Реферат на тему бурильная колонна
Обновлено: 04.07.2024
Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов – бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке – подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.
Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются.
Свеча длинной 24-26 м (при глубине бурения 5000 м и более могут использоваться бурильные свечи длиной 36-38 м с буровой вышкой высотой 53-64 м) составляется из двух, трех или четырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и м . В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается.
В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.
В состав бурильной колонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто – металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда – специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение.
Для управляемого искривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонной включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны.
3. Назначение буровых растворов . Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов
3.1 Функции бурового раствора
Растворы выполняют функции от которых зависит не только результат и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Успешное выполнение этих функций - обеспечивает быстрое углубление , сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивности данного пласта. Все эти функции зависят от взаимодействия раствора с проходимыми породами и характером взаимодействия природой и составом дисперсионной среды. По составу данной среды растворы подразделяются на три типа: растворы на водной основе; растворы на нефтяной основе и газообразные агенты. Состав бурового раствора подбирается в соответствии с типом грунта, диаметром трубопровода, протяженностью скважины и другими факторами.
3.2 Требования к буровым растворам
Буровые растворы по применению можно расположить в следующий ряд: аэрированная вода, буровой раствор на водной основе, буровой раствор на углеводородной основе. Однако раствор подбирают с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения. Одними из основных требований к буровым растворам всех типов, а прежде всего к растворам на водной основе, с помощью которых буриться основной объем скважин.
Для обеспечение большего результата ожидаемого от бурового раствора, предъявляют следующие требования:
· Жидкая основа должна быть маловязкой и иметь наибольшее поверхностное натяжение на границе с горными породами.
· Концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть как можно меньше, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы как можно больше.
· Раствор должен быть недиспергирующимся под влиянием изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели.
· Буровой раствор должен быть химически нейтрален по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их диспергирование и набухание
· Растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях.
Успешное выполнение этих требований зависит во многом от геолого-технических условий бурения. В каждом конкретном случаи нужна выбирать тот или иной раствор с учетом технических параметров буровой установки, оперативности снабжения ее материалами, квалификация работников, географическое местоположение скважины.
ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Реферат по теме:
Введение
Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) – понятие, которое включает в себя комплекс внутрискважинного оборудования, расположенного в нижней части бурильной колонны. В состав такого комплекса включаются утяжеленные бурильные трубы, забойный двигатель, породоразрушающий инструмент, а также системы телеметрии, инструменты для центрирования и калибрования и прочие технологические устройства [1].
С увеличением зенитного угла осевая составляющая веса КНБК уменьшается, а силы трения, напротив, увеличиваются, в связи с чем при больших зенитных углах могут возникать трудности с созданием необходимой нагрузки на долото. Такая ситуация возникает при бурении горизонтальных стволов скважин. Поэтому КНБК должна располагаться на участке с минимальным зенитным углом, исключая вертикальный участок и участок набора зенитного угла. В противном случае обычные бурильные трубы работали бы в тяжелых условиях – под действием больших сжимающих нагрузок. Поэтому КНБК (без забойного двигателя) и буровое долото с забойным двигателем (бурение в интервалах с большими зенитными углами в России ведется главным образом с использованием забойных двигателей) располагаются в различных интервалах, и термин КНБК перестает соответствовать своему назначению в смысле направляющего участка бурильной колонных [2].
При бурении скважин применяются следующие основные способы обеспечения вертикальности ствола:
• сохранение имеющегося незначительного зенитного угла ствола скважины за счёт центрирования нижней части КНБК путём размещения центрирующих на оптимальном расстоянии от долота;
• активное уменьшение искривления ствола за счёт отклоняющей силы или • изменения направления оси долота [3].
Виды компоновок низа бурильной колонны определяются на основе целей применения конструкции [1].
Основные принципы компоновки низа бурильной колонны
Методика проектирования компоновки бурильных колонн распространяется на колонны, составленные из новых (I класс) и частично изношенных (II, III классы) бурильных труб (БТ). В случае использования БТ II или III класса изменяются по сравнению с I классом только значения несущей способности труб при сохранении тех же значений, геометрических, массовых характеристик и нормативных запасов прочности.
Компоновка бурильной колонны (КБК) состоит из колонны бурильных труб (КБТ) и компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК). КБТ может быть составлена из одинаковых по своим номинальным характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности или марке стали, типоразмеру замков) труб либо из их комбинации.
Последовательно соединенные между собой бурильные трубы одного и того же наружного диаметра, толщины стенки и материала образуют ступени бурильной колонны. Если КБТ составлена из одних и тех же по номинальным характеристикам труб, она называется одноступенчатой, в противном случае – многоступенчатой.
Диаметр, толщина стенок труб и длина ступеней определяются исходя из двух условий:
– обеспечения требуемой прочности КБК во всех ее частях;
– приемлемых гидравлических характеристик труб в скважине .
Способ составления КБК выбирается с учетом следующих факторов:
– способ бурения (режим вращения бурильной колонны); – конструкция и глубина скважины;
– ожидаемый объем СПО;
– геологические условия (возможные осложнения и др.);
– имеющийся на буровом предприятии парк бурильных труб, их номинальные характеристики и фактическое состояние (класс труб), стоимость труб, удобство работы с трубами (захват и удерживание их элеваторами или клиновыми захватами, свинчивание/развинчивание замковых соединений труб разного диаметра, распознавания труб, изготовленных из различных сталей, в условиях буровой).
При бурении с постоянным вращением труб предпочтение отдается (при прочих равных условиях) прочностным характеристикам труб, соответственно КБТ обычно составляется из стальных труб, а при бурении ГЗД – герметичности труб, причем основная часть КБТ, расположенная на расстоянии 300–500 м от забоя, может быть составлена из ЛБТ. КБТ должна быть составлена таким образом, чтобы: – противостоять действию всех рассмотренных выше видов нагрузок; – обеспечивать нормативные запасы прочности во всех своих частях; – иметь в то же время минимальную массу; – быть экономичной. Проектирование КБК ведется в определенной последовательности.
Для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений в соответствии с диаметром скважины формируют ступени бурильной колонны (определяются их длины, значение всех подходящих наружных диаметров труб). В зависимости от конструкции скважины, способа и условий бурения с учетом приоритета труб и их наличия производится выбор типоразмеров БТ.
Бурильные трубы располагаются в следующей последовательности:
– по типам БТ: в зависимости от способа бурения; внутри каждого типа;
– по возрастанию толщины стенки или наружного диаметра;
– внутри группы БТ с одной толщиной стенки или наружного диаметра;
– по возрастанию группы прочности материала;
– внутри каждой группы прочности БТ: по возрастанию наружного диаметра замкового соединения.
Подготовленная последовательность труб проверяется на соответствие: диаметру обсадной колонны, наружного диаметра тела трубы, наружного диаметра замковых соединений внутренним диаметрам соответствующих интервалов скважины (или ранее спущенной обсадной колонны). Далее путем их последовательного перебора составляется предварительная компоновка колонны, включая компоновку низа бурильной колонны, с учетом приведенных выше рекомендаций.
Виды Компоновок низа бурильной колонны для бурения горизонтальных скважин.
При размещении КНБК в наклонно-прямолинейном стволе скважины долото разрушает забой скважины в осевом и поперечном направлении под действием осевой нагрузки и отклоняющей силы на долоте. Отклоняющая сила численно равна поперечной реакции (F) стенки скважины на долоте, но противоположна по направлению. Кроме того, за счёт изгиба нижней части бурильной колонны ось долота в общем случае не совпадает с осью ствола скважины, другими словами, долото при этом расположено в скважине по отношению к её оси с перекосом. Таким образом, на правление бурения определяется отклоняющей силой (F) и углом (Δ) перекоса долота. За счёт фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота и несовпадения оси долота с осью скважины её ствол отклоняется от прямолинейного направления.
Выделяют два основных типа КНБК - жесткие и отвесные . Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе омпоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, а также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.
Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость.
Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей дине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины.
Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.[5]
При выполнении условий долото будет разрушать горную породу только в направлении оси скважины, что обеспечит стабилизацию направления бурения скважины (рисунок 1). Для этого диаметр центратора должен быть несколько меньше диаметра долота, а длина направляющей секции КНБК соответствовать расчётному значению. При равенстве нулю не только отклоняющей силы на долоте, но и угла его перекоса горная порода будет разрушаться только в направлении оси ствола скважины или касательной к оси искривлённого интервала скважины. Проектирование КНБК предполагает определение длины секций и диаметра опорных элементов, при которых выполняются поставленные условия на долоте и которые принято называть критерием оптимизации.
Рисунок 1. Нестабильное и стабильное направление бурения скважины.
На основании расчётных оптимальных размеров КНБК необходимо определить расположение центратора с учётом размеров долота, калибратора и других технологических элементов КНБК. При бурении роторным способом определяется длина переводникаудлинителя (отрезка УБТ), который необходимо установить между центратором и долотом или калибратором, если последний включается в состав КНБК, таким образом, чтобы длина направляющего участка равнялась расчётному (LОП) оптимальному значению (рисунок 2) [4].
– длина переводника-удлинителя, м;
– высота долота, м;
– длина наддолотного калибратора, м;
– длина центратора, м.
Рисунок 2. Компоновка низа бурильной колонны.
При бурении забойным двигателем и использовании передвижных центраторов место установки (расстояние от торца наддолотного переводника вала шпинделя до центратора) нижнего центратора на корпусе забойного двигателя определяется из выражения:
– расстояние от нижнего торца наддолотного переводника вала шпинделя забойного двигателя до центратора, м;
– расчётная длина направляющей секции КНБК, м;
– высота долота, м;
– длина наддолотного калибратора, м;
– длина центратора, м.
Расчет забойного двигателя-отклонителя.
У забойного двигателя-отклонителя между секцией шпинделя и рабочей секцией расположен искривлённый переводник или механизм искривления. В соответствии с заданным радиусом (R) кривизны ствола скважины рассчитывается необходимый угол (Δ) изгиба искривлённого переводника или механизма искривления по формуле:
где R - радиус кривизны ствола скважины, м;
, - длина нижней и верхней секций забойного двигателяотклонителя соответственно, м;
Δ – угол перекоса искривлённого переводника, град.;
D, d - диаметр скважины и корпуса забойного двигателяотклонителя соответственно, м.
При этом необходимо выполнение следующих условий. Длина каждой секции должна быть меньше длины ( ) жёсткого звена КНБК, которая определяется из выражения:
где D, d – диаметр долота и секции забойного двигателя соответственно, м;
EJ – жёсткость на изгиб секции забойного двигателя, кН*м2;
g – поперечная составляющая веса единицы длины секции забойного двигателя, кН/м.
Максимальная длина ( ) шпинделя с долотом, при которой обеспечивается его вписывание в искривлённый ствол скважины с радиусом кривизны:
Рабочая секция забойного двигателя-отклонителя также должна вписываться в искривлённый ствол скважины без деформации, и её длина ( ) должна удовлетворять соотношению:
Примеры КНБК для наклонных участков.
Рисунок 3. Набор кривизны.
Рисунок 4. Прямолинейный наклонный ствол.
Рисунок 5. Участок добуривания (под кондуктор), проведение исправительных работ.
Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!
Бурильная колонна 1. Назначение и условия работы бурильной колонны Связующим звеном между находящимся на поверхности буровым оборудованием и инструментом для разрушения породы является бурильная колонна. Она имеет многофункциональное назначение и может использоваться для:
1. направления ствола скважины;
2. создания нагрузки на долото и передачи ему вращательного движения;
. восприятия крутящего момента при способе бурения забойными двигателями;
. подачи бурового раствора в забой;
. подъема и спуска забойных двигателей и долота;
. исследования пластов и др.
. проведения вспомогательных работ (проработка, расширка и промывка ствола скважины, ловильные работы и др.).
В случае возникновения аварийных ситуаций и других осложнений в скважине она служит обсадной колонной. А с применением вставного долота - каналом для его спуска.
Из-за большой протяженности бурильной колонны, при любом способе бурения, разные ее участки испытывают различные нагрузки: сжатие, кручение, растяжение, давление, продольный и поперечный изгиб. Наибольшая нагрузка растяжения приходится на самую верхнюю трубу при подъеме колонны. При способе бурения с промывкой растягивающую нагрузку увеличивает поток жидкости внутри трубы. Жидкость в затрубном пространстве наоборот, снижает ее.
Трение о стенки скважины выступающих частей колонны, прилипание ее гладких частей к глинистой корке увеличивают силу трения. Не меньше сила сопротивления увеличивается за счет кривизны ствола скважины, резких сужений.
Динамические нагрузки на бурильную колонну, которые определяют долговечность и прочность забойного двигателя, долота и бурильной трубы, наиболее тяжело учитывать. На вал забойного двигателя, низ колонны и долото эти нагрузки давят вследствие взаимодействия долота и забоя. На дальние участки колонны динамические силы действуют в процессе пульсации давящего бурового раствора, работы долота и забойного двигателя.
Причиной поперечных, продольных и крутильных колебаний очень разнообразны. В ухабистых забоях возникают продольные низкочастотные колебания. А высокочастотные колебания малой амплитуды обусловлены перекатыванием шарошек долота, скачкообразным разрушением породы и т.п.
Уводят долото в сторону поперечные силы, к которым приводит нестабильное сопротивление разрушения породы шарошками, зубьями. При этом возникает косой удар, который вызывает поперечные колебания.
Требования, предъявляемые к бурильной колонне
Требования, предъявляемые к бурильной колонне, обусловлены технологическими особенностями способа бурения, которые определяют условия работы, а так же геологическими особенностями разреза скважины. Исходя из этого, разрабатывают рациональную конструкцию и подбирают наиболее подходящий материал для изготовления колонны.
Независимо от условий работы, должен выполняться проектный режим бурения, обеспечиваться устройство скважины проектной глубины с высокими техническими и экономическими показателями без каких-либо осложнений. Поэтому компоновка колонны обязана иметь высокую прочность своих составных элементов, способную выдерживать возможные нагрузки: ударные, инерционные, вибрационные, а так же избыточные давления - наружные и
- Для учеников 1-11 классов и дошкольников
- Бесплатные сертификаты учителям и участникам
Описание презентации по отдельным слайдам:
Бурение
нефтяных и газовых скважин
Балаба Владимир Иванович
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
4. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА
Фрагменты презентации
Балаба В.И.
2
4.1. Назначение и конструкция бурильной колонны
Бурильная колонна (БК) - непрерывная многозвенная система инструментов между вертлюгом на поверхности и долотом на забое скважины.
Иногда в состав бурильной колонны включают также долото и забойный двигатель и выделяют колонну бурильных труб как часть бурильной колонны.
Балаба В.И.
3
БК в процессе углубления ствола скважины выполняет следующие функции:
• передает мощность от поверхностного привода к долоту и сообщает ему вращательное движение,
создает нагрузку на долото;
• служит каналом подачи циркуляционного агента к забою;
• воспринимает реактивный момент при работе забойного двигателя;
• обеспечивает проведение скважинных исследований (например, исследование пластов);
Балаба В.И.
4
БК в процессе углубления ствола скважины выполняет следующие функции:
• обеспечивает выполнение специальных работ по ликвидации аварий в скважине (освобождение и извлечение прихваченного инструмента, подъем оставшихся на забое металлических предметов и т.д.).
• при бурении электробуром служит каналом, в котором закрепляется кабельный токоподвод.
При креплении скважины бурильную колонну используют для секционного спуска обсадных колонн, установки цементных мостов.
Балаба В.И.
5
Конструкция бурильной колонны
1 – верхний переводник ведущей трубы;
2 – ведущая труба;
3 – нижний переводник ведущей трубы;
4 – предохранительный переводник ведущей трубы;
5 – муфта замка,
6 – ниппель замка;
7 – бурильные трубы;
8 – протектор;
9 – переводник на утяжеленные бурильные трубы (УБТ);
10 – УБТ;
11 – центратор;
12 – наддолотный амортизатор;
13 – калибратор
Балаба В.И.
6
Бурильная колонна
Основные элементы бурильной колонны:
ведущая труба, бурильные трубы с присоединительными замками, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).
Вспомогательные элементы:
переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы, а также элементы технологической оснастки БК (например, перепускные и обратные клапаны, предохранительные переводники, шламометаллоуловители и др.).
Балаба В.И.
7
4.2.2. Бурильные трубы
В глубоком бурении применяют горячекатаные бесшовные стальные (СБТ) и легкосплавные (ЛБТ, АБТ) бурильные трубы с номинальными диаметрами (60, 73, 89, 102), 114, 127 и 140 мм. Толщина стенок труб от 7 до 11 мм, длина 11,5 м.
(в партии труб допускается до 25% труб длиной 8 м и до 8% – длиной 6 м).
Балаба В.И.
8
Бурильные трубы
Балаба В.И.
9
4.2.3 Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)
Предназначены для:
• повышения жесткости бурильной колонны в сжатой ее части;
• увеличения веса компоновки, создающей нагрузку на долото.
К УБТ предъявляются повышенные требования по прямолинейности, соосности и сбалансированности.
Балаба В.И.
10
Утяжеленные бурильные трубы
Три типа УБТ:
1) горячекатаные из сталей групп прочности Д и К (УБТ);
2) сбалансированные УБТС-1 из стали марки 40ХН2МА (т = 650 МПа) с термообработкой по всей длине;
3) сбалансированные УБТС-2 с термообработкой концов трубы.
УБТ
УБТС-1
Балаба В.И.
11
Выбор длины УБТ
Вес УБТ должен на 25% превышать нагрузку на долото РУБТ = 1,25 Рд
(на 17,5% с учетом выталкивающей силы промывочной жидкости).
lУБТ = 1,175 Рд/[qУБТ (1- ж/ст) g],
где lУБТ – длина УБТ, м; Рд – нагрузка на долото, Н; qУБТ - масса 1 м УБТ, кг; ж – плотность промывочной жидкости, кг/м3; ст - плотность материала УБТ, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
Балаба В.И.
12
4.3. Вспомогательные элементы бурильной колонны
Переводник
переходный ПП
4.3.1. Переводники
Переводник
муфтовый ПМ
Переводник
ниппельный ПН
L = 300-670 мм, D = 95-254 мм
Балаба В.И.
13
4.3.2. Протектор
Предназначен для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а также обсадной колонны от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.
L = 192-270 мм, D = 150-202 мм, М = 6,1-8,8 кг
Балаба В.И.
14
4.3.3. Центратор
Опорно-центрирующий элемент в составе КНБК, служащий промежуточной опорой БК о стенки скважины. Обеспечивает уменьшение прогиба КНБК. Выполняются с прямыми ребрами (длина опорной поверхности центратора примерно 0,5 м) и со спиральными ребрами.
Балаба В.И.
15
4.3.4. Стабилизатор
Опорно-центрирующий элемент для сохранения соосности большого участка бурильной колонны в стволе скважины. От центратора он отличается большей длиной, которая примерно в 20–30 раз превышает диаметр. В качестве стабилизатора используют, например, квадратную ведущую трубу с армированными твердым сплавом ребрами.
Функции стабилизатора может выполнять компоновка УБТ с несколькими близко установленными центраторами.
Балаба В.И.
16
4.3.5. Калибратор
Породоразрушающий инструмент для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ствола скважины в случае износа долота. Калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота. По вооружению калибраторы подразделяются на шарошечные, лопастные (твердосплавные) и алмазные.
Балаба В.И.
17
4.3.6. Амортизатор наддолотный (забойный демпфер)
Устанавливают в БК между долотом и УБТ для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины.
Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса работы БК, повышению стойкости долота и позволяет поддерживать режим бурения.
Балаба В.И.
18
Амортизатор наддолотный
По принципу действия и конструкции выделяют демпфирующие устройства двух типов:
• амортизаторы-демпферы механического действия, включающие упругие элементы (стальная пружина, резиновые кольца или шары, другие элементы);
• виброгасители-демпферы гидравлического или гидромеханического действия (поглотители гидравлических ударов, гидроакустические ловушки и др.).
Балаба В.И.
19
4.4. Условия работы БК в скважине
Наиболее существенные факторы:
• величина и характер действующих нагрузок;
• концентрация напряжений в местах сопряжения элементов БК;
• коррозионное воздействие среды;
• абразивное воздействие стенок скважины и БШ;
• трение БК об обсадную колонну;
• колебательные процессы и резонансные явления в бурильной колонне.
В процессе бурения БК подвергается действию статических, динамических и переменных (в т.ч. циклических) нагрузок.
Балаба В.И.
20
Основные нагрузки на БК
Балаба В.И.
21
Основные нагрузки на БК
Балаба В.И.
22
4.5. Проектирование бурильной колонны
4.5.1. Требования к БК
Бурильная колонна должна:
1) быть прочной во всех ее частях, по возможности легкой и в тоже время обеспечивать создание достаточных осевых нагрузок на долото;
2) не допускать самопроизвольного искривления или отклонения ствола скважины от заданного направления;
3) быть герметичной и обеспечивать циркуляцию БПЖ с минимальными гидравлическими потерями;
Балаба В.И.
23
Требования к БК
4) обеспечивать быстрое свинчивание-развинчивание и надежное крепление труб и других элементов колонны между собой. Резьбовые соединения должны обеспечивать взаимозаменяемость, иметь прочность, не уступающую прочности тела трубы, противостоять действию ударных и постоянно меняющихся по величине знакопеременных нагрузок.
Балаба В.И.
24
4.5.2. Структура БК
Одноразмерной (одноступенчатой) называется БК, составленная из труб одного наружного (номинального) диаметра, многоразмерной (многоступенчатой) - из труб двух (двухразмерная) и более номинальных диаметров.
Участок БК, составленный из труб одного наружного диаметра называется ступенью.
Участок БК, составленный из труб одного наружного диаметра, с одинаковыми толщиной стенки, конструкцией резьбового соединения и группой прочности металла называется секцией.
Балаба В.И.
25
Структура БК
Балаба В.И.
26
4.5.3. Задачи проектирования БК
а) выбор диаметральных размеров и конструкции (типов) ее элементов;
б) определение необходимого числа ступеней и длины секций на основе принципа условной равнопрочности всех участков и элементов бурильной колонны по отношению к основным действующим нагрузкам;
в) проверка на прочность в клиновом захвате верхней трубы каждой секции при спуске колонны;
Балаба В.И.
27
Задачи проектирования БК
г) проверка на прочность бурильных труб, расположенных у устья скважины, при действии внутреннего избыточного давления, а нижней трубы при действии избыточного наружного давления циркуляционного агента;
д) проверка на выносливость бурильных труб, находящихся под действием переменных напряжений изгиба и постоянных напряжений растяжения;
е) определение необходимых крутящих моментов свинчивания резьбовых соединений бурильной колонны.
Балаба В.И.
28
4.5.4. Выбор диаметров труб и обоснование КНБК
Диаметр бурильных труб и УБТ выбирают на основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб, УБТ и забойного двигателя с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение. Жесткость наддолотного комплекта УБТ должна быть не ниже жесткости обсадной колонны, которую затем предстоит спустить в данный интервал.
Балаба В.И.
29
Выбор диаметров труб и обоснование КНБК
Чтобы избежать опасной концентрации напряжений в месте соединения БТ с УБТ, отношение наружных диаметров бурильных труб и УБТ принимают не менее 0,75.
При меньшей величине соотношения над КНБК включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра.
Диаметр УБТ нижней секции не должен превышать диаметра забойного двигателя.
Балаба В.И.
30
4.6. Принципы расчета бурильной колонны
БК рассчитывают на статическое нагружение от совместного действия нормального (растягивающего) р, касательного и изгибающего изг напряжений.
Условие прочности в общем виде (для наклонно направленной скважины) имеет вид:
Здесь т - предел текучести материала бурильных труб, Па;
Kзап - коэффициент запаса прочности
Балаба В.И.
31
Принципы расчета БК
В соответствии с п. 2.6.21. Правил Kзап для роторного бурения не менее 1,5, для бурения забойными двигателями - 1,4.
В вертикальных скважинах изг пренебрежимо мало, поэтому:
В расчетах используют упрощенный вариант этого условия:
Здесь 1,04 - коэффициент, учитывающий касательные напряжения.
Балаба В.И.
32
4.7. Эксплуатация бурильных труб
Основные требования:
соблюдение оптимальных соотношений между номинальными диаметрами БТ, УБТ и долота;
использование комплекта УБТ, создающего требуемую нагрузку на долото за счет собственного веса и разгружающего БТ от продольных сжимающих усилий;
использование спиральных и квадратных УБТ в случае повышенных требований к стабилизации низа БК;
Балаба В.И.
33
Эксплуатация бурильных труб
профилактика резонансного усиления колебательных процессов в БК;
систематический контроль износа БТ и замков к ним, УБТ и переводников и их резьбовых концов;
учет работы БТ и своевременное заполнение паспортов на комплекты труб;
своевременная выбраковка БТ, имеющих чрезмерный износ или недопустимую стрелу прогиба.
Читайте также: