Слайд 2
Балаба В.И.
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.
Слайд 3
Балаба В.И.
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);
Слайд 4
Балаба В.И.
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.
Слайд 5
Балаба В.И.
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
Слайд 6
Балаба В.И.
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.).
Слайд 7
Балаба В.И.
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).
Слайд 8
Балаба В.И.
Бурильные трубы
Слайд 9
Балаба В.И.
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.
Слайд 10
Балаба В.И.
Утяжеленные бурильные трубы
Три типа УБТ:
1) горячекатаные
из сталей групп прочности Д и К (УБТ);
2) сбалансированные
УБТС-1 из стали марки 40ХН2МА (σт = 650 МПа) с термообработкой по всей длине;
3) сбалансированные УБТС-2 с термообработкой концов трубы.
УБТ
УБТС-1
Слайд 11
Балаба В.И.
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- ρж/ρст) g],
где lУБТ – длина УБТ, м; Рд – нагрузка на долото, Н; qУБТ - масса 1 м УБТ, кг; ρж – плотность промывочной жидкости, кг/м3; ρст - плотность материала УБТ, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
Слайд 12
Балаба В.И.
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
Слайд 13
Балаба В.И.
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
Слайд 14
Балаба В.И.
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.
Слайд 15
Балаба В.И.
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.
Слайд 16
Балаба В.И.
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.
Слайд 17
Балаба В.И.
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.
Слайд 18
Балаба В.И.
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.).
Слайд 19
Балаба В.И.
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.
Слайд 20
Балаба В.И.
Основные нагрузки на БК
Слайд 21
Балаба В.И.
Основные нагрузки на БК
Слайд 22
Балаба В.И.
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;
Слайд 23
Балаба В.И.
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.
Слайд 24
Балаба В.И.
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.
Слайд 26
Балаба В.И.
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;
Слайд 27
Балаба В.И.
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.
Слайд 28
Балаба В.И.
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.
Слайд 29
Балаба В.И.
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.
Слайд 30
Балаба В.И.
4.6. Принципы расчета бурильной колонны
БК рассчитывают
на статическое нагружение от совместного действия нормального (растягивающего) σр,
касательного τ и изгибающего σизг напряжений.
Условие прочности в общем виде (для наклонно направленной скважины) имеет вид:
Здесь σт - предел текучести материала бурильных труб, Па;
Kзап - коэффициент запаса прочности
Слайд 31
Балаба В.И.
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 σизг пренебрежимо мало, поэтому:
В расчетах используют упрощенный вариант этого условия:
Здесь 1,04 - коэффициент, учитывающий касательные напряжения.
Слайд 32
Балаба В.И.
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;
