Бурильная колонна для ГЛ-10.. 4. бурильная колонна назначение и состав бурильной колонны
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
4.5. Другие элементы бурильных колонн В состав бурильной колонны , помимо вышеописанных труб, включаются различного рода устройства, выполняющие специфические, технологически необходимые функции, которые в значительной мере определяются геолого-техническими особенностями каждого региона. Рассмотрим основные из них. 4.5.1. Переводники представляют собой короткие толстостенные патрубки, снабженные резьбами (за небольшим исключением – замковыми), и служат для соединения частей или отдельных элементов бурильной колонны. Они показаны на рис.4.11. Переводники подразделяются на: 1) переходные – П; 2)ниппельные – Н; 3) муфтовые – М; 4) предохранительные – П. Переходные переводники П (рис. 4.11,а) применяют для соединения отдельных участков и деталей бурильной колонны, оканчивающихся замковыми резьбами различного типа и размера, а также для присоединения к бурильной колонне забойных двигателей и различного рода забойных устройств, приборов и приспособлений. Такое же обозначение имеют и предохранительные переводники, применяющиеся для защиты резьбовых соединений какого-либо элемента бурильной колонны (например, турбобура) от износа. Однако замковая резьба на муфте и ниппеле предохранительного переводника выполняется одного и того же размера. Для соединения элементов бурильной колонны, расположенных друг к другу муфтами или ниппелями одного и того же размера, применяются соответственно ниппельные (Н) и муфтовые (М) переводники (рис. 4.11,б, в). Переводники любого типа и размера изготовляются по ГОСТ 7360-82 с правой и левой замковой резьбой из стали марки 40ХН или 45 свыше 200 разновидностей. Наружный диаметр переводника должен быть равен наружному диаметру замка, а диаметр проходного отверстия – не менее наименьшего внутреннего диаметра бурильного замка. 4.5.2. Центраторы различных типов применяются для центрирования нижнего направляющего участка бурильной колонны в стволе скважины и предупреждения самопроизвольного его искривления. Все типы центраторов работают на принципе отжатия бурильной колонны от стенки скважины. К ним предъявляется ряд требований, основные из которых следующие: надлежащее центрирование колонны; достаточная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающая механическое внедрение центрирующих элементов в стенки скважины; хорошая проходимость по стволу; высокая износостойкость, хорошая динамическая балансировка (для вращающихся центраторов), исключающая биение и вибрации и др. Центраторы могут быть классифицированы по различным признакам. По принципу действия: 1) механические с жесткими центрирующими элементами, с эластичными центрирую-щими элементами, упруго изменяющими свои размеры и форму; центробежные, в которых колонна отжимается от стенок к оси скважины за счет центробежных сил вращающихся частей плашек центратора; 2) гидравлические с выдвижными центрирующими элементами (плашками, зубками). По конструктивному исполнению: 1) лопастные; 2) шарошечные. Лопастные центраторы с жесткими центрирующими элементами выполняются только неполноразмерными из-за опасности их заклинивания в стволе скважины. Шарошечные центраторы, как правило, выполняются полноразмерными. Диаметр эластичных центраторов в недеформированном состоянии больше диаметра долота, но в скважине становится равным ее диаметру. Наибольший эффект центрирования достигается при применении полноразмерных центраторов, которые, однако, требуют более высокой точности изготовления и износостойкости. Для повышения износостойкости рабочая поверхность центраторов армируется твердым сплавом. Исходя из известной концепции, что искривление обусловливается не столько наклоном долота к плоскости забоя, сколько наклоном реакции забоя к оси скважины, для бурения прямолинейного ствола центраторы размещают так, чтобы свести к минимуму отклоняющую силу на долоте. 4.5.3. Калибраторы предназначены для выравнивания стенок скважины и доведения ее диаметра до номинального при потере долотом диаметра вследствие износа. Главная цель применения калибратора – придание стволу скважины формы правильного кругового цилиндра, т.е. калибровка ствола скважины. Применяющиеся в настоящее время калибраторы подразделяются на: 1.Лопастные; 2.Шарошечные. Лопастные калибраторы различаются по: 1) числу лопастей – 2-х лопастные, 3-х лопастные, 6-ти лопастные; 2) по направлению лопастей – с продольными лопастями типа КЛ, со спиральными лопастями типа КЛС; 3) по способу крепления лопастей – с постоянными (приваренными) лопастями, со сменными лопастями; 4) по способу установки калибрующих элементов на лопастях – с неподвижным рабочими элементами; с подвижными элементами (выдвижными штырями в специальных обоймах с целью компенсирования износа) типа КВЗ. Шарошечные калибраторы подразделяются: 1) по числу шарошек: одношарошечные, двухшарошечные, трехшарошечные; 2) по схеме размещения шарошек: с продольным и наклонным расположением шарошек; 3) по форме зубьев шарошек: с фрезерованными зубьями, с твердосплавными зубками из карбида вольфрама. Шарошки на корпусе устанавливаются на опорах качения – шариковых и роликовых. Главное требование к калибраторам – высокая износостойкость и долговечность калибрующих элементов. С этой целью рабочие поверхности калибрующих элементов и лопастных, и шарошечных калибраторов армируются вставными твердосплавными штырями из карбида вольфрама Их диаметр должен быть равен номинальному диаметру долота. Другие требования: геометрическая симметричность и динамическая сбалансиро-ванность, хорошая проходимость по стволу скважины, удобство и надежность в работе. При выборе калибратора для конкретных условий учитывают твердость и абразивность пород, способ и опыт бурения в данном районе. Наиболее экономичны калибраторы со сменными рабочими элементами. При бурении забойными двигателями их располагают непосредственно над долотом на валу забойного двигателя, а при роторном бурении – между долотом и наддолотной трубой. 4.5.4. Стабилизаторы предназначены для стабилизации (улучшения условий) работы нижнего направляющего участка бурильной колонны путем ограничения стрелы прогиба труб, особенно при наличии каверн, гашения поперечных (частично продольных и крутильных) колебаний бурильного инструмента на контактах его со стенкой скважины. Стабилизаторы конструктивно аналогичны центраторам, и все требования, предъ-являемые к последним, остаются в силе и для стабилизаторов, но длина их больше, чем у центраторов. Они имеют различную геометрическую форму, размеры и конструкцию и могут быть классифицированы по этим признакам так же, что и стабилизаторы: 1) с цельными лопастями; 2) со сменными лопастями; 3) с приваренными лопастями. Стабилизаторы 1 типа применяются преимущественно при бурении в твердых породах, 2 типа – в очень твердых и абразивных породах, 3 типа – в породах мягких и средней твердости, но калибрующие поверхности их лопастей армируют твердым сплавом. Простейшими типами стабилизаторов при роторном бурении является также маховики, устанавливаемые над долотом, а при бурении забойными двигателями они могут устанавливаться на нижнем или верхнем конце их вала, а также короткие УБТ квадратного сечения, со спиральными канавками и др. Следует отметить, что калибраторы и стабилизаторы одновременно выполняют и роль центраторов. Вообще, их деление в значительной мере условно. Так, калибраторы и некоторые типы центраторов являются одновременно хорошими стабилизаторами. Часто в технической литературе не делают различия между калибраторами и стабилизаторами, называя эти устройства калибраторами-стабилизаторами. Однако присущие только данному техническому устройству специфические функции и особенности их геометрии и размеров позволяют производить достаточно четкую и целесообразную классификацию. 4.5.5. Амортизаторы (рис.4.12) применяют с целью снижения амплитуды динамических (вибрационных и ударных) осевых и моментных нагрузок, а также поперечных сил, возникающих в процессе бурения. Никакой амортизатор не способен полностью исключить динамические нагрузки. Поэтому речь должна идти об их снижении до таких величин, которые не представляют опасности для целостности любого из элементов бурильной колонны, включая и буровое долото, являющееся основным источником колебаний. Более того, полностью гасить динамические нагрузки было бы нерационально. Как показала практика бурения, всегда целесообразно поддерживать осевые динамические нагрузки на некотором, оптимальном уровне, обеспечивающем более интенсивное разрушение забоя и более высокие скорости бурения. В этом специфическая особенность забойных амортизаторов в отличие от амортизаторов, применяющихся в других отраслях техники. Отметим, что в технической литературе можно встретить множество других названий этого или близких к нему технических устройств: виброгаситель, демпфер, отражатель, гаситель, регулятор колебаний и т.д.. При использовании амортизаторов: 1) повышается стойкость долота, средняя за долбление механическая скорость увеличивается на 5…10%, а проходка на долото на 10-50%; 2) снижаются амплитуда вибраций, перегрузочные и усталостные поломки бурильной колонны и долота, количество повреждений элементов наземного оборудования, реагирующих на колебания бурильных труб; 2) расширяется диапазон устойчивой работы, повышается приемистость к осевой нагрузке, снижается степень неравномерности вращения вала, сокращаются усталостные поломки деталей забойного двигателя. Отмеченные положительные эффекты являются результатом снижения пиковых значений динамических нагрузок на все элементы бурильного инструмента. Принцип амортизации заключается в следующем. Любой амортизатор имеет упругое и диссипативное звено. Жесткость а упругого звена значительно ниже жесткости к. бурильной колонны. При установке амортизатора в колонне последняя делится на две части с различными кинематическими, динамическими и энергетическими параметрами. Часть колонны ниже амортизатора приобретает значительно большую подвижность. Действительно, под действием одной и той же силы Р перемещение колонны  и части ее ниже амортизатора  обратно пропорциональны своим жесткостям:  и  . Отсюда  ;  где  - коэффициент гашения колебаний (перемещений). Обычно жесткость упругого звена выбирается в кратное число раз меньше жесткости колонны, так что << 1. Следовательно, << , т.е. колонна выше амортизатора подвержена во много раз меньшим колебательным перемещениям, чем буровое долото. Описанная картина имела бы место при статическом приложении силы. При динамическом же приложении силыкратно малая жесткость упругого звена амортизатора приводит к почти пропорциональному уменьшению динамического импеданса (волнового сопротивления) амортизатора. В результате только часть колебательной энергии проходит выше амортизатора, небольшая часть отражается и возвращается к долоту (в виде кратно ослабленной волны), а основная часть поглощается в диссипативном звене амортизатора и рассеивается в виде тепла. Поэтому амортизатор одновременно уменьшает и амплитуду динамических нагрузок на бурильную колонну, расположенную выше него, изменяет форму волны и ее фазу. Амортизаторы рекомендуется устанавливать над ударным участком (на расстоянии Lу от долота) как это показано на рис. 4.12. Амортизаторы могут быть классифицированы по многим признакам. Значительно более полная информация по ним приведена в [15]. 4.5.6. Протекторные кольца предназначены для защиты бурильных и обсадных колонн (кондукторов, промежуточных колонн) от износа при вращении колонны и СПО. По способу установки, крепления, материалу и конструкции в настоящее время применяются протекторные кольца трех основных групп. 1) резиновые – по ГОСТ 6365-74 и типа КП. 2) резинометаллические – типа ПС. 3) металлические – типа ПЭ. Первые 2 группы протекторов рекомендуется использовать в обсаженном стволе на бурильных трубах диаметром от 89 до 168 мм, ПС – от 89 до 147 мм, и типа ПЭ – в необсаженном стволе на трубах диаметром от 114 до 147 мм. 4.5.7. Обратные клапаны устанавливаются с целью предупреждения поступления в бурильную колонну при отсутствии циркуляции обогащенного шламом бурового раствора из затрубного пространства и что более важно – пластового флюида, особенно газа, при вскрытии высоконапорного пласта. Поступление газа в колонну при герметизированном за трубами устье может привести к выбросу через колонну, а зашламленного раствора – к забиванию долотных отверстий и проточной части забойных двигателей. В настоящее время используются обратные клапаны различных конструкций, которые устанавливаются обычно на первой трубе над УБТ. В особо опасных случаях иногда устанавливают два обратных клапана один над другим. 4.5.8.Фильтрыпредназначены для предупреждения попадания в бурильную колонну посторонних предметов (щепок, обрывков резины и др.), которые могут привести к забиванию проточных каналов гидравлических забойных двигателей и отверстий долота. Буровые насосы защищаются от них путем установки на их всасысающих патрубках щелевидных металлических фильтров. Более тонкие, обычно трубчатые, с большим числом мелких отверстий, металлические фильтры, устанавливаемые в первой трубе под ведущей штангой, способны удерживать также частицы песка (мелкого шлама), попавшего в буровой раствор после его очистки. Периодическую чистку фильтров производят во время СПО или при наращиваниях колонны. 4.5.9.Металлошламоуловители (МШУ) предназначены для улавливания мелких кусков металла,случайно попавших в скважину или оставшихся в ней после разбуривания и подъема металлических предметов (долота, его частей и др.) магнитным фрезером, а также крупных частиц шлама. Для подъема таких частиц требуется большой скоростной напор за трубами, что требует создания большого расхода жидкости. При использовании МШУ большой скоростной напор достигается за счет уменьшения площади кольцевого сечения за МШУ на участке от забоя до верхнего торца устройства. При резком снижении скорости жидкости выше этой точки частицы металла или шлама, опрокидываясь, попадают в межтрубное пространство устройства и в последующем (при СПО) извлекаются из скважины вместе с ним. 4.6. Условия работы бурильной колонны. Нагрузки и напряжения, действующие на бурильные трубы Изучению условий работы бурильной колонны в скважине посвящено значительное число работ [2,3,5, 6, 7, 8-12, 13, 14,15]. При всех способах бурения бурильная колонна находится в условиях сложного напряженного состояния. Главная особенность работы бурильной колонны как длинномерного упругого тела заключается в том, что различные ее участки в один и тот же момент или в разные моменты времени подвергаются действию различных по величине и характеру нагрузок. Другая особенность состоит в том, что одни и те же факторы вызывают различные по характеру и величине нагрузки. Поскольку бурильная колонна делит ствол скважины на внутриколонное и заколонное пространства, то в зависимости от соотношения давлений в них колонна будет подвергаться действию разрывающих или сминающих напряжений. Большое влияние на условия работы труб оказывают тип профиля скважины и параметры искривления. Этот фактор можно отнести к третьей особенности работы бурильной колонны. Четвертая особенность работы бурильной колонны связана со способом бурения скважины: без вращения или с вращением труб. В этом случае существенное значение приобретает характер вращения и изгиба труб и т.д. С практической точки зрения главной задачей является разработка основных принципов составления рациональных компоновок бурильной колонны для конкретных геолого – технических условий бурения и их рациональной отработки с тем, чтобы довести скважину до проектной глубины без осложнений и аварий, с наилучшими технико – экономическими показателями бурения [3,4]. Именно с этих позиций и необходим подробный и по возможности всесторонний анализ условий работы бурильной колонны, чтобы она противостояла всем видам нагрузок, возникающих в процессе проводки скважины. При этом предпочтение должно отдаваться возможно более точному расчету напряжений в наиболее нагруженных участках колонны. Все многообразие нагрузок можно привести к силам и моментам, вызывающим: 1) нормальные напряжения: растяжения, сжатия, изгиба, 2) окружные нормальные напряжения; 3) радиальные нормальные напряжения; 4) касательные напряжения; 5) инерционные напряжения; Рассмотрим эти вопросы несколько подробней. 4.6.1. Осевые силы и напряжения от действием собственного веса бурильной колонны и давления жидкости На погруженную в жидкость колонну, через которую производится закачивание жидкости в вертикальную скважину, одновременно действуют сила ее собственного веса, гидравлическая нагрузка FГ, обусловленная потерями и перепадами давления по длине циркуляционной системы, а также архимедова сила, уменьшающая вес колонны на величину, равную весу вытесненного объема жидкости. Суммарная осевая нагрузка Fz в произвольном сечении z бурильной колоны, отсчитываемом от устья, обусловленная действием указанных выше факторов, может быть представлена в виде  (4.1)где q- расчетный (приведенный) вес погонного метра труб в среде жидкости и с учетом замков;  - коэффициент облегчения труб в жидкости;Ру, ΔРz, ΔPкп–давление на устье (на стояке), потери давления в трубах на участке от устья до точки z, потери давления в кольцевом пространстве труб соответственно; S0 –площадь проходного канала труб в сечении z. ρж и ρм –плотность жидкости и материала труб соответственно; В общем случае плотности жидкостей в трубах ρт и за ними ρк могут быть разные. Если, например, в колонну закачивается очищенный буровой раствор с плотностью ρт, то за трубами плотность зашламленного раствора будет  , (4.2)где φ - содержание шлама в растворе, а ρшл - его плотность. Формула (4.1) является наиболее общей, но она записана для одноразмерной колонны (диметр и толщина стенок неизменны). В противном случае необходимо ввести в нее корректировку с учетом фактической компоновки колонны. Для устья скважины она упрощается и принимает вид  (4.3)Следует отметить, что на практике FГ принято определять не через давление на устье, а через суммарный сосредоточенный перепад давления в элементах колонны ΔРсоср (долоте, забойном двигателе и УБТ, считая последнее как сосредоточенное гидросопротивление). При бурении обычных скважин (глубиной до 2000-2500м или без горизонтального окончания) это оправданно, поскольку распределенные по длине колонны потери давления ΔРрас обычно составляют лишь незначительную часть от Ру.. Однако при больших глубинах бурения ΔРрас может стать соизмеримым с ΔРсоср., и пренебрежение ΔРрас может привнести существенную погрешность. Из (4.1) видно, что растягивающее усилие приблизительно линейно уменьшается с глубиной, оно максимально на устье (формула (4.3). Поделив (4.1) или (4.3) на фактическую (несущую) площадь сечения труб Sф, получим напряжения растяжения в сечении z или на устье. Представив вес 1 метра труб как  , где g – гравитационная постоянная, Sпр –приведенная площадь сечения труб (с учетом замков), подставив далее это выражение в (4.3) и поделив на Sф, получим растягивающие напряжения на устье σ0 , (4.4)где ΔРкп – суммарные потери давления в кольцевом пространстве. Поскольку  , то это означает, что растягивающие напряжения в одноразмерной бурильной колонне почти не зависят от площади сечения (толщины стенки) труб. Из (4.4) можно заметить, что поскольку всегда Ру многократно превышает ΔРкп, то циркуляция жидкости всегда создает дополнительные растягивающие напряжения в трубах. Если в (4.4) положить  , где  - допускаемые напряжения для материала труб,и решить уравнение относительно L, то получим допускаемую глубину спуска данных труб Lдоп  . (4.5)Это выражение показывает, что Lдоп для одноразмерной колонны определяется главным образом величиной и в некоторой мере зависит от  . Но по мере увеличения отношения  , т.е. при уменьшении ρм (использовании ЛБТ) и увеличении ρж (особенно при бурении на утяжеленных растворах) этот фактор может стать весьма значительным, что позволяет резко (иногда кратно) увеличить глубину бурения.Следует различать осевое усилие в первой сверху трубе Fтр и нагрузку на крюке Fкр. Первое относится к внутренним силам, а вторая – к внешним. И численно они равны лишь в частном случае – при отсутствии циркуляции жидкости. Ярким подтверждением этому является, например, то, что при выполнении некоторых видов работ в скважине (закачивании в пласт тампонажных составов под высоким давлением, продавливании шламовых пробок и др.), иногда происходит распакеровка колонны, т.е. колонна «выдавливается» из скважины. При этом нагрузка на крюке отсутствует, хотя трубы находятся в сложном напряженном состоянии. На внутренней и наружной стенках колонны, находящейся в жидкости, возникают радиальные сжимающие напряжения, обусловленные внутренним и наружным давлениями, которые повышают общее напряженное состояние труб. Однако ни одной из известных методик они не учитываются, что является их общим недостатком. Но учитываются внутреннее и наружное избыточные давления. Если давление в трубах Рв больше, чем за ними Рн, то говорят о внутреннем избыточном давлении Рви и наоборот. В процессе механического бурения всегда имеет место внутреннее избыточное давление, которое вызывает в материале труб нормальные окружные напряжения, стремящиеся разорвать трубу. Для произвольной глубины z оно равно Рвиz=  , (4.6)где  и  - потери давления на единице длины в трубах и за ними.Из (4.6) видно, что наибольшее Рви имеет место при z=0, т.е. на устье. Напряжения σви от Рви для труб с любой толщиной стенки следует вычислять по формуле, полученной автором  , (4.7)взамен формулы Барлоу, справедливой только для тонкостенных труб. В формуле (4.7) приняты обозначения: d и D – соответственно внутренний и наружный диаметр труб; kр – коэффициент разностенности труб, принятый равным 0,875. При выполнении некоторых технологических операций (например, при вызове притока жидкости в скважину) наружное давление значительно больше внутреннего. Тогда колонна подвергается наружному избыточному давлению Рни., которое равно  , (4.8))где  и  - плотность жидкости в трубах и за ними; - глубина опорожнения колонны.Если Рни.> Pкр, где Pкр – критическое (сминающее) давление, то может произойти смятие колонны. Величина Pкр может быть рассчитана по формуле Саркисова-Еременко, но можно воспользоваться табулированными значениями Pкр, которые приведены, например, в 1,4,16]. Ныне применяемые бурильные трубы имеют высокие значения Pкр, и имеет смысл эти расчеты производить лишь при высоких значениях Рни. До сих пор мы полагали, что скважина вертикальная, не имеет места взаимодействия труб с ее стенками. Это весьма упрощенная схема. В настоящее время подавляющее большинство скважин (более 90%) бурятся наклонно - направленными, со сложным профилем. В таких скважинах колонна интенсивно взаимодействует с ее стенками, воспринимая дополнительные нагрузки, которые могут достигать значительных величин. |