Специальные элементы бурильной колонны

Переводники

Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360-82 разделяются на три типа:

1) Переводники переходные (ПП), предназначенные для перехода от резьбы

одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.

2) Переводники муфтовые (ПМ) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.

3) Переводники ниппельные (ПН) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.

Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.

ГОСТ 7360-82 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения. Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).

Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения - твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), «Славутич» (КС).

Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.Стабилизаторы имеют длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.

Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра - перфорированный патрубок, в котором задерживаются 'примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.

Наддолотный амортизатор (забойный демпфер) устанавливают в бурильной колонне между долотом и УБТ для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса работы бурильной колонны, повышению стойкости долота и позволяет поддерживать режим бурения.

Демпфирующие устройства классифицируют по энергоемкости и демпфирующей способности. Энергоемкость определяется наибольшим количеством потенциальной энергии, которое способен аккумулировать упругий элемент демпфера. Под демпфирующей способностью понимается доля необратимо поглощенной энергии. Некоторые сорта технической резины за цикл могут поглощать 40—70 % энергии.

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.).

Имеется опыт использования секции АБТ, введенной в КНБК, в качестве широкополосного виброгасителя. Для гашения вибраций расстояние от нижнего конца секции до долота должно соответствовать одной трети длины волны.

Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.

5.3. Условия работы бурильной колонны

Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.

При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него - напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.

Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.

При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.

Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.

Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов.неподвижно лежащей на стенке скважины БК. и размыва резьбовых соединений и стенок труб.

5.4. Комплектование и эксплуатация бурильной колонны

Элементы бурильной колонны готовят к эксплуатации на трубных базах. Снимают предохранительные детали с резьбы, очищают резьбу и контролируют ее качество гладкими и резьбовыми калибрами, производят дефектоскопию и толщинометрию труб, сборку труб с замками.

Процесс сборки заключается в селективном подборе деталей замка к трубам, нагреве их в индукционных печах до температуры 380-400⁰С и последующем навинчивании вручную до нанесенной на трубе метки. При качественной сборке бурильных труб с замками проверка герметичности резьбового соединения опрессовкой необязательна.

Бурильные трубы собираются в комплекты. В комплект включают трубы одного типоразмера, одной группы прочности и одного завода-изготовителя. Длину комплекта обычно выбирают равной глубине скважины плюс 5-10%. Комплекту присваивается порядковый номер, а трубам – номера внутри комплекта. На комплект составляется в 2 экземплярах паспорт-журнал.

Во время эксплуатации бурильных колонн в сроки, установленные графиком профилактических работ, проводят дефектоскопию труб, гидроопрессовки, контроль за состоянием и износом элементов бурильной колонны.

По состоянию бурильные трубы относятся к трем классам. Ко II и III классу относят бывшие в эксплуатации трубы, величины дефектов на которых превышают допустимые. За проходку в метрах комплекту начисляется условный износ в рублях. При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70% от первоначальной стоимости труб и 90% от стоимости замков, начисление износа прекращается, а трубы комплекта продолжают эксплуатировать до полной отработки их по физическому состоянию. Списание труб производится только при наличии физического или усталостного износа, различных дефектов, если они превышают значения, допустимые для III класса.

5.5. Принципы расчета бурильной колонны при роторном бурении и при бурении с забойными двигателями.

При роторном способе бурения колонна рассчитывается раздельно на статическую и усталостную прочность.

Статические расчеты прочности колонны производятся по 4-й теории прочности по формуле

,

где s_э – эквивалентное напряжение;

s_р – напряжение растяжения от собственного веса колонны и перепада давления на долоте, максимальное его значение в верхней части колонны;

s_игз – напряжение от изгиба колонны на искривленных участках профиля скважины и под действием центробежных сил, возникающих при вращении колонны;

t - касательные напряжения от крутящего момента, передаваемого от ротора через ведущую трубу, максимальное значение их в верхней части колонны;

[ s ] - допускаемое напряжение;

s_т – предел текучести материала бурильных труб;

n – запас прочности, n = 1,5.

Расчет усталостной прочности бурильной колонны производится на действие следующих нагрузок: постоянных нормальных напряжений от растяжения, постоянных касательных напряжений от кручения и переменных во времени нормальных напряжений от изгиба. Расчетное значение коэффициента запаса прочности определяется по формуле

,

где n_s - запас прочности в предположении, что касательные напряжения отсутствуют,

,

где s_-1 – предел выносливости труб при симметричном цикле нагружения изгибающим и крутящим моментами;

s_в – предел прочности;

s_а – амплитуда переменных напряжений изгиба;

s_m – среднее постоянное напряжение.

В расчетах принимаются s_а= s_{и max} – максимальному напряжению от изгиба колонны, s_m=s_р – напряжению от растяжения колонны;

n_t - запас прочности в предположении, что нормальные напряжения отсутствуют,

.

Нормативный коэффициент запаса прочности по усталости бурильной колонны равен 1,5..

При бурении забойными двигателями бурильная колонна рассчитывается только при действии растягивающей нагрузки от собственного веса с учетом веса забойного двигателя и гидравлической нагрузки при циркуляции жидкости, которые максимальны в верхнем сечении. Нормативный коэффициент запаса прочности при бурении забойными двигателями n=1,4.

Лекция 6

6. Режим бурения

6.1. Понятие о режиме бурения, его параметрах и показателях работы долота

Эффективность разрушения горных пород при бурении скважины зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на долото G, частоты вращения n, расхода промывочной жидкости Q и параметров бурового раствора r, Т, В (плотность, вязкость, водоотдача), типа долота, геологических условий и механических свойств горных пород.

Выделяются параметры режима бурения (G, n Q, r, Т, В), которые можно изменять в процессе бурения и факторы, заложенные в стадии проектирования скважины, не поддающиеся оперативному изменению.

Определенное сочетание управляемых факторов, при которых ведется бурение, называется режимом бурения.

Об эффективности работы долот судят по следующим показателям: проходке на долото h; механической V_м и рейсовой V_р скорости проходки и эксплуатационным затратам на 1м проходки (С_э).

, ,

где h_р – проходка за рейс, м;

t_м – время на механическое разрушение породы в течение данного рейса, час.

, ,

где t_сп – время на спуск нового и подъем изношенного долота,

t_в – время на подготовительно-заключительные и вспомогательные работы в течение рейса (наращивание бурильной колонны, проработка призабойного участка новым долотом, промывка скважины перед подъемом изношенного).

,

где С_д – оптовая цена долота, руб.;

С_б – стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, руб/ч;

С_ж – затраты на промывочную жидкость, руб/ч.

Оптимальное (гармоничное) сочетание параметров режима бурения, при котором получают наиболее высокую рейсовую скорость проходки (наименьшие эксплуатационные затраты) и требуемые качественные показатели бурения, при данной технической вооруженности буровой, называется оптимальным режимом бурения.

Режимы бурения, при которых решаются задачи проводки скважины в поглощающих пластах, бурение с минимальным искривлением, отбор керна, качественное вскрытие продуктивных пластов, называются специальными.

Все параметры режима бурения взаимосвязаны. Изменение одного из них влечет и изменение всех остальных.

6.2. Влияние параметров режима бурения на показатели работы и износ долота.

Рассмотрим влияние параметров режима бурения на процесс проводки скважины.

Дата добавления: 2014-01-06