Презентация на тему "Бурильная колонна"

Содержание

• 
  Слайд 1

  Бурение

  нефтяных и газовых скважин Балаба Владимир ИвановичРГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 4. БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА Фрагменты презентации

• 
  Слайд 2

  4.1. Назначение и конструкция бурильной колонны

  Балаба В.И. 2 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

  БК в процессе углубления ствола скважины выполняет следующие функции:

  Балаба В.И. 3 • 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. 4 •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

  Конструкция бурильной колонны

  Балаба В.И. 5 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

  Бурильная колонна

  Балаба В.И. 6 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

  4.2.2. Бурильные трубы

  Балаба В.И. 7 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

  Бурильные трубы

  Балаба В.И. 8

• 
  Слайд 9

  4.2.3 Утяжеленные бурильные трубы (УБТ)

  Балаба В.И. 9 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

  Утяжеленные бурильные трубы

  Балаба В.И. 10 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

• 
  Слайд 11

  Выбор длины УБТ

  Балаба В.И. 11 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.

• 
  Слайд 12

  4.3. Вспомогательные элементы бурильной колонны

  Балаба В.И. 12 Переводникпереходный ПП 4.3.1. Переводники Переводникмуфтовый ПМ Переводникниппельный ПН L = 300-670 мм, D = 95-254 мм

• 
  Слайд 13

  4.3.2.Протектор

  Балаба В.И. 13 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

  4.3.3.Центратор

  Балаба В.И. 14 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

  4.3.4.Стабилизатор

  Балаба В.И. 15 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

  4.3.5.Калибратор

  Балаба В.И. 16 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

  4.3.6. Амортизатор наддолотный (забойный демпфер)

  Балаба В.И. 17 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

  Амортизатор наддолотный

  Балаба В.И. 18 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

  4.4. Условия работы БК в скважине

  Балаба В.И. 19 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

  Основные нагрузки на БК

  Балаба В.И. 20

• 
  Слайд 21
  

  Балаба В.И. 21

• 
  Слайд 22

  4.5. Проектирование бурильной колонны

  Балаба В.И. 22 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

  Требованияк БК

  Балаба В.И. 23 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

  4.5.2. Структура БК

  Балаба В.И. 24 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 25

  Структура БК

  Балаба В.И. 25

• 
  Слайд 26

  4.5.3. Задачи проектирования БК

  Балаба В.И. 26 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

  Задачи проектирования БК

  Балаба В.И. 27 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

  4.5.4. Выбор диаметров труб и обоснование КНБК

  Балаба В.И. 28 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

  Выбор диаметров труб и обоснование КНБК

  Балаба В.И. 29 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

  4.6. Принципы расчета бурильной колонны

  Балаба В.И. 30 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

• 
  Слайд 31

  Принципы расчета БК

  Балаба В.И. 31 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.

• 
  Слайд 32

  4.7. Эксплуатация бурильных труб

  Балаба В.И. 32 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;

• 
  Слайд 33

  Эксплуатация бурильных труб

  Балаба В.И. 33 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.