Файл: Методические указания по дисциплине Технология бурения нефтя ных и газовых скважин предназначены для студентов, обучающихся по направлению 131000 Нефтегазовое дело. Данная дисциплина изучается в двух семестрах.pdf

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»
ИЗУЧЕНИЕ КОНСТРУКЦИЙ ЭЛЕМЕНТОВ
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ И ГИДРАВЛИЧЕСКИХ
ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ (ТУРБОБУРЫ, ВЗД)
Методические указания к лабораторным работам по дисциплине
«
Технология бурения нефтяных и газовых скважин»
для студентов направления 131000 «Нефтегазовое дело»
Составители: Кулябин Геннадий Андреевич,
д.т.н., профессор кафедры БНиГС
Леонтьев Дмитрий Сергеевич ассистент кафедры БНиГС
Тюмень
ТюмГНГУ
2015

2
Изучение конструкций элементов бурильной колонны и гидравли- ческих забойных двигателей (турбобуры, ВЗД): метод. указ. к лабора- торным работам / сост. Г.А. Кулябин, Д.С. Леонтьев. – Тюмень:
ТюмГНГУ 2015. –
26
с.
Методические указания рассмотрены и рекомендованы к изданию на заседании кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»
«13» мая 2015 года, протокол № 8.
Аннотация
Методические указания по дисциплине «Технология бурения нефтя- ных и газовых скважин» предназначены для студентов, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело». Данная дисциплина изучается в двух семестрах.
Приведено содержание основных тем дисциплины, представлены краткие теоретические материалы и темы лабораторных работ.

3
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ...................................................................................................
4
НАЗНАЧЕНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ ...................................
5
ЦЕЛЬ РАБОТ ................................................................................................
5
Лабораторное занятие № 1 ..........................................................................
5
Лабораторное занятие № 2 ..........................................................................
10
Лабораторное занятие № 3 ..........................................................................
13
Лабораторное занятие № 4 ..........................................................................
15
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ .....................................................................
16
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ...........................................................................
17
ПРИЛОЖЕНИЯ ............................................................................................
18
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 – Бурильные трубы ......................................................
18
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 – Конфигурация винтовой пары .................................
19
ПРИЛОЖЕНИЕ 3 – Схема связи элементов БИ и потока промывочной жидкости по жесткости вдоль ост БИ ...............................
20
ПРИЛОЖЕНИЕ 4 – Технологическая характеристика турбобура .........
21
ПРИЛОЖЕНИЕ 5 – Технологическая характеристика ВЗД ..................
23
ПРИЛОЖЕНИЕ 6 – Устройство для роторно–шпиндельного бурения скважин ..........................................................................................
24
КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ЛАБОРАТОРНЫХ ЗАНЯТИЙ………………... 25

4
ВВЕДЕНИЕ
В нашей стране проводку скважин довольно успешно осуществляли и осуществляют с применением забойных двигателей (до 80 % и более), в связи, с чем было разработано достаточно большое количество конструк- ций забойных двигателей в основном гидравлических и в первую очередь турбобуров, а также долот, приспособленных к работе с таким приводом.
Выпускаемые и разработанные забойные двигатели позволяют бурить скважины различной глубины с разными типами профиля, с широкими диапазонами изменения типа и свойств промывочных жидкостей и пара- метров режима бурения, с применением разных типоразмеров породораз- рушающего инструмента.
Бурильная колонна – связующее звено между долотом, работающим на забое скважины, или каким–либо участком скважины и наземным обо- рудованием. Это звено является сложной динамической системой, приме- няя которую осуществляют углубление скважины и управляют динамикой работы забойных двигателей и долот, управляют динамическими процес- сами в потоке промывочной жидкости.
Функции бурильной колонны:
При роторном бурении: весом колонны создается осевая нагрузка на забой скважины и на долото; передается вращающий момент (Мвр) от ро- тора долоту, причем постоянно в процессе углубления скважины; подается циркуляционный агент для очистки забоя скважины от выбуренной или обвалившейся породы, а также для охлаждения элементов бурильного ин- струмента, в первую очередь, долота; осуществляются ловильные работы при аварийной ситуации с бурильным инструментом; устанавливаются от- клоняющие устройства для искривления оси скважины в заданном направ- лении; на бурильных трубах опускают испытатели пластов или опробова- тели, нижние секции обсадных колонн (при ступенчатом цементировании скважины) и хвостовики обсадных колонн; устанавливают цементные мос- ты в скважине.
При бурении с ГЗД выполняются все перечисленные функции, но бурильная колонна вращается периодически, а постоянно колонна воспри- нимает реактивный момент забойного двигателя. Кроме того, по внутрен- нему каналу колонны подается энергия потока жидкости для работы ГЗД.
При электробурении внутри бурильной колонны секциями монтиру- ется электрокабель, по которому к электробуру подается энергия.
При всех способах бурения колонна прямо или косвенно является каналом связи с забоем, при этом осуществляется: механическая связь путем разгрузки части веса колонны на забой и изменения осевых уси- лий в бурильном инструменте, а также связь по потоку жидкости, дви- жущейся в канале колонны (посылаются импульсы давления, пропор- циональные величине какого-нибудь параметра, и улавливаются на

5 устье или забое скважины); связь по электрокабелю (постоянная при электробурении или периодическая); связь, основанная на регистрации параметров вибраций, распространяющихся по колонне или столбу промывочной жидкости (используются импульсы вибраций как техно- логически обусловленные, так и искусственно наведенные колебания).
Процесс изучения дисциплины направлен на формирование следую- щих общекультурных (ОК) и профессиональных компетенций (ПК) выпу- скника:
ОК-5: способностью к анализу и синтезу, критическому мышлению, обобщению, принятию и аргументированному отстаиванию решений.
ОК-6: способностью обобщать результаты работы и предлагать новые решения, к резюмированию и аргументированному отстаиванию своих решений.
ОК-8: способностью принимать управленческие и технические решения.
НАЗНАЧЕНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ
Методические указания по дисциплине «Технология бурения нефтя- ных и газовых скважин» для студентов направления 131000 «Нефтегазовое дело» предназначены для проведения лабораторных работ «Изучение кон- струкций элементов бурильной колонны и гидравлических забойных дви- гателей (турборы, ВЗД)», укрепления теоретических знаний, получаемых на лекционных занятиях.
Данные методические указания необходимы при написании курсо- вых и дипломных работ.
ЦЕЛЬ РАБОТ
Изучение конструкций элементов бурильной колонны и ее характе- ристик, а также конструкций гидравлических забойных двигателей и их технологических характеристик.
Лабораторное занятие № 1
Тема:
Изучение конструкций элементов бурильной
колонны.
Цель работы:
Изучить конструкции элементов бурильной ко- лонны.

6
Состав бурильной колонны:
В бурильную колонну включают: ведущие бурильные трубы (штан- ги), необходимые для передачи Мвр от ротора к долоту; собственно бу- рильные трубы нескольких конструкций с замковыми соединениями или с законцовками труб, приваренными к телу трубы (трубы типа ТБПВ); утя- желенные бурильные трубы (УБТ); переводники для соединения разных по типу и диаметру труб (и других элементов бурильного инструмента), а также для соединения с колонной других элементов бурильного инстру- мента; обратные клапаны – для предотвращения перетока с забоя флюидов через бурильную колонну, применяются в основном типа КОБ – клапаны обратные для бурильных труб, которые устанавливают внизу колонны, а иногда – внизу и вверху; предохранительные кольца, надеваемые на бу- рильные трубы для снижения их износа при роторном бурении; металло- шламоуловители, предназначенные для улавливания обломков породы и металла, удаляемых потоком жидкости с забоя.
В состав бурильного инструмента, кроме колонны, входят долота, расширители, забойные двигатели, калибраторы, центраторы, маховики, забойные механизмы подачи долота, стабилизаторы направления оси скважины, устройства для управления параметрами вибраций в инстру- менте, снаряды и устройства для отбора керна.
Общие сведения о конструкциях бурильных труб
Трубы 1–4 типов со стандартным шифром В, Н, ВК, НК выпускают- ся согласно ГОСТ–631–75; трубы П, ПК – согласно техническим условиям
1971, 1983 и 1984 г.г. (например, для ПК – ТУ 14–3–1293–84), трубы Д16Т
– по ГОСТ 23786–79, а ЛБТВК–147 – ГОСТ 631–75, общие сведения о них представлены в таблице 1.
Трубы типа "В" и "Н" выпускаются длиной 11,5 + 0,9 м, но допуска- ется длина 6 и 8 м; при этом короткие трубы соединяются муфтой. Толщи- на стенок труб (δт) составляет 7–11 мм через 1 мм. На наружных концах труб на утолщенной части (высадке) нарезается трубная мелкая резьба треугольного профиля с углом при вершине витка 60°. Наружный диаметр труб (d н
) обозначается в мм; условный d
H
приведен в таблице 1.
Наиболее часто повреждения у этих труб случаются в резьбовом соеди- нении трубы с замком. При вращении колонны происходит доворачивание замка на тело трубы, что создает дополнительные напряжения в трубе.
Для повышения прочности труб в резьбовых соединениях разработа- ны трубы ВК и НК с высадкой на их концах внутрь и наружу.
На рис. 1 показаны конструктивные особенности трубы ВК. Мелкая трубная и замковая резьбы трапецеидальные типа ТТ с углом профиля в
30°; резьбы удлинены по сравнению с резьбами труб 1, 2 типа, конический поясок 2 снимает часть нагрузки с резьбового соединения и уплотняет его;

7 упор 4 предотвращает довинчивание резьбы 5. Такое резьбовое соедине- ние, хотя и упрочненное, остается слабым звеном в трубе.
Для каждого типа бурильных труб регламентированы материал изготов- ления, пределы текучести (G
т
) и временного сопротивления, удлинение, отно- сительное сужение и ударная вязкость соответственно группам прочности.
В таблице 2 приведены данные о G
т для труб 1–4 типов.
Трубы группы прочности «Д» изготовляются из углеродистой стали типа ст.45, а трубы других групп прочности – из легированных сталей.
Замки к трубам поставляются или той же группы прочности, или из сталей последующей группы прочности.
Рис. 1. Соединение тела трубы ВК с замком:
1 – тело трубы с высадкой; 2 – конический уплотнительный поясок;
3 – муфта замка; 4 – упор замка в торец трубы; 5 – мелкая трубная резьба; 6 – высадка трубы внутрь
Таблица 1 – Общие сведения об основных типах отечественных труб для глубокого бурения

8
Таблица 2 – Предел текучести для труб 1–4 типов
Трубы бурильные с приваренными замками (ТБПВ). У таких труб осутствует мелкая трубная резьба. На концах труб делается наружное утол- щение под сварку. На одном конце замка имеется замковая резьба, а на дру- гом – толстостенный хвостовик под сварку с трубной заготовкой. Сварка производится соосно для указанных деталей труб электроконтактным спосо- бом или трением. Согласно ТУ 14–3–1293–84 высадка на концах труб дела- ется наружу и внутрь (комбинированная), поэтому по техническим условиям эти трубы имеют шифр ПК. Применение труб ПК требует учета увеличения гидросопротивлений внутри труб за счет высадки внутрь. Длина труб П, ПК в среднем составляет 12,3 и 12,7 м с допуском до 0,9 м.
В таблице 3 приведены данные из технической характеристики труб
ПК и П диаметром 114 и 127 мм.
Таблица 3 – Технические характеристики труб ПК и П диаметром
114 и 127 мм
Легкосплавные бурильные трубы. В институте "ВНИИТ–нефть" раз- работано несколько конструкций ЛБТ из разных сплавов. По совокупности свойств к производству приняты трубы из сплава Д16Т, в основу которого входит алюминий с добавками меди, магния и марганца. Плотность сплава
Д16Т составляет 2780кг/м
3
По конструктивному исполнению выделяют термически обработан- ные трубы типа Д16Т, ЛБТВК, ПД16Т (с протекторным утолщением для снижения износа труб по наружному диаметру) и беззамковые ЛБТ.
Конструкция труб Д16Т принципиально не отличается от конструк- ции стальных труб 1 типа, а трубы ЛБТВК имеют такую же конструкцию, как трубы ВК (буква Т – термически «состарены»).

9
Заготовка трубы выпрессовывается из порошка сплава Д16Т; затем на концах трубы (с высадкой внутрь) нарезается мелкая трубная резьба, покрывается уплотнительным составом и наворачивается облегченный за- мок из легированной стали. Присоединение замка осуществляют с его на- гревом до 400° С при одновременном охлаждении тела трубы. В зоне ра- боты клинового захвата трубы имеют небольшое утолщение.
Беззамковая труба полностью выпрессовывается из порошка сплава
Д16Т с последующей нарезкой замковой резьбы на утолщенных концах трубы. Трубы пока не нашли массового спроса из–за быстрого износа зам- ковой резьбы.
Длина ЛБТ находится в пределах 12,3–12,5м, а толщины стенок пре- дусмотрены следующие: 9 мм – для труб диаметром 114 и 147 мм; 10 мм – для 114 мм; 11 мм – для 129 и 147 мм; 13 мм – для 147, 170 мм; 15 и 17 мм
– для труб диаметром 147 мм. Выпускаются также ЛБТ с dн = 54, 64, 73,
90, 103, 108 мм.
В связи с меньшими величинами плотности и модуля упругости сплава Д16Т, чем у стали, ЛБТ имеют ряд преимуществ по сравнению со стальными трубами. Так, снижаются: общий вес бурильной колонны, вре- мя СПО, транспортные расходы на перевозку труб, износ деталей подъем- ного оборудования. ЛБТ применяются вместо специальных не– магнитных труб, причем с ними можно эффективней управлять параметрами вибра- ций бурильного инструмента. С применением ЛБТ улучшаются условия работы буровой бригады.
Однако трубам Д16Т присущи и недостатки. Трубы ЛБТ сильно кор- родируют в средах с рН > 10, в солевых растворах и кислотах, применяе- мых при установке ванн при ликвидации прихватов.
ЛБТ в большей степени подвержены разрыву при гидроударах, чем стальные трубы. Прочность ЛБТ на растяжение резко снижается при одно- временном приложении крутящего момента к ним, особенно с повышени- ем температуры в скважине. Например, при температуре свыше +150°С
ЛБТ применять нельзя.
При расчетах на прочность с ЛБТ следует принимать σт = 255 МПа для труб диаметром 114 мм и менее; σт = 273 МПа при трубах с dн > 114мм, а предел текучести для облегченных замков σт = 980 МПа.
Утяжеленные бурильные трубы.
УБТ необходимы для создания части осевой нагрузки на долото, в основном для динамической ее составляющей, для придания большей же- сткости низу бурильной колонны. Последнее необходимо для проводки скважины в породах, в которых образуются большие каверны, и для про- водки скважин согласно заданному направлению. Эти трубы толстостен- ные, вес 1 м их в несколько раз больше обычных бурильных труб. Приме- няются УБТ круглого наружного сечения, квадратного, профильного сече- ния (УБТ со спиральными канавками по длине трубы), в виде выпуклого