Файл: Лекция 6 Технологическая оснастка бурильной колонны состав, типы, конструкции Бурильная.pdf

38
Переводники
Шифр
П-117/121
Переводник переходный с резьбой з-117 на муфтовом
(верхнем) конце и резьбой з-121 на ниппельном конце

Клапан обратный предназначен для автоматического перекрытия и герметизации трубного канала бурильного инструмента при бурении нефтяных и газовых скважин, а также при проведении ремонтных и аварийных работ на скважине. При работе бурильного инструмента буровой раствор, подающийся под давлением, открывает клапан. При остановке бурильного инструмента клапан закрывается, обеспечивая надежную герметизацию, предотвращая зашламовывание забойного двигателя и предотвращая возможные выбросы газа и нефти, растворов через бурильные трубы.
Переливной клапан устанавливается выше винтового забойного двигателя и предназначен для сообщения внутренней полости бурильных труб с затрубным простраством при спускоподъемных операциях. Применение клапана уменьшает гидродинамическое воздействие на забой при спуске и подъеме колонны, а также предохраняет двигатель от холостого вращения. При подъеме применение
ВЗД совместно с клапаном исключает неконтролируемый разлив промывочной жидкости. При опускании бурового инструмента в устье скважины, клапан открыт, происходит заполнение колонны бурильных труб жидкостью. При бурении, клапан закрыт, затрубное пространство и внутренняя полость колонны разобщены. При подъеме бурового инструмента, клапан открыт, происходит опорожнение колонны бурильных труб.
39
Технологическая оснастка колонны
бурильных труб
Обратные клапаны
Переливные клапаны
Тарельчатый (КОБТ)
Шаровый (КОШ)

40
Технологическая оснастка колонны
бурильных труб
Обратные клапаны
Переливные клапаны

41
Клапаны
Шифр
КОШ3-88х35
Клапан обратный шаровый диаметром 88 мм, рассчитанный на рабочее давление до 35 МПа.

42
Клапаны
Шифр
КПШ-127
Клапан переливной шаровый с номинальным диаметром
127 мм

43
Технологическая оснастка колонны
бурильных труб
Фильтры
Кран шаровый
Кран шаровой предназначен для оперативного перекрытия и герметизации трубного канала бурильной колонныпри бурении нефтяных и газовых скважин, а также при проведении ремонтных и аварийных работ при вскрытых продуктивных отложениях. Конструкция крана позволяет производить разборку и сборку в полевых условиях с использованием специального инструмента.
Фильтр служит для чистки промывочной воды от примесей попавших в циркуляционную систему. Фильтр устанавливается внутри буровой колонны между ведущей трубой и буровыми трубами. При прохождении бурового раствора через перфорированную крышку фильтра имеющиеся примеси задерживаются, а при подъеме БК – удаляются. Применение фильтров непременно при турбинном методе бурения.
Исполнения: КШ, КШВ, КШВН, КШН, КШЦ,
КЗШ, КУ, КУ- 2ШД-155

44
Технологическая оснастка колонны
бурильных труб
Фильтры
Кран шаровый
Кран шаровой предназначен для оперативного перекрытия и герметизации трубного канала бурильной колонныпри бурении нефтяных и газовых скважин, а также при проведении ремонтных и аварийных работ при вскрытых продуктивных отложениях. Конструкция крана позволяет производить разборку и сборку в полевых условиях с использованием специального инструмента.
Фильтр служит для чистки промывочной воды от примесей попавших в циркуляционную систему. Фильтр устанавливается внутри буровой колонны между ведущей трубой и буровыми трубами. При прохождении бурового раствора через перфорированную крышку фильтра имеющиеся примеси задерживаются, а при подъеме БК – удаляются. Применение фильтров непременно при турбинном методе бурения.

45
Кран шаровый
Шифр
КШ-121
Кран шаровый с номинальным диаметром 121 мм

46
Фильтр
Шифр
ФБК – 127/133
Фильтр бурильной колонны, предназначенный для установки в бурильные трубы диаметром от 127 до 133 мм

Предохранительные кольца – надеваются поверх буровых труб, традиционно над ниппелем замка (резиновые либо железные). Служат для защиты от износа кондуктора бурильной колонной. В вертикальных скважинах следует устанавливать предохранительные кольца на каждой свече. В наклонно- направленной скважине число колец выбирают в зависимости от интенсивности, искривления скважины (1 – 2 на каждой трубе).
47
Технологическая оснастка колонны
бурильных труб
Предохранительные кольца

Бурильный ясс – это буровое оборудование, которое присоединяется к буровому инструменту и работает с бурильной колонной при заклиниваниях и освобождает заклинивший во время буровых работ инструмент. Это инструмент предназначен для использования в направленных скважинах, скважинах с осложнениями и глубоких скважинах.
48
Технологическая оснастка колонны
бурильных труб
Яссы
Механический
Гидромеханический
Гидравлический
Верхнего действия
Нижнего действия
Двойного действия

5
РД 39-013-90
Инструкция по эксплуатации бурильных труб
I. Конструкции и основные технические данные бурильных труб, замков и переводников
1.1 Трубы бурильные ведущие (ВБТ)
1.2 Трубы бурильные
1.3 Замки бурильные
1.4 Переводники для бурильных колонн
II. Заказ, получение труб, подготовка их к эксплуатации. Учет, начисление износа труб и их списание. Цена труб
2.1 Заказ и получение труб
2.2 Подготовка труб к эксплуатации
2.3 Учет, начисление износа труб, их списание. Цена труб
III. Эксплуатация бурильных труб
3.1 Общие требования
3.2 Соотношение размеров долот, УТБ и бурильных труб
3.3 Величины моментов свинчивания бурильных, утяжеленных бурильных труб, ведущих бурильных труб
3.4 Смазка резьбы замковых соединений
3.5 Износ бурильных труб и УТБ
3.6 Прокат бурильных труб
3.7 Ресурсосберегающая технология при использовании бурильного инструмента
3.8 Аварии с бурильными трубами, их предупреждение
IV. Контроль, профилактика и ремонт труб
4.1 Приемка и контроль труб
4.2 Правка труб
4.3 Дефектоскопия и толщинометрия труб
4.4 Ремонт резьбы
4.5 Удаление изношенных замковых деталей и сборка новых
4.6 Наплавка замков. Армирование муфты замка твердым сплавом
V. Транспортировка труб и их хранение
5.1 Транспортировка труб
5.2 Хранение труб
49

Проектирование и расчет бурильной колонны
и технологической оснастки для сооружения
скважины
ТЕМА 2.
50

51
Требования к бурильной колонне
1.
Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.
2.
Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.
3.
Минимальные затраты времени при спускоподъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.

52
Силы и моменты, действующие
на бурильную колонну
• растягивающие силы от собственного веса;
• растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;
• силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;
• силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)
• силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;
• изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;
• осевая сжимающая силав нижней части колонны;
• изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;
• динамические составляющие продольных и поперечных сил,изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.

53
Расчет УБТ
1. Выбор УБТ
Диаметр долота
Диаметр УБТ
190,5
159 (146)
215,9
178 (159)
244,5
203 (178)
269,9
219; 229 (203)
295,3; 320
229; 245; 254 (219; 229)
349,2
245; 254 (229; 245)
393,7 и более
273; 299 (254; 273)
Примечание: в скобках даны диаметры УБТ для осложненных условий бурения.

54
Расчет УБТ
2.
Оценка жесткости ступени УБТ (она должны быть больше, чем
жесткость обсадной колонны, под которую ведется бурение)
D
01
/D
ок
≥{[1-((D
ok
-2
δ
ok
)/D
ok
)
4
]/[1-(d
01
/ D
ok
)]}
0.25
, где D
01 и d
01
- соответственно наружный и внутренний диаметры основной ступени УБТ, мм;
D
ок и δ
ok
- соответственно наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны, мм.
3.
Проверка условия плавного перехода по жесткости от основной
ступени УБТ к КБТ:
где D
оп
– диаметр последней ступени УБТ, мм;
D
1
– диаметр бурильных труб первой секции, мм.
1 33
,
1
D
D
оп

Если условие не выполняется, то секцию УБТ делаем ступенчатой.
Минимальная длина секции с одним диаметром – 8 метров.

Расчет УБТ
4.
Определение диаметра переходной ступени УБТ
где D
0i
, D
i+1
– диаметры соответственно предыдущей и следующей ступеней УБТ.
Диаметр УБТ выбирается ближайший больший из списка стандартных значений. l
01
=1/q
01
[K
д
∙Q
д
/(1-
γ
ж
/
γ
0
)-( Q
зд
+ Q
с
+ ∑q i
· l i
)] где Q
д
- осевая нагрузка на долото, кгс; q
01
- вес 1 м основной ступени УБТ, кгс/м;
K
д
- коэффициент осевой нагрузки на долото, для турбинного бурения K
д
=1,175;
γ
0
- удельный вес материала УБТ, гс/см
3
;
γ
ж
- удельный вес бурового раствора,
гс/см
3
;
Q
зд
- вес забойного двигателя, кгс;
Q
с
- суммарный вес элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, кгс; l
i
- длина переходной ступени УБТ м; q
i
- вес 1 м переходной ступени УБТ, кгс/м.
Значение округляется до целого числа из соображения нормальной комплектации секции.
1 0
75
,
0


i
i
D
D
5.
Расчет длины секции УБТ
55

56
Расчет УБТ
6.
Формирование сводной таблицы выбранных УБТ
Интервал
Тип УБТ
Рассчитанная длина, м
Направление
УБТ 279-76Д
УБТ 229-90Д
УБТ 178-71Д
УБТ 165-71Д
Кондуктор
УБТ 229-90Д
УБТ 178-71Д
УБТ 165-71Д
ЭК
УБТ 178-71Д
УБТ 165-71Д
Хвостовик
УБТ 108-46Д

57
Расчет УБТ
7.
Вес компоновки УБТ на воздухе составит
Q
о
= q
01
· l
01 l
o
=∑ l
0i
8.
Общая длина компоновки УБТ определяется по формуле
9.
Проверка на необходимость установки промежуточных опор
3 2
01
)
(
94
,
1
q
EI
Q
д



где Q
д
– осевая нагрузка на долото, кгс;
Е – модуль упругости материала труб, кгс/мм
2
; q
01
– вес 1 метра УБТ основной секции, кг/мм;
I
– осевой момент инерции сечения тела трубы, мм
4

















4 4
1 64
D
d
D
I

Если условие выполняется, то установка промежуточных опор требуется.

58
Расчет УБТ
10.
Количество промежуточных опор
m= l
01
/a, где a – расстояние между промежуточными опорами, м.

59
Расчет КБТ
1.
Если в компоновке не предусмотрено использование телесистемы, то первая секция
КБТ над УБТ компонуется из труб ТБД16Т с целью проведения инклинометрических работ в скважине без подъема КБТ.
2.
Для плавного перехода по жёсткости от УБТ к колонне БТ рекомендуется последующую секцию БТ формировать из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки.
3.
Первоначально предполагается использовать выбранные трубы первой секции до устья, если они смогут пройти проверку на прочность к действию нагрузок.

60
Расчет КБТ
4.
Расчет допускаемого избыточного давления на трубы
Р
н
<Р
кр
/n
Р
кр
- критическое наружное давление, кгс/мм
2
; n=1,15
– нормативный запас для наружного избыточного давления.
5.
Проверка условия статической прочности в верхнем сечении секции для случая
отрыва долота от забоя
Q
Бi
=q i
·l i
∙(1-γ
ж
/
γ
i
),
Q
Бi
– вес i – ой секции КБТ, кгс; l
i
- длина i - ой секции БТ, м;
γ
i
– приведённый удельный вес трубы i-ой секции, гс/см
3
; q
i
- приведенный вес 1м тубы i - ой секции, кгс/м.

61
Расчет КБТ
6.
Расчет растягивающей нагрузки, действующей на КБТ в вертикальном участке
ствола
Q
р
= к * ( ) +

р * F
к, где к – коэффициент учитывающий силы трения, силы инерции, силы сопротивления промывочной жидкости, к = 1,15;

р – перепад давления в забойном двигателе и долоте (выбираются максимальные значения), кгс;
F
к
– площадь поперечного сечения канала трубы, мм
2
; m- порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ;
Q
Бi
- вес i-ой секции КБТ, кгс;
Q
КН
- вес КНБК, кгс;
7.
Напряжение растяжения
КН
m
i
Бi
Q
Q



1
σ
р
=Q
р
/F где F – площадь поперечного сечения тела трубы, мм
2

62
Расчет КБТ
8. Допускаемое напряжение для бурильных труб
[σ]= σ
т
/n где

- допускаемое напряжение, кгс/мм
2
;

т
– предел текучести материала труб; n
– нормативный запас прочности, n = 1,4.
9. Фактический запас прочности
[σ]= σ
т
/σ
р
>1,4
Если условие не соблюдается, то колонна проектируется из труб
следующей по уровню группы прочности.
Проверочные расчеты
повторяются!!!

63
Расчет КБТ
10.
Проверка выполнения условия статической прочности на верхней границе
искривленного участка при подъёме БК
10.1.
Определение веса части бурильной колонны на прямолинейном участке
ствола (см. пример в п.5 расчета КБТ)


к
F
p
i
КН
Q
н
Б
Q
K
к
Q
*
cos sin
)
)
1
((
*








где m - порядковый номер в пределах наклонного участка рассчитываемой секции КБТ;
μ
i
- коэффициент трения БТ о стенки скважины, μ
i
= 0,05
– 0,55;
α - зенитный угол участка;
Q
K
- усилие, обусловленное весом, силами сопротивления колонны и перепадом давления в забойном двигателе и долоте на предыдущих (нижерасположенных) участках, кгс.

р – перепад давления в забойном двигателе и долоте, кгс;
F
к
– площадь поперечного сечения канала трубы, мм
2