ЛР Бурильная колонна. Лабораторные работы 4 Изучение элементов бурильной колонны
 Скачать 360 Kb.
|
|
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ОБРАЗОВАНИЯ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Кафедра: «Бурение нефтяных и газовых скважин» Лабораторные работы №4 Изучение элементов бурильной колонны Выполнила: Проверил: Уфа 2009 Цель работы: изучить назначение бурильных колонн 1.НАЗНАЧЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Бурильная колонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенном на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины. Функции, выполняемые бурильной колонны определяются проводимыми в скважине работами. Главными из них являются следующие. В процессе механического бурения бурильная колонна: является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота: механической - при роторном бурении; гидравлической – при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической – при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель); воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями; является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка); служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше; может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент. При спускоподъемных операциях бурильная колонна служит для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;При креплении скважины она используется для подготовки ствола к креплению; спуска и установки секции обсадных колонн, хвостовиков, летучек; цементирования скважин с целью закрепления обсадных колонн в стволе скважины и разобщения пластов. При ликвидации осложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит: для закачки и продавки в пласт тампонирующих материалов; для спуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследований пластов путем отбора или нагнетания жидкости; для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглащений, укрепления зон осыпаний или обвалов, установки цементных мостов и др.; для спуска ловильного инструмента и работы с ним. При бурении с отбором керна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы. 2. СОСТАВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов – бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке – подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну. Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются. Свеча длинной 24-26 м (при глубине бурения 5000 м и более могут использоваться бурильные свечи длиной 36-38 м с буровой вышкой высотой 53-64 м) составляется из двух, трех или четырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и 6 м . В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается. В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами. В состав бурильной колонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто – металлошламоуловители, обратные клапаны, иногда – специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение. Для управляемого искривления ствола скважины в заданном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонной включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны. Р  ис 1.Принципиальная схема компоновки бурильной колонны для бурения с забойными двигателями 1 – ствол вертлюга; 2,7 – левая и правая трубные резьбы; 3 – переводник вертлюга; 4,9 – левая и правая замковые резьбы; 5 – верхний и нижний штанговые переводники; 6 – ведущая труба; 10 – предохранительный переводник; 11 – замковая резьба; 12 – замковая муфта; 13 – трубная резьба; 14 – бурильная труба (6 м); 15 – соединительная муфта; 16 – переходной переводник; 17 – предохранительный клапан; 18 – утяжеленные бурильные трубы;19 – ароматизатор; 20 – муфтовый переводник; 21 – центратор; 22 – забойный двигатель; 23 – калибратор; 24 – буровое долото 3. КОНСТРУКТИВНЫ ОСОБЕННОСТИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Бурильные трубы Бурильные трубы могут быть классифицированы по следующим признакам: 1. По категории скважин, для бурения которых они преимущественно предназначены: бурильные трубы для структурно-поискового бурения и капитального ремонта скважин; бурильные трубы для эксплуатационного и геологоразведочного бурения. 2. По способу бурения: для роторного бурения; для бурения с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД); для электробурения. 3. По назначению: бурильные трубы; ведущие бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; бурильные трубы для ликвидации аварий. 4. По материалу: стальные бурильные трубы; легкосплавные бурильные трубы. 5. По магнитным свойствам: бурильные трубы из магнитных материалов; бурильные трубы из немагнитных материалов (дюрали, немагнитной стали). 6. По прочности материала труб: обычной прочности (для стальных труб – из сталей различных групп прочности); повышенной прочности. 7. По способу соединения между собой: бурильные трубы сборной конструкции ТБВН, ТБВВ, ТБВК; бурильные трубы цельной конструкции (беззамковые бурильные трубы). БТ с приварными замками ТБПК; 8. По профилю резьбы: Треугольная; Трапециодальная. 9. По направлению резьбы: Левая резьба; Правая резьба. В связи с появлением в последнее время длинномерных гибких труб бурильные трубы можно классифицировать также по следующему признаку. 10. По способу составления колонны бурильных труб: бурильные трубы стандартной длины; непрерывные бурильные трубы; 11. По фактическому состоянию труб в процессе их эксплуатации: бурильные трубы 1-го класса; бурильные трубы 2-го класса; бурильные трубы 3-го класса. Непрерывная бурильная труба представляет собой длинномерную колонну гибких труб (КГТ), размещенную на барабане самоходной (колтюбинговой) установки. В процессе спуска в скважину труба сматывается с барабана, а при подъеме она вновь наматывается на него. Базой установки может служить шасси автомобилей типов КРАЗ, МАЗ или других автомобилей с необходимой грузоподъемностью буровой раствор в процессе бурения циркулирует через всю трубу, и поэтому давление на устье не зависит от текущей глубокой скважины. Колтюбинговые установки были впервые разработаны в США и первоначально применялись исключительно для капитального ремонта скважин. И в настоящее время они примерно на 75% используются для этих целей: кислотных обработок пластов, очистки забоя скважины от песка и др. При этом используются КГТ диаметром 33, 38, 42 и 48 мм. В последние годы примерно 25% работ приходится на ремонтно-изоляционное цементирование скважин, каротаж, ловильные работы, расширение и углубление ствола, бурение вертикальных и горизонтальных участков скважин. В этих случаях используются установки с трубами диаметрами 60, 73, 89 и 114 мм. Имеется также практика использования 127 мм труб. В настоящее время целый ряд американских фирм выпускает установки для работы с КГТ. Разработаны и выпускаются колтюбинговые установки также отечественного производства: РАНТ-10-01, М-10, Уран-20, КРАБ-01, КПРС-20 и другие для работы с трубами диаметрами 25, 33, 38, 42 и 48 мм. Значительный опыт работы с непрерывными трубами накоплен в ОАО «Сургутнефтегаз», «Уренгойгазпром». Эти установки пока используются только при капитальном ремонте скважин. Особенностью условий работы непрерывных труб является то, что материал трубы работает за пределами упругости (для уменьшения радиуса изгиба труб). Поэтому в материале труб накапливаются остаточные деформации, что предопределяет срок службы (ресурс) труб. Достигнутый на сегодня ресурс составляет до 50 спускоподъемов. Радиус барабана (без учета высоты реборды) должен быть не менее 48 раз больше наружного диаметра труб. Для данного материала он увеличивается пропорционально диаметру труб. Для 25-мм труб диаметр барабана составляет примерно 1,5 м. Потребный объем барабана определяется длиной трубы, т.е. глубиной ее спуска в скважину. Глубина спуска (по стволу скважины ) на сегодня составляет до 4 тыс. м и более, а емкость барабана на 200-300 м больше (как запас для вырезания изношенного участка). Высота кольтюбинговой установки в транспортном положении около 4 м. Существующие колтюбинговые установки, кроме капитального ремонта скважин, могут применяется для проводки боковых стволов и горизонтальных ответвлений из существующих эксплуатационных скважин. Вращение долота может осуществляется забойными двигателями, а нагружение долота – забойным механизмом подачи, который, при необходимости, одновременно воспринимает реактивный крутящий момент. Главным преимуществом КГТ является обеспечение непрерывного процесса спускоподъемных работ, что кратно сокращает их продолжительность. Управление работой отклонителя может осуществляться по кабелю, встроенному в трубу. По нему же может непрерывно передаваться вся необходимая информация с забоя скважины. Анализируя опыт применения колтюбинговых установок можно придти к заключению, что не существует принципиальных трудностей для создания буровых установок отечественного производства для работы с КГТ большего диаметра. В мировой практике известны случаи, когда при глубине скважине 1700 м длина горизонтального участка составляла более 10 тыс. м. Рассматриваемые бурильные трубы подразделяются по материалу: стальные и легкосплавные бурильные трубы. По конструктивному исполнению стальные бурильные трубы сборной конструкции изготовляются следующих типов: с высаженными внутрь концами (В); с высаженными наружу концами (Н); с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками (ВК); с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками(НК). Наличие высадки на концах трубы позволяет нарезать резьбу, сохраняя по любому сечению трубы равную прочность на разрыв. Однако высадка внутрь приводит к нежелательному уменьшению внутреннего диаметра на концах трубы, что значительно увеличивает гидравлические потери при циркуляции промывочной жидкости и, следовательно, ухудшает условия эксплуатации насосов, долот, турбобуров. Две трубы длиной 6 м предварительно соединяются между собой соединительной муфтой в колено (двухтрубку). Труба имеет на концах наружную мелкую (трубную) резьбу, а соединительная муфта – внутреннюю мелкую резьбу. Соединение бурильных труб длиной 8 м и 11,5 м, а также двухтрубок осуществляется с помощью бурильных замков. Бурильные замки изготовляют в соответствии с ГОСТ 5286-75 следующих типов размеров: 3Н-80, 95, 108, 113, 140, 172 И 198; ЗШ-108, 118, 133, 146, 178 203; ЗУ-86, 120, 146, 155 и 185. Цифры означают наружный диаметр замка в миллиметрах. Бурильные трубы и муфты изготовляют из высококачественных углеродистых (марки 45) или легированных сталей марок 38 ХНМ, 36Г2С, 35Г2СВ и др. Для обазначения материала принят термин «группа прочности». Группа прочности стали – это условный индекс, введенный для упрощения обозначения прочностных характеристик стали. Всего принято 7 групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Трубы групп прочности, кроме Л, изготовляют из легированных сталей, подвергают нормализации с отпуском; Л - из углеродистой стали, подвергают закалки с отпуском. Замки к ним изготовляют из сталей марок 40ХН или 45, или (если прочность материала трубы выше прочности сталей 40ХН или 45) из того же материала, что и трубы. В любом случае прочность материала замка не должна уступать прочности материала трубы. Ниппель и муфта бурильного замка соединяются при помощи конической крупной резьбы, получившей наименование замковой, а к бурильным трубам эти детали присоединяются посредством трубной резьбы. Как и в бурильных трубах, резьба может быть с правым и левым направлением нарезки. Применение замков для соединения бурильных труб не только ускоряет спуско-подъемные операции, но и предотвращает бурильные трубы от преждевременного износа, так как при наличии замкового соединения ключами захватываются не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка. Бурильные трубы с приваренными соединительными концами. Особенностью бурильных труб этого типа является наличие равнопроходного канала по всей длине трубы, что обусловливает, как и при применении бурильных труб с высаженными наружу концами и труб типа ТБн, минимальные гидравлические потери при прокачивании промывочной жидкости по бурильной колонне. Изготовляют эти трубы путем приварки к трубным заготовкам с помощью контактно-стыковой сварки соединительных концов специальной конструкции. Затем концы обрабатывают под муфту и ниппель таким образом, чтобы после нарезки замковой резьбы по ГОСТ 5286—58 было получено упорное соединение. Трубы рассматриваемой конструкции имеют длину 12,4 и 8 м. Следовательно, при применении таких труб свеча может быть собрана из двух или трех труб с наличием в каждом соединении вместо трех (двух трубных и одной замковой) лишь одного (замкового) упорного соединения. Бурильные трубы с приваренными соединительными концами существуют трех типов. ТБП — трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке, не имеющей высаженных концов. ТБПВ — трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке с высаженными наружу концами . ТБПВЭ — отличающиеся от труб ТБПВ конструкцией соединительных концов. Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) С увеличением глубин скважин появилась необходимость создания бурильных труб, изготовленных из легких сплавов. Легкосплавные бурильные трубы изготовляют из дюралюминия марки Д16-Т (ГОСТ 4784—65), в состав которого, кроме алюминия, входят Сu, Мn, Zn и Мg с незначительным количеством примесей Fе, Si, Ni. Механические свойства сплава Д16-Т несколько ниже, чем стали группы прочности Д . Однако удельная прочность сплава Д16-Т значительно выше, чем высокопрочных сталей, применяемых для изготовления бурильных труб по ГОСТ 631-63.Предельные глубины спуска бурильных колонн, составленных из ЛБТ, значительно превышают предельные глубины спуска стальных бурильных колонн. Утяжеленные бурильные трубы Утяжеленные бурильные трубы предназначены для увеличения массы и жесткости нижней части бурильной колонны. Наиболее широко применяются УБТ горячекатаного изготовления, гладкие по всейдлине и с конусной проточкой для захвата клиньями. Изготовляют горячекатаные трубы из сталей групп прочности Д и К без термообработки, поэтому они обладают недостаточной прочностью износостойкостью, особенно в резьбовых соединениях. Помимо этого они имеют значительные допуски на кривизну и разностенность. При вращении это приводит к возникновению динамических нагрузок, разрушению породорарушающего инструмента и других элементов компоновки бурильной колонны. Недостатки горячекатаных УБТ в значительной степени устранены у сбалансированных утяжеленных бурильных труб (УБТС). ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ. 1. Шламометаллоуловители Шламометаллоуловители (ШМУ) применяются при улавливания крупных кусков шлама и металического скарба, поднимаемого с забоя циркулирующей промывочной жидкостью. Устанавливаются шламометаллоуловители нижней части бурильной колонны, над породоразрушающим инструментом. Принцип работы ШМУ заключается в резком снижении скорости восходящего потока промывочной жидкости перед приемной полостью, образованной концентрично расположенными внешней и внутренней трубами. Хвостовик обеспечивает центрование ШМУ в скважине. Соединение щламометаллоуловителя с другими элементами бурильной колонны осуществляется по стандартной замковой резьбе. Зазор между стенкой скважины и внешней трубой определяется из условия обеспечения скорости восходящего потока в пределах 5...7 м/с. 2. Протекторные кольца Протекторные кольца служат для защиты обсадных колонн от повреждений замками бурильной колонны, перемещающейся в скважине, а также для предохранения самих замков от истирания. Конструктивно протектор может быть выполнен в форме разъемного или неразъемного кольца. В отечественной практике применяются в основном неразъемные резиновые протекторные кольца. Разработаны также протекторы увеличенной высоты и бочкообразной формы, максимально "разгруженные" от статических напряжений, хорошо закрепляемые на трубах за счет применения специального клея, облагающего повышенными адгезионными свойствами. 3.Центраторы. Центраторы различных типов применяются для центрования низа с бурильной колонны в стволе скважины и предупреждения самопроизвольного его искривления. Центраторы могут быть классифицированы по различным признакам. По конструктивному исполнению различают центраторы: лопастные, шарошечные. По размеру: полноразмерные - диаметр центрирующих элементов равен диаметру долота или меньше его на 1...2мм; неполноразмерные - диаметр центрирующих элементов меньше диаметра долота на 3...4 мм и более. По принципу действия: механические, с жесткими центрирующим элементами; гидравлические с выдрижеными элементами; центробежные, в которых колонна отжимается от стенок скважины к оси за счет центробежных сил вращающихся плашек; с эластичными центрирующими элементами. Лопастные центратбры с жесткими центрирующими элементами выполняются только неполноразмерными вследствие опасности их заклинивания в стволе скважины. Шарошечные центраторы, как правило, полноразмерные. Центробежные, гидравлические, с эластичными элементами центраторы обеспечивают постоянный контакт со стенками скважины с ограниченным усилием. Лопасти центратора могут армироваться штырями из твердого сплава. Роль центрирующих устройств в компоновке нижней части бурильной колонны заполняют также центраторы-калибраторы и калибраторы-стабилизаторы. 4. Расширители Расширителя применяются для расширения отдельных интервалов ствола сважины, пробуренных долотом меньшего диаметра, а также при бурении методом опережающего ствола. В настоящее время используются в основном шарошечные расширители. 5. Калибраторы Калибратор - элемент компоновки нижней части бурильной колонны, предназначенный для калибровки ствола и стабилизации направления скважины. Калибратор наполняет также функции центратора. В буровых предприятиях применяются лопастные калибраторы различного конструктивного исполнения. 6. Стабилизаторы. Стабилизатор - элемент компоновки нижней части бурильной колонны, предназначенный для центрирования колонны стабилизации направления скважины. В качестве стабилизаторов в основном применяются УВТ квадратного сечения. 7. Маховики. Маховики предназначены для увеличения массы вращающихся частей турбобура. Конструктивно выполняются в виде толстостенных труб длиной 5...6 м. 8. Амортизаторы. Амортизаторы применяются в целях уменьшения ударных нагрузок и вибрации при бурении. Использование амортизаторов приводит к снижению интенсивности износа труб, забойных двигателей, УБТ других элементов бурильной колонны. Существуют следующие конструктивные разновидности амортизаторов корпусного и бескорпусного исполнения, с металлическими и неметаллическими упругими элементами, гидравлические и пневматические. 9. Ведущие трубы. Назначение ведущих труб - это передача вращения от привода через ротор бурового станка к бурильной колонне и предотвращение её реверсивного вращения от забойного двигателя при одновременной подаче инструмента. Ведущие труба конструктивно выполняется сборными и цельного изготовления. Сборная ведущая труба (рис.10), изготовляемая предпочтительно квадратного сечения, состоит из штанги 2, переводника штангового верхнего I (ПШВ) и переводника штангового нижнего 3 (ПШН). Для предохранения резьбы нижнего переводника от износа при многократных свинчиваниях-развинчиваниях во время наращивания бурильной колонны и при спуско-подъемных операциях на нижний штанговый передводник навинчивается предохранительный переводник (ПП). Отсоединение ведущей трубы от бурильной колонны осуществляется по нижней резьбе предохранительного переводника. На концах ведущей труб ( штанг) нарезается трубная резьба. Переводники имею трубную и замковую резьбы. На предохранительном переводнике с двух концов нарезается замковая резьба. Штанги изготовляют из сталей групп прочности Д и К, переводники - из стали марки 40ХН. Допускается изготовление переводника из стали марки 45. На цилиндрической поверхности конца ведущей трубы или на одной из граней квадрата наносится путем клеймения, а также краской следующей маркировки: а) группе прочности стали; 6) номер трубы; в) номер плавки; г) размер стороны квадрата, мм; д) дата выпуска; е) длина трубы, см; к) товарный знак завода-изготовителя. В настоящее время освоена и выпускается двухраструбнаяя цельнокатаная ведущая труба, получаемая путем редуцирования из круглой толстостенной трубной заготовки. Отличительная особенность этих труб - квадратная форма из наружного и внутреннего сечения. На верхнем высаженном конце труба нарезается внутренняя левая замковая резьба, а на нижнем конце -внутренняя правая замковая резьба. Ведущие трубы этой конструкции изготовляются лишь малых размеров. Для глубокого бурения также изготовлены и испытаны ведущие цельнокатаные трубы с шестигранным поперечным сечением. Не концах этих труб нарезается внутренняя замковая резьба. Шестигранная форма способствует увеличению сопротивляемости трубы кручению. Условия работы бурильной колонны при роторном способе и при бурении с забойными двигателями различны. При роторном способе бурильная колонна, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает ряд сил. Верхняя часть колонны от действия сил собственного веса и перепада давления в долотных отверстиях находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя, в сжатом состоянии. Следовательно, в колонне всегда имеется сечение, в котором отсутствуют растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него — напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту. Передаваемый бурильной колонной вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения и в результате совместного действия осевых и центробежных сил появляются изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части бурильной колонны. Вес бурильной колонны, вращающий момент, центробежные силы и перепад давления в отверстиях долота неизбежно создают в дополнение к статическим динамические Нагрузки в результате возникающих в процессе бурения осевых и поперечных колебаний колонны. Для гашения этих колебаний в последние годы в ряде районов применяют амортизирующие устройства, устанавливаемые над долотом. Вращающий момент может привести к возникновению резких колебаний колонны (крутильному удару) при погружении породоразрушающих элементов долота в породу и последующем освобождении их, в результате чего появляются переменные касательные напряжения и дополнительные динамические нагрузки. Вращающий момент и центробежные силы придают бурильной колонне форму пространственной спирально изогнутой кривой с шагом, уменьшающимся в результате действия осевых сил от вертлюга к долоту. Однако значительная деформация при этом не возникает вследствие ограничения перемещений колонны стенкой скважины, и поэтому даже при самой сложной форме равновесия бурильной колонны возможна ее эксплуатация. При бурении с забойными двигателями (турбобуром, электробуром) условия работы бурильной колонны значительно отличаются и от описанных выше. Бурильная колонна в этом случае не вращается и поэтому испытывает в основном растягивающие и сжимающие нагрузки, обусловливаемые, как и при роторном бурении, колонны, перепадом давления в отверстиях долота забойном двигателе и реакцией забоя. Поэтому при бурении с забойными двигателями значительно снизились требования к бурильным колоннам. Стало возможным применять при их комплектования бурильные трубы с меньшей толщиной стенок, в связи с чем сократился расход металла, а, следовательно, уменьшилась стоимость колонн. Число аварий с бурильными колоннами при любых условиях их эксплуатации с забойными двигателями всегда меньше, чем при роторной бурении. Реактивный момент забойного двигателя, изгибающие нагрузки, возникающие при потере нижней частью бурильной колонны прямолинейной формы, имеют незначительную величину и поэтому в практических расчетах не учитываются. Вращение бурильной колонны, осуществляемое иногда при турбинном бурении с незначительной частотой (40—60 об/мин), приводит к появлению касательных напряжений, убывающих от вертлюга к долоту, и центробежных сил, которые, действуя совместно с силами веса колонны, порождают изгибающие напряжения. По-видимому, значения этих сил, следовательно, и напряжений, невелики, и ими при расчетах бурильной колонны также можно пренебречь. Безусловно, что вес колонны и другие силы приводят к возникновению динамических нагрузок при бурении с забойными двигателями. Вследствие же описанных выше причин и расчетах бурильным колоннам, предназначенным для работы с забойными двигателями, уделяют меньше внимание, чем бурильным колоннам, эксплуатируемым при роторном бурении. Вывод: В результате проделанной работы изучили назначение и устройство конструктивных элементов бурильной колонны. |