмерения с одновременной информацией о нагрузке G и частоте n.

2. Обосновано повышение эффективности турбинного бурения путем использования в канале телеметрии запатентованного способа и инструментальных средств получения информации одновременно о частоте вращения долота и осевой нагрузки на долото по энергетическим характеристикам звука бурильного инструмента, распространяющегося в промывочной жидкости.

3. Разработана и исследована математическая модель механической скорости проходки и установлено, что чувствительность механической скорости проходки к осевой нагрузке в три раза выше, чем к частоте вращения вала турбобура.

Практическая ценность 1. Промысловыми испытаниями на буровой установке БУ 3000 ЭУК, проведенными на скважинах № 1, 2, 3, 5, 8 куста 1, Северо-Тарасовского месторождения Пурпейского УБР доказано, что в процессе бурения наклоннонаправленных скважин с турбобурами 3ТСШ1-195 с однокамерными четвертьволновыми резонаторами (режекторными фильтрами) уменьшилось время бурения по скважине в среднем на 12%, а механическая скорость проходки увеличилась на 21%.

2. Разработана и исследована имитационная модель регулирования режима бурения скважин. Впервые разработан алгоритм управления РПДЭ-3 на основе критерия оптимизации режима бурения по минимальной энергии звука турбобура и долота, приводящий в итоге к повышению эффективности технологического процесса.

Основные защищаемые положения 1. Способ управления режимом бурения скважины по критерию минимальной энергии звука, распространяющегося в промывочной жидкости, а также рабочий алгоритм и имитационная модель этого процесса, учитывающие изменение нагрузочной характеристики турбобура и долота в процессе бурения.

помехоустойчивого гидроакустического канала связи для передачи глубинной информации по акустическим спектрам звука, генерируемого турбобуром и долотом, в полосе подавленных частот спектра звука бурового насоса, распространяющихся в промывочной жидкости.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00. «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений».

Апробация результатов исследования Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

Международной научно-практической конференции и выставке «Строительство и ремонт скважин» (Геленджик, 2010 г.), IV Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2010 г.); XII международной научно-практической конференции «Высокие технологии, фундаментальные технологии, экономика» (Санкт-Петербург, 2011 г.); XVIII Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых в Томском политехническом университете (Томск, 2012 г.); VI Ежегодной научно-технической конференции Тюменского студенческого отделения Общества Инженеров-Нефтяников (SPE) Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Тюмень, 2012 г.); Международном научно-практическом форуме, посвященном 50-летию открытия нефти и газа на территории Томской области и 60-летия нефтегазового образования в Сибири в Томском политехническом университете (Томск, 2012 г.); международной научнотехнической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2013 г.).

Публикации Основные материалы диссертационной работы опубликованы в печатных трудах, в том числе в трех патентах РФ, пяти изданиях, рекомендованных ВАК РФ, одной монографии.

Объем и структура работы Диссертационная работа изложена на 129 страницах машинописного текста, содержит 5 таблиц, 51 рисунок. Состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из наименований и приложений.

Личный вклад автора заключался в решении задачи оптимизации режима бурения скважины на основе критерия минимальной энергии звука, генерируемого бурильным инструментом в условиях одновременного использования двух параметров: частоты вращения и нагрузки на долото.

Предложена передача забойной информации для управления РПД методом звуковой однополосной связи, с применением амплитудно-импульсной модуляции низких частот, преобразованными управляемым акустическим режекторным фильтром в диапазоне подавленных помех бурового насоса.

Разработана имитационная модель способа регулирования режима бурения скважин, учитывающей изменение нагрузочной характеристики турбобура и долота в процессе бурения с использованием энергетических характеристик звука.

Автор опирался на разработки своего научного руководителя Ю.А.

Савиных в области создания теории акустического помехозащищенного канала связи, а также результаты промысловых испытаний по передаче информации о частоте вращения вала турбобура, основанной на методе АИМ звуковых частот, генерируемых турбобуром.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и диссертационной работы.

В первой главе обоснована потенциальная эффективность турбинного бурения, проведен анализ существующих способов регулирования режима бурения скважин с помощью турбобуров. Выявлены их достоинства и скорости проходки Vmax) механической скорости проходки Vмех, объединяющая параметры частоты вращения долота n и осевую нагрузку G где с, m и i – опытные коэффициенты, зависящие от физико-механических свойств горной породы и долота; Gmax, nmax – максимальная осевая нагрузка на долото и максимальная частота вращения долота.

График Vn (z ) при m 1; i 0,35 приведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - График нормированных параметров турбинного бурения Экстремум нормированной механической скорости проходки достигается при выполнении условия 0, т.е. при Проанализирована эластичность экстремума механической скорости к влияющим на него величинам. Установлено, что параметры модели m и i являются понижающими (т.е. их увеличение снижает (Vn ) opt ). По степени влияния на экстремум лидирует i.

Из измеряемых параметров z и nn экстремум оказался наиболее чувствительным к нормированной нагрузке z при этом нормированное число оборотов nn, уступает ей по чувствительности примерно в 3 раза. Это означает, что к измерению нагрузки на долото G предъявляются более жесткие метрологические требования, чем к частоте вращения вала турбобура n.

Так как n и G в отсутствии помех детерминировано связаны, то необходимости в одновременном измерении этих величин казалось бы нет, однако реально система телеметрии (используемая в контуре регулирования) работает в условиях мощных шумов, когда коррелированность между n и G резко снижается. Следовательно, требуется применение двухканальной системы телеизмерений (одновременно по частоте вращения и по осевой нагрузке на долото).

В работе разработан и исследован способ регулирования режима бурения скважин, учитывающий изменение нагрузочной характеристики турбобура в процессе бурения с использованием энергетических характеристик звука, несущего информацию одновременно о частоте и осевой нагрузке на долото, генерируемого при бурении и распространяющегося в промывочной жидкости.

Во второй главе идентифицированы источники звука, возникающего при турбинном бурении, проведены теоретические исследования для определения зависимости изменения энергетических характеристик звука от изменения нагрузочной характеристики турбобура и от изменения режима бурения скважины. Исследованы изменения амплитудно-частотных спектров звука при изменении режима бурения.

Наиболее близким по сущности предлагаемого в работе способа регулирования режима бурения является регулирование режима по сейсмическому КПД бурения, разработанному Рогоцким Г.В., в котором оптимальному режиму бурения соответствует максимальное сейсмический КПД бурения max, определяемое по формуле

W ГП W БК

где WГП – энергия, переносимая упругими колебаниями в горной породе; WБК – энергия упругих волн в колонне бурильных труб.

Источниками энергии упругих волн в промывочной жидкости являются звуки турбобура WТБ, долота WД, бурового насоса WБН.

При этом информацию о режиме работы долота на забое несут звуки турбобура WТБ и долота WД, а звук бурового насоса WБН является помехой. Следовательно, критерием оптимальности является минимальная энергия звука турбобура WТБ и долота WД (WБК = WТБ + WД min) при условии подавления WБН.

Оптимальная нагрузка на долото Gopt для разрушения горной породы определяется по минимальному уровню энергии продольных акустических колебаний в бурильной колонне WБК(min), тогда почти вся энергия передаваемая долоту расходуется на разрушение горной породы (рисунок 2).

Совместив энергетическую характеристику продольных волн WБК=f(G) с нагрузочной характеристикой турбобура n=f(G), можно определить отклонение осевой нагрузки на долото G от оптимального значения Gopt (WБКmin, WГПmax).

Согласно выводам, сделанным Балицким П.В. и Симонянцом С.Л., во время работы породоразрушающего инструмента на забое непрерывно происходит износ долота, также суммарное влияние энергетических потерь в турбине может привести к 30% расхождению между расчетными и экспериментальными параметрами характеристики турбобура. Следовательно, в процессе бурения нагрузочная характеристика турбобура непрерывно изменяется, что приводит к смещению точки (opt) оптимального режима бурения.

Во второй главе предложен способ однополосной амплитудноимпульсной модуляции для передачи информации о режиме бурения звуковыми сигналами, генерируемыми породоразрушающим инструментом.

Установлено, что наименьшему затуханию подвержены низкочастотные колебания, поэтому из всего диапазона частот акустического спектра звука, генерируемого долотом и турбобура, для получения информационного сигнала рекомендуется использовать полосу частот от 125 до 500 Гц.

Доказано, что максимальная энергия амплитудно-частотных спектров (АЧС) звука, генерируемого ударами зубьев шарошек долота о забой, сконцентрирована в диапазоне от 0 до 1,5 кГц. При оптимальной осевой нагрузке на долото энергия этого спектра минимальна, следовательно, амплитуда спектральных составляющих минимальная. С ростом износа долота спектр смещается в область низких частот.

Вращение лопаток турбин турбобура создает звук в промывочной жидкости в бурильной колонне, экспериментально установлено, что АЧС этого звука имеет высокий уровень амплитуд (114-121 дБ) в диапазоне 63-2000 Гц. В диапазоне выше 500 Гц наблюдается снижение амплитуд этого звука.

Экспериментально установлено, что и буровой насос генерирует высокий уровень звуковых колебаний (105-114 дБ) в диапазоне 125-500 Гц, что создает помеху информационному сигналу от ударов зубьев долота с горной породой и вращения лопаток турбобура. Подавить помеху, генерируемую буровыми насосами, можно путем установки в нагнетательной линии бурового насоса наземного акустического режекторного фильтра (НАРФ), предназначенного для подавления звука в диапазоне 150-250 Гц.

Для передачи сигнала, несущего полезную информацию, предложено использовать модулятор низкочастотных колебаний, размещенный над турбобуром – управляемый акустический режекторный фильтр (УАРФ), предназначенный для преобразования звука в диапазоне 150-250 Гц, а именно, для создания акустической метки в виде полосы подавленных частот от 200 до 250 Гц. Модулирование шумовой несущей частоты производится аналогично способу однополосной модуляции в радиосвязи.

В третьей главе представлен способ получения информации о частоте вращения вала турбобура и долота n и осевой нагрузки на долото G с забоя скважины с использованием гидроакустической системы связи в условиях помех с целью определения изменения энергетических характеристик звука.

Исследованы инструментальные средства для реализации способа передачи характеристик звука.

Для передачи акустической информации о технологических параметрах при турбинном бурении с забоя к устью предложено использовать гидроакустический канал связи с однополосной АИМ, разработанный Ю.А.

Савиных, в котором источником информации служит шумовой сигнал, генерируемый ударами зубьев шарошек долота о горную породу в процессе углубления скважины. Информационным сигналом является полоса частот finf в низкочастотном диапазоне, так как колебания низких частот обладают большей дальностью распространения и подвержены меньшему затуханию. В качестве линии связи применяется промывочная жидкость в стволе скважины, так как в жидкости распространяется только продольный тип волн. Тогда приемником информации на поверхности может служить, например, гидрофон.

используемого для передачи забойных параметров гидроакустического канала связи с однополосной АИМ представлена на рисунке 3.

УАРФ НАРФ

Рисунок 3 – Гидроакустический канал связи с однополосной АИМ для передачи забойных параметров (Д – долото, ТБ – турбобур, УАРФ – управляемый акустический режекторный фильтр, НАРФ – наземный акустический режектоный фильтр, БН – использование составных УАРФ увеличивает эффективность работы при АИМ (рисунок 4). На рисунке 4,а изображены АЧС звука при использовании однокамерной конструкции УАРФ. На рисунке 4,б изображены АЧС звука при использовании двухкамерной конструкции УАРФ. Из рисунка видно, что область АИМ в информационной полосе finf (280-500) Гц при использовании однокамерной конструкции УАРФ составляет 8дБ, при использовании двухкамерной конструкции УАРФ составляет 14 дБ.

Рисунок 4 – АЧС технологического звука при использовании УАРФ: а – использовании составного двухкамерного УАРФ (1 – АЧС технологического звука; 2 – АЧС технологического звука Так как энергия звуковых продольных волн WБК пропорциональна квадрату амплитуды этих колебаний А2, то изменение амплитуд спектра информационного сигнала в полосе finf на каждом периоде вращения турбобура соответствует изменению величины БК, а значит и изменению нагрузки на долото G, при этом увеличение амплитуд спектра означает отклонение от оптимального значения Gopt, а уменьшение амплитуд – приближение к Gopt.

Результатам анализа в полосе частот finf является осциллограмма сигнала, по которой судят об изменении амплитуды звука (соответствующих изменению энергии звуковых продольных волн в бурильной колонне), а также частоте вращения вала турбобура и долота.

В четвертой главе рассмотрена структурная схема информационной модели звука в бурильной колонне. Разработаны имитационные модели спектра звука турбобура и долота, спектра звука бурового насоса, спектра звука удара и трения бурильной колонны о стенки скважины. Разработан и исследован режим характеристик звука.

Структурная схема информационной модели звука в бурильной колонне, возникающего при бурении скважины в промывочной жидкости включает:

генераторы звука турбобура и долота G1, бурового насоса G2; преобразователи звука УАРФ Z1, НАРФ Z2; случайные удары и трение G3; сумматор звука, преобразователь звуковой информации в электромагнитный сигнал Z3; система управления подачи долота G4. На рисунке 6 представлена структурная схема модели звука в бурильной колонне.

Рисунок 6 – Структурная схема информационной модели звука в Из рисунка 6 видно, что при изменении управляющего воздействия на систему управления подачи долота происходит изменение генерируемого турбобуром и долотом звука, то есть имеется обратная связь. Следовательно, по изменению звука в бурильной колонне появляется возможность осуществлять регулирование режима бурения с помощью, например, системы РПДЭ-3.

Функциональная схема управления системой РПД представлена на рисунке 7. Она включает датчик УАРФ 1, выходными сигналами которого являются данные об оборотах вращения вала турбины турбобура n и данные об амплитуде звука с забоя А; задатчик оборотов турбобура n0 2 и задатчик амплитуды звука 3 А0; блок 4 сравнения оборотов (n-n0); блок 5 сравнения амплитуд (А-А0); блок 6 задатчика коэффициентов пропорциональности k; блок 7 сравнения (n-n0)(А-А0); блок 8 пропорциональности (k(n-n0)(А-А0)).

В блоке 4 вычисляется (n-n0) и полученный сигнал подается на блок 7, в блоке 5 вычисляется (А-А0) и полученный сигнал также подается на блок 7, в который предварительно поступает значение коэффициента k с блока 6, и на блок 8 передается сигнал (n-n0)(А-А0).

В блоке 8 вычисляется значение величины k(n-n0)(А-А0), которое подается на вход полупроводникового усилителя (ППУ) регулятора подачи долота РПДЭ-3.

Рисунок 7 – Функциональная схема управления подачей долота Работа блока нормального управления описана выше. Работа блока управления по ограничениям осуществляется путем подачи максимального управляющего сигнала для вхождения объекта в ограничительный режим за минимальное время. Работа блока управления по предельно допустимым значениям выдает соответствующее сообщение оператору об отключении системы и переводе объекта на ручное управление, при этом выполнение программы прерывается.

В результате исследования имитационной модели регулирования режима бурения с долотом МЗГВ-3 и турбобуром 3ТСШ1-195 были получены осциллограммы звука в бурильной колонне на частоте 200 Гц при различных режимах, доказывающие возможность осуществления регулирования режима бурения по энергетическим характеристикам звука.

В таблице 1 приведены данные экспериментальных исследований имитационной модели, на рисунке 8 осциллограммы звука в промывочной жидкости.

Таблица 1 – Данные экспериментальных исследований имитационной Из анализа таблицы 1 следует, что к оптимальному режиму бурения ближе режим №5, т.к. амплитуда звука при этом режиме минимальная. При этом величина управляющего сигнала +0,227 указывает на направление положительного регулирования, т.е. увеличения осевой нагрузки на долото. В режиме №6 направление регулирования отрицательное, т.е. необходимо уменьшить осевую нагрузку. Полученные данные не противоречат рассматриваемой модели механической скорости проходки при турбинном бурении.

минимальной энергии звука турбобура и долота, основанное на информации о частоте вращения вала турбобура и долота и осевой нагрузке на долото, позволяет реализовать оптимальные (с точки зрения механической скорости инструмента при оптимальной осевой нагрузке приводит к эффективному использованию ресурса долота и турбобура, что значительно улучшает технико-экономические показатели бурения скважин, и удешевляет процесс бурения скважин. Таким образом, разработанный способ является основой для автоматического регулирования режимом турбинного бурения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

углубления скважины являются звуки турбобура, долота, бурового насоса, ударов и трения бурильной колонны о стенки скважины. При этом информацию о режиме работы несут звуки турбобура и долота, а звук бурового насоса и ударов и трения колонны являются помехой. Установлено, что оптимальная нагрузка на долото для разрушения горной породы определяется по минимальному уровню энергии звука турбобура и долота при условии подавления помех.

Разработан и защищен патентами РФ (патент РФ 2333351, патент РФ 2456446, патент РФ 2443862) способ получения информации одновременно о частоте вращения вала турбобура и долота (n) и осевой нагрузки на долото (G) с забоя скважины по гидроакустическому каналу связи с использованием однополосную амплитудно-импульсную модуляция (АИМ) звука.

Разработан стенд для исследования звуковой однополосной амплитудно-импульсной модуляции (АИМ) звука режекторными фильтрами.

Доказано экспериментально, что:

- амплитуда звука в полосе частот f (280 – 500) Гц при использовании однокамерной конструкции режекторного фильтра уменьшилась на 8 дБ;

- амплитуда звука в полосе частот f (280 - 500) Гц при использовании двухкамерной конструкции режекторного фильтра уменьшилась на 14дБ.

Результаты исследований рекомендованы для разработки конструкций наземного акустического режекторного фильтра (НАРФ) – как подавителя помехи звука бурового насоса и управляемого акустического режекторного фильтра (УАРФ) – как амплитудно-импульсного модулятора звука турбобура и долота.

В процессе промысловых испытаний, проведенных на скважинах №1,2,3,5,8 куста 1, на буровой установке БУ 3000 ЭУК Северо-Тарасовского месторождения Пурпейского УБР, в процессе бурения наклонно-направленных скважин с турбобурами 3ТСШ1-195 с однокамерными четвертьволновыми резонаторами (режекторными фильтрами) доказано, что уменьшилось время бурения в среднем на 12% и увеличилась механическая скорость проходки на 21%.

На основании результатов испытаний сформулированы рекомендации по проектированию конструкций НАРФ и УАРФ для использования эффекта преобразования звука, выполненных в виде:

- кольцевых четырехкамерных конструкций НАРФ (геометрические размеры:

длина 1.8 м, внутренний диаметр 100 мм и внешний диаметр 165 мм), для размещения соосно на манифольдной линии с эффектом до 30 дБ в диапазоне 125 – 500 Гц из условия влияния помехи бурового насоса на информационный сигнал;

- винтовых четвертьволновых конструкций УАРФ (геометрические размеры:

длина 1,7 м, диаметром 30х25 мм) для встраивания в переводник над валом турбобура - осуществляющих амплитудно-импульсную модуляцию звука, генерируемого турбобуром и долотом.

Разработан критерий оптимизации режимов бурения скважин по минимальной энергии звука турбобура и долота в промывочной жидкости в бурильной колонне, позволяющий учитывать изменение параметров нагрузочной характеристики турбобура по одновременной информации о двух режимных параметрах – нагрузке и частоте вращения долота.

Впервые разработан алгоритм управления РПДЭ-3 по критерию оптимизации режимов бурения – минимальной энергии звука турбобура и долота в бурильной колонне учитывающий изменение нагрузочной характеристики турбобура в процессе бурения.

Основные положения диссертационной работы нашли отражение в следующих печатных работах:

1. Музипов Х.Н., Савиных Ю.А., Негомедзянова Г. А. (Хмара Г.А.) Способ контроля осевой нагрузки на долото по КПД бурения / Х.Н. Музипов, Ю.А.

Савиных, Г.А. Негомедзянова (Г.А. Хмара) // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2006. №12– С. 6-10.

2. Патент 2333351 RU, C1 Е21 В 44/00. Способ контроля осевой нагрузки на долото по кпд бурения [Текст] / Ю.А. Савиных, Г.А. Негомедзянова (Г.А.

Хмара), Х.Н. Музипов, А.Ю. Васильева; заявитель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» - № 2006142153/03;

заявл. 28.11.2006; опубл. 10.09.2008 – 12с.

3. Савиных Ю.А., Хмара Г. А. Звуковой канал связи для передачи технологических параметров при турбинном бурении / Ю.А. Савиных, Г.А.

Хмара // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 2010. №3 – С. 27-33.

4. Музипов Х.Н., Хмара Г. А., Савиных Ю.А. Управление нагрузкой на долото при турбинном бурении / Х.Н. Музипов, Г.А. Хмара, Ю.А. Савиных // Строительство и ремонт скважин: Материалы международной научнопрактической конференции и выставки. – Геленджик, 2010 г.

5. Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Контроль нагрузки на долото по информации АИМ звука при турбинном бурении / Г.А. Хмара, Ю.А. Савиных // Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании: Материалы Всероссийской научно-технической конференции с международным участием. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – С.119-123.

6. Патент 2443862 RU, C1 Е21 В 47/14. Способ получения забойной информации о частоте вращения вала турбобура [Текст] / Г.А. Хмара, Ю.А.

Савиных; заявитель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» - № 2010143939/03; заявл. 26.10.2010; опубл. 27.02.2012 – 8с.

7. Патент 2456446 RU, C1, Е21 В 44/00, Е21 В 47/14. Способ контроля осевой нагрузки на долото при турбинном бурении [Текст] / Г.А. Хмара, Ю.А.

Савиных; заявитель Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» - № 2010152874/03; заявл. 23.12.2010; опубл. 20.07.2012 – 10с.

8. Хмара Г. А., Савиных Ю.А. Способ передачи забойной информации акустическими метками при турбинном бурении / Г.А. Хмара, Ю.А. Савиных // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 2010. №4 – С. 33-40.

9. Хмара Г.А., Савиных Ю.А., Музипов Х.Н. Способ контроля нагрузки на долото амплитудно-импульсной модуляцией звука в процессе турбинного бурения / Г.А. Хмара, Ю.А. Савиных, Х.Н. Музипов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2011. № 6 – С. 2-3.

10. Савиных Ю.А., Музипов Х.Н., Хмара Г.А., Дианов И.В. Способ контроля динамического уровня жидкости в скважине для управления погружным электронасосом / Ю.А. Савиных, Х.Н. Музипов, Г.А. Хмара, И.В.

Дианов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 2011. № 10 – С. 3-5.

11. Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Использование амплитудно-импульсной модуляции технологического звука для передачи информации при турбинном бурении / Г.А. Хмара, Ю.А. Савиных // Высокие технологии, фундаментальные технологии, экономика: сборник статей двенадцатой международной научнопрактической конференции. – С-Пб: Издательство Политехнического университета, 2011. – С. 304-305.

12. Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Совершенствование технологии турбинного бурения скважин / Г.А. Хмара, Ю.А. Савиных // Материалы Международного научно-практического форума, посвященного 50-летию открытия нефти и газа на территории Томской области и 60-летия нефтегазового образования в Сибири 25-26 сентября 2012г. – Томск: Из-во Томского политехнического университета, 2012. – С. 180-183.

13. Савиных Ю.А., Хмара Г.А. Повышение эффективности турбинного бурения на основе акустической информации: монография / Ю.А. Савиных, Г.А.

Хмара. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. – 114 с.

14. Хмара Г.А., Савиных Ю.А. Разработка и исследование регулирования режима бурения с использованием энергетических характеристик звука / Г.А.

Хмара, Ю.А. Савиных // Нефть и газ Западной Сибири: материалы международной научно-технической конференции. Т. 2. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2013. – С.42-49.

Подписано в печать 19.11.2013. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л. 1,5.

Библиотечно-издательский комплекс государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет».

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

Типография библиотечно-издательского комплекса.