Чтобы лучше понять основную причину возникновения торсионной вибрации инструмента, за последнее время были выдвинуты три предположения. В трудах [12] указывалось, что вибрация при бурении может быть связана с изменением момента трения в скважине (момент трения, возникающий в результате пятна контакта между бурильной колонной и стволом скважины или взаимодействия породоразрушающего инструмента с породой). Однако в [8] предполагалось, что уменьшение крутящего момента на породоразрушающем инструменте с увеличением скорости вращения было основной причиной прерывистого вращения, наводимой породоразрушающим инструментом. Данное предположение было подтверждено путем проведения статистического анализа 300 различных породоразрушающих инструментов. В трудах [14] такой эффект породоразрушающего инструмента при уменьшении крутящего момента называется «отрицательным демпфирующим эффектом». Была проведена серия экспериментальных исследований основных причин возникновения вибраций породоразрушающего инструмента. Предположено, как спроектировать породоразрушающий инструмент для уменьшения вибраций прерывистого вращения. Снижение крутящего момента породоразрушающего инструмента с увеличением скорости вращения также наблюдалось в работах [15]. Однако были мнения, что уменьшение крутящего момента с увеличением скорости вращения является не основной причиной, а следствием прерывистого вращения. Такую модель назвали моделью Ричарда — Жерме — Детурнея (РЖД). В модели РЖД вибрация при бурении может быть вызвана породоразрушающим инструментом и/или бурильной колонной [16]. Момент трения, возникающий в результате контакта между бурильной колонной и стволом скважины, ответствен за вызываемую бурильной колонной вибрацию прерывистого вращения. Режущий момент породоразрушающего инструмента, возникающий при взаимодействии его с породами, отвечает за вызываемую вибрацию на породоразрушающем инструменте.

Существует несколько методов уменьшения вибраций. Эти методы можно разделить на три категории: оптимизация параметров бурения, оптимизация компоновки низа бурильной колонны (КНБК) иоптимизация конструкции породоразрушающего инструмента. Рассмотрим каждый из методов.

Исходя из вышеизложенного, актуальность разработки скважинной автономной виброизмерительной аппаратуры, предназначенной для регистрации крутильных и продольных вибраций, не вызывает никаких сомнений, так как, несмотря на усилия, сосредоточенные на понимании первопричины возникновения данных вибраций и решения их, на сегодня лучшим решением этой проблемы является измерение вибраций в скважине с помощью измерительных датчиков, расположенных рядом с породоразрушающим инструментом, и передачи на поверхность сигналов, характеризующих процесс бурения [3][6].

Скважинная автономная виброизмерительная аппаратура, предназначенная для регистрации крутильных и продольных вибрационных смещений бурильных труб и породоразрушающего инструмента в геолого-разведочных скважинах, имеет диаметр 59 мм и более. Она состоит из датчика колебаний, блока включения и блока питания. Все узлы прибора собираются в цилиндрических корпусах и присоединяются последовательно друг к другу специальными разъемами. Собранный прибор помещается в гильзу, имеющую нижнюю крышку с отверстиями для прохода промывочной жидкости и верхнюю, с герметизирующим устройством.

Чувствительные элементы прибора представляют собой квазиупругую систему, состоящую из массы и пружины. На рисунках 1 и 2 изображены датчики крутильных и продольных колебаний. Основными их элементами являются маховик с двумя спиральными пружинами у датчика крутильных колебаний и подвес на винтовой пружине у датчика продольных колебаний. Датчик крутильных колебаний имеет успокоитель сухого трения с регулируемой величиной степени успокоения. Он состоит из опорной шайбы, прижимного диска и упругой прокладки. В датчике продольных колебаний успокоение осуществляется за счет трения в подвижной системе. Записывающее устройство датчика крутильных колебаний монтируется непосредственно в его корпусе. Записывающее устройство продольных колебаний (рис. 2, фиг. 2) выполнено отдельным узлом. Запись выполняется на магнитном носителе.

На рисунке 3 изображен датчик крутильных колебаний с уменьшенной боковой чувствительностью. Он предназначен для регистрации крутильных колебаний в условиях воздействия на бурильную колонну сильных продольных колебаний. Особенностью датчика, отличающей его от подобных конструкций, является то, что его корпус соединен с направляющей втулкой шпонкой и может совершать в ней продольные колебательные движения на винтовой пружине. Эта особенность обеспечивает сохранение постоянного значения величины степени успокоения в процессе регистрации колебаний, что способствует повышению качества записи.

Блок включения (рис. 4) состоит из собственного вибрационного включателя, имеющего подпружинный маховик и контакты с регулируемым зазором, реле постоянного тока и электрического конденсатора, шунтирующего обмотки реле. Электрическая схема прибора изображена на рисунке 5. При регистрации высокочастотных низкоамплитудных колебаний зазоры между контактом маховика и пружинными контактами не должны превышать 0,5 мм. При регистрации колебаний с большими амплитудами (2А ≥ 5°) зазор может быть увеличен до 1 мм, что позволит сократить количество самопроизвольных включений от толчков и ударов при спуске прибора в скважину.

Блок питания (рис. 6) представляет собой литиевую батарею последовательно соединенных элементов, расположенных в стальном корпусе.

Прижатие элементов друг к другу обеспечивается нижней пробкой. Для предотвращения раздавливания элементов между ними устанавливаются раздельные кольца.

Движение чувствительного элемента низкочастотного прибора описывается известным уравнением [2]:

x'' + 2x'ε + ω02x = axsinωt, (1)

где x — перемещение чувствительного элемента; ε — половина приведенного коэффициента успокоения; ω0 — частота собственных колебаний системы; ω — частота вынужденных колебаний; a — амплитуда перемещений.

При установившемся движении [2]:

(2)

Если ω0 ≪ ω и 2ε ≪ ω, x = asinωt = y, где y — перемещение объекта.

Регистрация колебаний начинается одновременно с началом вращения снаряда. Примеры приведены на рисунках 7 и 8. Срабатывание включателя происходит от действия крутильных колебаний. Собранный прибор (в гильзе) может быть установлен в любом месте колонны бурильных труб или в колонковом снаряде.

В рабочем диапазоне частот (от 4 до 100 Гц) ошибки измерений не должны превышать 10%.

Погрешности прибора определяются инерционными или динамическими ошибками, а также ошибками, возникающими от тряски и ударных нагрузок. Различаются ошибки по амплитуде и фазе. В большинстве случаев регистрации колебательных движений в скважине результирующие колебательного процесса не являются гармоническими. Периодические колебания, а иногда и случайные, могут быть разложены на ряд гармонических составляющих. Ошибка по фазе и относительная ошибка по амплитуде для каждой составляющей определяется по известным выражениям [2]:

(3)

где β — относительное изменение амплитуды; D — степень успокоения; gi = ω0 /ωi.

Пользуясь способом пассивной коррекции, динамические ошибки можно свести к минимуму уже при частоте колебаний исследуемого процесса 2,5—3 Гц. Более высокие составляющие будут записываться с незначительными погрешностями, которые в общем случае можно не принимать во внимание.

При сильных помехах, возникающих при превышении критической скорости вращения колонны, пассивная коррекция не может обеспечить нужной точности измерений. В этом случае необходимо тщательно стабилизировать прибор в скважине и применять датчики с уменьшенной боковой и ротационной чувствительностью.

В заключение необходимо отметить, что в процессе бурения особую опасность для скважинного оборудования представляют вибрации, приводящие в случае их критического значения к авариям в скважине. Это, в свою очередь, вызывает непроизводительность времени и экономический ущерб. Соответственно, чтобы добиться максимальной экономической эффективности, необходимо спроектировать отечественную и недорогостоящую скважинную автономную виброизмерительную аппаратуру, предназначенную для регистрации крутильных и продольных вибрационных смещений бурильных труб и породоразрушающего инструмента в геолого-разведочных скважинах.

Овезов Б.А. — разработал концепцию статьи, подготовил текст статьи, окончательно утвердил публикуемую версию статьи и согласен принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Щербакова К.О. — провела анализ возникновения торсионных вибраций, выполнила чертежи, выполнила перевод на английский язык и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Календарова Л.Р. — провела оценку методам снижения уровня вибраций при бурении, согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Петина В.А. — рассчитала ошибку по фазе и относительную ошибку по амплитуде, согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Batyr A. Ovezov — developed the concept of the article, prepared the text of the article, finally approved the published version of the article and agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Kseniia O. Shcherbakova — analyzed the occurrence of torsional vibrations, completed the drawings, completed the English translation and agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Leili R. Kalendarova — evaluated methods to reduce vibration levels while drilling, agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Victoria A. Petina — calculated phase error and relative amplitude error, agrees to take responsibility for all aspects of the work.