Орієнтування відхиляючого інструменту за мітками.

Рисунок 6.7— Ведуча бурильна збірної конструкції.

Ведучу трубу в зборі рекомендується приєднувати до ствола вертлюга з допомогою перевідника, який запобігає зношуванню різьби на ПШВ і стволі вертлюга.

Для захисту від зносу замкової різьб ПШН, яка піддається багаторазовим згвинчуванням та розгвинчуванням при нарощуванні бурильної колони і спуско-підіймальних операціях, на перевідник ПШН додатково нагвинчують запобіжний перевідник.

Квадратні штанги для ведучих труб виготовляють довжиною до 16,5 м із сталі групи міцності “Д” і “К”

Для підвищення міцності, довговічності і герметичності розроблені ведучі бурильні труби збірної конструкції типу ТВКП з різьбою трапецієвидного профілю і конічними стабілізуючими поясками.

4 Бурильні труби

Відповідно до стандарту виготовляють такі типи стальних бурильних труб:

1. з висадженими всередину кінцями і з’єднуючими муфтами до них (Тбв) (рис. 6.1а);

2. з висадженими назовні кінцями і з’єднуючими муфтами до них (Тбн) (рис. 6.1б);

3. з висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками (ТБВК) (рис. 6.1в);

4. з висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючими попоясками (ТБНК) (рис. 6.1г);

5. з привареними з’єднувальними кінцями (ТБПВ);

6. труби для буріння з електробуром (ТБПВЕ).

Крім стальних, виготовляються також бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ).

5 Обважнені бурильні труби

Обважнені бурильні труби (ОБТ) призначені для створення осьового навантаження на долото і збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини бурильної колони.

Обважнені бурильні труби бувають таких типів:

1. з гладкою поверхнею на всій довжині;

2. з конусним проточуванням у верхній частині;

3. збалансовані;

4. квадратного перерізу по периметру;

5. зі спіральними канавками.

ОБТ перших двох типів мають на кінцях замкову різьбу. При наявності на трубі з одного кінця зовнішньої, а з іншого - внутрішньої різьби ОБТ називають проміжною, а при наявності на обидвох кінцях внутрішньої різьби - наддолотною. Комплект ОБТ має одну наддолотну трубу і необхідну кількість проміжних труб.

Виготовляють ОБТ перших двох типів із сталей групи міцності Д і К методом прокатування без подальшої термічної обробки, що обумовлює їх недостатню міцність і невисоку зносостійкість, особливо в різьбових з’єднаннях. Крім того, вони мають значні допуски на кривизну, різностінність та овальність. Внаслідок цього, під час роботи долота на вибої відбувається биття бурильної колони і, як наслідок, виникнення динамічних навантажень, що негативно впливає на умови роботи бурильної колони і долота.

Вади описаних вище ОБТ у значній мірі усунені в збалансованих обважнених бурильних трубах (ОТБЗ).

Внутрішній канал у цих трубах висвердлений, що забезпечує його прямолінійність, а механічне оброблення зовнішньої поверхні труб, обкатування різьби роликом, термічне оброблення труб і фосфатування різьби підвищують їх міцність.

На кінцях цих труб нарізують зовнішню і внутрішню замкову різьбу або зовнішню і внутрішню спеціальну замкову різьбу з кроком 6,35 мм і конусністю 1:6 з розвантажуючими зарізьбовими канавками, які підвищують опір різьбового з’єднання знакозмінному згину. ОБТЗ випускають таких діаметрів: 120, 133, 178, 229 мм; розроблені конструкції ОБТЗ діаметром 254, 273, 299 мм.

ОБТ квадратного перерізу по периметру бувають двох типів:

а) збірної конструкції, які складаються з трьох (двох) згвинчених між собою секцій, грані яких зміщені одна щодо одної на 45⁰. Секції з’єднуються між собою з допомогою замкової або дрібної трубної різьби і спрямовуючого пояска. Після згвинчування секції зварюють.

б) суцільні, у яких розмір по діагоналі дорівнює розміру долота. Вони виконують функції подовженого стабілізатора. Для збільшення зносостійкості грані квадрата наварюють карбідом вольфраму або релітом. На кінцях труби нарізують внутрішню замкову різьбу.

ОБТ зі спіральними канавками мають на зовнішній поверхні нарізані спіральні канавки, внаслідок чого зменшується імовірність прихоплювання колони і покращується якість промивання.

6 Бурильні замки та з’єднуючі муфти

У бурильній колоні основними з’єднуючими елементами є бурильні замки, які випускають декількох типів:

1. ЗН - з діаметром прохідного отвору значно меншим, ніж діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями;

2. ЗШ - з діаметром прохідного отвору приблизно таким, як і діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями;

3. ЗУ - із збільшеним, порівняно із замками ЗШ, діаметром прохідного отвору для труб з висадженими назовні кінцями.

Замки ЗН і ЗШ використовують для з’єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями. Значне звуження прохідного отвору в бурильних замках типу ЗН значно збільшує втрати тиску при циркуляції промивальної рідини. Тому такі бурильні замки використовують тільки при роторному способі буріння. Замки типу ЗУ застосовують як при роторному, так і при бурінні з вибійними двигунами.

Для з’єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями і стабілізуючими поясками розроблені бурильні замки ЗШК, з висадженими назовні кінцями - бурильні замки ЗУК.

Кожний із типів бурильних замків складається із ніпеля і муфти і має свої розміри.

Ніпель і муфта бурильного замка з’єднуються між собою з допомогою конічної великої різьби трикутного профілю, яка дістала назву замкової, а приєднання цих деталей до бурильних труб здійснюється за допомогою конічної мілкої трубної різьби трикутного або трапецієвидного профілю.

Замкова різьба має всі витки однакового профілю, тому при згвинчуванні ніпеля з муфтою вони знаходяться в повному зачепленні по всій довжині різьби, а упорний торець муфти контактує з упорним торцем ніпеля, що створює умови для забезпечення герметичності з’єднання.

Велика замкова різьба з великою конусністю дозволяє багаторазово згвинчувати і розгвинчувати свічки з незначною затратою часу.

Застосування бурильних замків не тільки прискорює спуско-підіймальні операції, але і запобігає передчасне зношування бурильних труб, так як при наявності замкового з’єднання ключами захоплюються не бурильні труби, а ніпель і муфта бурильного замка.

При комплектуванні бурильних колон для буріння з електробуром застосовують замки особливої конструкції, які відрізняються від замків типу ЗУ наявністю на ніпелі (з боку конуса) запобіжного стакана і деталей кріплення кабельних секцій у ніпелі і муфті (опори, болти, сухарі та ін.) (рис. 6.4). При згвинчуванні ніпеля і муфти бурильного замка контактний стержень кабелю, захищений запобіжним стаканом, вводиться в муфту замка, де і з’єднується з контактною муфтою сусідньої кабельної секції. Бурильні замки даної конструкції відрізняються від замків типу ЗУ також і збільшеною довжиною муфти.

З’єднання бурильних труб з допомогою замків, крім переваг, має і ряд вад:

1. для скручування двох труб застосовують не одно, а три різьбових з’єднання, що зменшує міцність колони, а наявність з трьох з’єднань лише одного упорного в замковій різьбі негативно впливає на герметичність колони;

2. при використанні бурильних замків типу ЗШ, і особливо типу ЗН, які мають зменшений внутрішній діаметр порівняно з внутрішнім діаметром бурильних труб типу 1, необхідна наявність потужніших бурових насосів, так як у процесі циркуляції промивальної рідини виникає значний перепад тиску в з’єднаннях. Зменшення діаметра прохідного отвору затруднює застосування колонкових доліт із зйомним керноприймачем та використання різних приладів, що спускаються в свердловину.

7 Перехідники

Перевідники призначені для з’єднання елементів бурильної колони з різьбами різних типів і розмірів, а також для приєднання до бурильної колони інструментів.

Всі перевідники (крім штангових) поділяються на три типи:

1. перевідники перехідні або запобіжні (ПП);

2. перевідники муфтові (ПМ);

3. перевідники ніпельні (ПН).

Перевідники перехідні призначені для переходу від різьби одного типу до різьби іншого типу, для з’єднання елементів бурильної колони різних діаметрів, для приєднання до бурильної колони різних інструментів.

Перевідники муфтові і ніпельні призначені для з’єднання елементів бурильної колони, розміщених один від одного ніпелями або муфтами.

Стандартом передбачено виготовлення перевідників і бурильних замків із одного і того ж матеріалу і з однаковим зовнішнім діаметром. Діаметр прохідного отвору перевідника повинен бути не меншим мінімального внутрішнього діаметра бурильного замка.

8. Осьові напруження та деформації.

Напруження розтягу, які досягають максимального значення при підвішеному стані бурильної колони в процесі циркуляції промивальної рідини, визначають за формуло

У процесі буріння, коли навантаження на долото створюється вагою стиснутої частини бурильної колони, напруження розтягу s`_роз в Па в розтягнутій частині визначають за формулою

У нижній стиснутій частині бурильної колони осьові навантаження стиску наближено визначають за формулою

(6.5)

де s_ст - напруження стиску, Па;

d_{з обт} , d_{в обт} - зовнішній і внутрішній діаметри ОБТ, м

9.Напруження та деформації від дії крутного моменту.

Дотичні напруження t, які змінюються по довжині колони від максимуму в її верхньому перерізі до мінімуму над долотом, визначають за формулою

де t - дотичні напруження, Па;

М_кр - крутний момент, що передається бурильною колоною,Нхм;

W_кр - момент опору поперечного перерізу труб при крученні,м³;

де N - потужність, що передається бурильною колоною, Вт;

w - кутова швидкість бурильної колони, с^-1,

Крутний момент досягає найбільших значень у верхньому перерізі бурильної колони, де на подолання сил опору при обертанні бурильної колони витрачається найбільша потужність.

де N_д і N₁ - потужності, затрачені відповідно на руйнування породи і обертання бурильної колони.

10. Згинаючі напруження у викривленому стволі.

11. Згинаючі напруження від втрати повздовжньої форми стійкості

Втративши поздовжню стійкість від дії стискуючих сил у бурильній колоні виникають згинаючі напруження s`_зг , які досягають максимальних значень безпосередньо над долотом і поступово зменшуються у напрямку до нейтрального перерізу бурильної колони.

12. Напруження від внутрішнього тиску

13. Інерційні напруження.

Виникають під час СПО, а також при спуску клин

14 .Температурні напруження.

В свердловині під дією високої температури відбувається видовження бурильної колони.

15. Напруження при посадці в клин бурильної колони.

16. Коливні процеси у бурильній колоні

БК є складною коливною ланкою в якій можуть розповсюджуватись поздовжні, поперечні та крутильні коливання різної частоти та амплітуди. Крім того БК характеризується автоколиваннями. Поздовжні коливання низької частоти в БК виникають внаслідок ямкуватості вибою, різновисуності шарошок, коливання тиску в нагнітальній лінії при роботі поршневих насосів. Високої частоти обумовлені стрибкоподібним крихким руйнуванням гп, перекочуванням шарошок долота по вибої. Поздовжні коливання високої амплітуди змінюють навантаження на долото (збільшують) і одночасно з ним крутного моменту, внаслідок виникають крутильні коливання, які також виникають при заклинюваннях долота, підклинюванні опор шарошок, зміні опору шарошок долота і їх биття.

Неоднаковий опір руйнування породи зубцями призводить до появи поперечних сил, які відводять долото вбік. Виникає косий удар, який викликає поперечні коливання. Змінний опір обертанню долота і вибійного двигуна призводить до появи крутильних коливань. Поздовжні, поперечні, крутильні, автоколивання і відбиті коливання накладаються одне на одне в результаті чого стиснутий низ БК здійснює складний коливальний рух. Коливні процеси в БК відіграють двояку роль:

1) впорядковані коливання підвищують динамічність роботи долота і збільшують механічну швидкість буріння внаслідок інтенсифікації долота. На цьому ґрунтується ударно-обертальний спосіб буріння.

2) коливання спричиняють розхитування вузлів і деталей, розвивають втомні явища і в підсумку призводять до передчасного руйнування деталей. Коли частота вимушених коливань співпадає з частотою власних наступає резонанс. Для зменшення коливань включають в БК амортизатори, які гасять коливання в процесі буріння.

Параметри коливання:

- частота ν, с^-1;

- період коливань Т=1/ ν, с;

- швидкість розповсюдження хвилі , м/с;

- довжиною хвилі λ, м;

- амплітуда коливань А=А₀cosωt

Критична швидкість обертання БК при якій наступає резонанс поздовжніх хвиль за АНІ визначається:

l _t - довжина труби, м;

dз,dв – зн, вн діаметри труби.

Критична швидкість обертання БК при якій наступає резонанс поперечних хвиль за АНІ визначається:

L_бк – довжина бурильної колони.

17. Форма обертання бурильної колони

Обертання колони створює ряд особливостей оскільки посилюється знос, відбувається надмірне закручування елементів зєднань. Характер та темп зносу залежить від виду обертання БК, яка може обертатись:

1) навколо власної спірально зігнутої осі;

2) навколо осі свердловини з ковзанням відносно стінок св.;

3) навколо осі св. без ковзання зі зворотнім перекочуванням по стінці св.;

4) безладне биття окремих ділянок БК до стінок св..

При (1) навколо своєї спірально зігнутої осі знос елементів БК є найрівномірніший оскільки колона дотикається до стінки по всьому колу. Проте у БК виникають знакозмінні напруження, які знижують межу міцності.

При (2) у БК відбувається односторонній знос її елементів, оскільки БК контактує зі стінкою тільки частиною колони. Якщо стінки св. складені мякими породами то можливі жолоби і односторонні виробки, що спричиняють затягування і прихоплення.

При (3) БК бере участь у двох рухах:переносному навколо осі св. і обертовому навколо власної осі. В БК виникають також знакозмінні напруження проте кількість циклів значно менша у порівнянні з (1). Знос рівномірний.

(4) найнестійкіший вид обертання. Створює вібрації. Намагаються його уникнути, для цього регулюють навантаження на долото та інші параметри режиму буріння. Проте він може спостерігатись від одного виду обертання до іншого.

18.Експлуатація елементів бурильної колони.

У процесі експлуатації бурильної колони в терміни, встановлені графіком профілактичних робіт, проводять дефектоскопію труб, гідроопресування (в свердловинах глибиною більше 3000 м) і здійснюють контроль за станом і зносом труб, замків та інших елементів колони.

Знос труб оцінюють за нарахованим умовним зносом. Прийнято, що нові труби мають умовний знос S = 0, маса комплекту дорівнює фактичній масі труб. Труби комплекту, відпрацьовані в свердловині, умовно витрачають масу

(6.1)

де S -	умовний знос, нарахований комплекту за роботу в межах одного інтервалу, кг;
а -	середня норма витрати труб за один умовний метр проходки, кг/м;
L -	кількість метрів, пробурених комплектом в одному інтервалі, м;
kz -	коефіцієнт глибини;
Cб -	коефіцієнт буримості для даного району (встанов- люється для кожного району на основі промисло- вих даних).

Стан бурильних труб оцінюють трьома класами, які характеризують різний ступінь їх зносу. До 1 класу належать бурильні труби при умовному зносі до 50%, до П - від 50 до 85%, до Ш - від 85 до 100%. Комплекти з умовним зносом 100% і більше, в залежності від їх стану, підлягають списанню або направляють на ремонт чи переводять у клас Ша.

Труби 1 класу слід використовувати при бурінні опорних, параметричних і розвідувальних свердловин та в складних геологічних умовах видобувних свердловин. Труби П і Ш класів можна успішно застосовувати при бурінні видобувних свердловин в неускладнених умовах глибиною до 2000-3500 м. Труби класу Ша можуть бути використані при бурінні видобувних свердловин глибиною до 1000-1500 м.

Знос бурильних замків оцінюють за рівномірним і нерівномірним зносом зовнішньої поверхні деталей і замків і за зносом замкової різьби. Стан зносу зовнішньої поверхні бурильних замків і замкової різьби також оцінюють за трьома класами.

Замки, у яких знос вищий за норму, встановлену для Ш класу, підлягають списанню.

19.Комплектування бурильних труб та облік роботи комплекту.

Під експлуатацією бурильних труб слід розуміти не тільки їх роботу безпосередньо в свердловині, але і умови їх транспортування від заводів-виготовлювачів до споживачів - бурових підприємств, перевезення між буровими, зберігання на трубних базах і бурових, способи складання і відпрацювання свічок, опресування, дефектоскопії та інші види контролю.

Умови і порядок перевезення труб від заводів виготовлювачів до споживачів і між об’єктами бурових підприємств, умови і порядок приймання, зберігання, обліку, контролю, випробування, селективного підбору деталей труб на трубних базах, підготовка до буріння на буровій регламентуються відповідними правилами та нормами.

Бурильні, обважнені, ведучі труби і з’єднувальні елементи готують до експлуатації на трубних базах, де проводиться очищення різьби і контроль за її якістю, дефектоскопія, збирання труб із замками, тощо.

Після підготовки бурильних труб і з’єднувальних елементів їх маркують і об’єднують у комплекти. Довжину комплекту встановлює бурове підприємство, виходячи із глибини свердловини і зручності обліку його роботи (250-500 м, 500-1000 м або довжиною, яка перевищує глибину буріння свердловини в даному районі). До комплекту включають труби, виготовлені з матеріалу однієї групи міцності, одного типу, діаметра і товщини стінки. Бажано в один комплект включати труби одного заводу-виготовлювача. Кожному комплекту надається порядковий номер, а трубам - номери всередині комплекту. На зібраний комплект бурильних труб трубна база складає паспорт-журнал. Роз’єднування комплекту не допускається. Труби поза комплектом не застосовуються. Комплекти труб для кожної свердловини підбирають із врахуванням її конструкції, способу буріння її окремих інтервалів і запроектованих режимів буріння.

Для буріння кожного інтервалу вибирають тип, діаметр і довжину комплекту ОБТ, групу міцності матеріалу, з якого вони виготовлені, тип, діаметр, товщину стінки бурильних труб і групу міцності матеріалу, з якого вони виготовлені, тип і діаметр ведучої труби. При цьому можливе застосування комплекту ОБТ, що складається з двох-трьох секцій, діаметри яких зменшуються від долота і вище. Не виключене і комплектування колони бурильних труб із декількох секцій, які відрізняються діаметром, товщиною стєінки, матеріалом (стальні, алюмінієві), групами міцності (Д, К, Е і т.д.).

Склад бурильної колони підбирають для кожного інтервалу свердловини із врахуванням досвіду буріння в даному регіоні і зручності експлуатації колони. Перевага надається бурильним колонам, які складаються з меншої кількості секцій. Зручніше експлуатувати і колони, бурильні труби яких виготовлені з матеріалу однієї групи міцності.

Підібраний склад бурильної колони розраховують на міцність і при необхідності переглядають.

Прийнятий склад бурильної колони закріплюють за свердловиною, для якої він призначений, і доставляють на бурову до початку буріння повністю або в процесі буріння комплектами разом з паспортом-журналом.

21. Буріння свердловин з використанням колтюбінга.

Буріння сверловин з використанням гнучких труб колтюбінг застосовується з 1990- го року в західних країнах. Хоча число свердловин пробурених з використанням гнучких труб, навіть у західних країнах є значно меншим в порівнянні із загальною кількістю всіх свердловин, тим неменше ця технологія є досить перспективною. Привабливість нової техніки і технологій під назвою колтюбінг полягає перш за все в забезпеченні герметизації устя свердловини в широкому діапазоні тисків і швидкостей переміщення колони труб при виконанні будьяких операцій – від СПО до буріння. Основою колтюбінга є колона гнучких труб, гладка зовнішня поверхня якої дозволяє використовувати ущільнюючий пристрій, який розміщується на устьї свердловини і герметизує її внутрішню порожнину.

22. Вибір типів і діаметрів ОБТ та БТ і КНБК

вибір КНБК здійснюється на основі вихідних даних про умови бу­ріння (конструкція і глибина свердловини, спосіб буріння, проектний режим буріння, харак­тер розрізу, зенітний кут викривлення свердловини в інтервалі встановлення ОБТ та ін.) і зводиться до обґрунтування діаметрів і довжин ОБТ, типу КНБК, кількості ОЦЕ та місця їх розташування.

Діаметр ОБТ визначається діаметром долота. Жорсткість ОБТ (точніше, її нижньої сек­ції) на згин має бути вищою за жорсткість обсадної колони, під яку ведеться буріння. Часті­ше на практиці використовують ступінчасті КНБК, складені з декількох OБT різних діаметрів. Досвід застосування цих КНБК свідчить про їх меншу небезпеку прихоплення та аварійність.

Для ускладнених умов буріння вибирають ОБТ із меншими діаметрами.

Такі ж рекомендації справедливі і для буріння з допомогою вибійних двигунів. Діаметр нижньої секції ОБТ не має бути більшим за діаметр вибійного двигуна.

При виборі ступінчастих КНБК співвідношення між діаметрами попередньої і наступної секцій мають задовольняти умови:

Загальна довжина ОБТ вибирається залежно від необхідного осьового навантаження на долото.

Тип і склад компоновки мають відповідати технологічному процесу, що проводиться у свердловині. Вибір здійснюється залежно від умов буріння.

На даний час запропоновано ряд підходів до розрахунку параметрів КНБК з метою по­передження викривлення свердловин, які різняться між собою особливостями розрахункової моделі та критеріями вибору розташування опорних елементів. Застосовують плоскі та просторові розрахункові схеми. Плоскі розрахункові схеми використовують, як правило, для компоновок з осесиметричними елементами.

23. Вибір необхідної довжини ОБТ

Загальна довжина ОБТ вибирається залежно від необхідного осьового навантаження на долото.

Визначення необхідної довжини обважнених бурильних труб

Необхідну довжину ОБТ визначають за формулою:

, (3.28)

де – довжина ОБТ,м;

k –коефіцієнт резерву, k=1,2-1,25;

– осьове навантаження на долото, Н;

– вага КНБК, Н;

– густина промивальної рідини, кг/м³;

– густина металу (сталі), кг/м³;

– вага 1 м ОБТ, Н/м.

Отриману довжину ОБТ заокруглюють в більшу сторону до величини, яка кратна довжині свічки.

Необхідно врахувати, що визначена довжина ОБТ повинна бути меншою за критичну, при перевищенні якої втрачається стійкість і можливе викривлення свердловини.

Критичну довжину ОБТ визначають за формулою:

, (3.29)

де – критична довжина ОБТ, м;

Е – модуль пружності матеріалу (сталі), Н/м²;

I – момент інерції при згині, м⁴.

, (3.30)

де , – відповідно зовнішній та внутрішній діаметри ОБТ, м.

Якщо розрахована довжина ОБТ перевищує критичну (), то для запобігання можливого викривлення ствола свердловин необхідно передбачити встановлення в колоні ОБТ центруючих пристроїв. Місце встановлення центраторів та відстань між ними визначають згідно з існуючими рекомендаціями.

24. Розрахунок колони на статичну міцність.

Умова статичної міцності бурильної колони при роторному способі буріння згідно з четвертою теорією в загальному випадку має такий вигляд:

, (3.31)

де – еквівалентне напруження, Па;

– осьові напруження (розтягу або стиску), Па;

– напруження згину, Па;

– напруження кручення, Па;

–межа текучості матеріалу труби, Па;

– коефіцієнт запасу міцності.

Межа текучості матеріалу бурильних труб подана в таблицях 3.13 та 3.14 [8, 14, 21]

, (3.32)

де G_{i- 1} – сумарна вага всіх секцій колони, розташованих нижче проектованої, Н;

, , – відповідно довжина, вага одного метра та площа поперечного перерізу тіла труби секції, що розраховується, м, Н/м, м²;

- навантаження, яке створюється внаслідок перепаду тиску, Н;

, (3.33)

де , –перепад тиску в долоті і ОБТ, Н/м²;

–найменший внутрішній діаметр ОБТ, м²;

, (3.34)

де f – стрілка прогину труби, м;

E – модуль Юнга, Н/м²;

І – момент інерції при згині, м⁴;

– довжина півхвилі згину труби, м;

– момент опору при згині небезпечного перерізу труби, м³;

,

де – зовнішній діаметр труби, м;

– внутрішній діаметр труби, м;

, (3.36)

де – діаметр свердловини, м;

– зовнішній діаметр замка, м;

, (3.37)

де ω – кутова швидкість, с^-1;

g –прискорення вільного падіння, м/с²;

Z –віддаль від нейтрального перерізу ( = 0) до того місця в колоні, де шукають довжину півхвилі згину, м. Знак плюс ("+") – для розтягнутої, а знак мінус ("-") – для стиснутої частини колони.

, (3.38)

, (3.39)

де – крутний момент, що передається нижче розташованій секції, Н∙м;

– крутний момент на холосте обертання, Н∙м;

–момент опору при крученні, м³.

(3.40)

Для розрахунку першої секції бурильної колони

М_{кр і-1}=М _д +М_{хо КНБК}, (3.41)

де М _д–момент на долоті, Н м;

М_{хо КНБК} – момент на холосте обертання КНБК, Н м.

М_{хо і}=в∙ρ_пр ω^0,7d_i² l_i (3.42)

де в – коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини (таблиця 3.15)

d_i – зовнішній діаметр розраховуваної секції бурильної колони, м;

l_i – довжина розраховуваної секції бурильної колони, м.

При розрахунку наступних секцій у формулу (3.41) додається момент на холосте обертання попередньо

У формулу (3.31) замість напружень σ_ос, σ_зг, τ_кр підставляють відповідні їм значення з формул (3.32), (3.34) та (3.39). Розв'язують квадратне рівняння відносно "l_i". Отримана величина "l_i" є шукана довжина секції бурильної колони.

Для вертикальних свердловин при роторному способі буріння напруження згину, які виникають у розтягнутій частині в результаті втрати прямолінійної форми стійкості, є незначними (σ_зг σ_р) і ними можна знехтувати. У такому випадку формула для визначення довжини секції колони бурильних труб при розрахунку на статичну міцність має вигляд:

,(3.43)

де ;

;

;

М_{кр і- 1} – крутний момент, що передається нижче розташованій секції, Н м;

d_i – зовнішній діаметр бурильної труби, м;

d_{в i} – внутрішній діаметр бурильної труби, м;

– межа текучості матеріалу труби, Па;

F_i – площа поперечного перерізу труби, м²;

n – коефіцієнт запасу міцності;

b – коефіцієнт, який залежить від ступеня викривлення свердловини;

ρ_пр – густина промивальної рідини, кг/м³;

ω – кутова швидкість обертання бурильної колони, с^-1;

G_{i -1} – сумарна вага всіх секцій колони, розташованих нижче проектної, Н;

– навантаження, яке створюється внаслідок перепаду тиску, Н;

q_i – вага одного метра труби, Н/м;

k – коефіцієнт опору.

25.Розрахунок колони на витривалість

Цей розрахунок є перевірочний і полягає у визначенні узагальненого коефіцієнта запасу міцності

Узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість знаходять за формулою:

, (3.45)

де п – фактичний узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість;

–запас міцності за нормальними напруженнями, вирахуваний при умові, що дотичні напруження відсутні;

– запас міцності за дотичними напруженнями, вирахуваний за умови, що нормальні напруження відсутні.

, (3.46)

де – межа витривалості при симетричному циклі навантажень, Па;

– межа міцності (витривалості) матеріалу труби, Па.

, (3.47)

де – межа витривалості при крученні, Па.

За четвертою теорією міцності межа витривалості при крученні дорівнює

(3.48)

Осьові σ_ос, згинаючі σ_зг та крутні (дотичні) τ_кр напруження знаходять за формулами 3.32, 3.34 та 3.39, а межу витривалості σ _-1 беруть з таблиці 3.16.

26. Основні поняття про викривлення свердловин (зенітний та азимутальний кути,довжина ствола, глибина, зміщення).

Викривлення може бути як плоским, так і просторовим.

Під траєкторією свердловини розуміють зміну у просторі земної кори усередненої осі ствола свердловини. Траєкторія свердловини – це лінія, яку описує породоруйнівний інструмент, прийнятий за матеріальну точку, під час проходження свердловини у земній корі.

Положення осі свердловини в будь-якій точці характеризується трьома вимірюваними величинами. Це такі величини (рисунок 1):

1.Зенітний кут , тобто кут між вертикаллю та дотичного до осі свердловини в даній точці.

2.Азимутальний кут –це кут, взятий у горизонтальній площині, між прийнятим напрямком початку відліку (як правило південь-північ) та проекцією дотичної до осі свердловини в даній точці на горизонтальну площину, взятий за годинниковою стрілкою. (Залежно від прийнятого початку відліку азимут може бути дійсний, магнітний чи умовний).

3.Довжина ствола свердловини L – це віддалль від устя до даної точки по осі свердловини.

Крім перелічених, викривлена свердловина має ще такі величини:

4. Зміщення А – це найкоротша віддаль між устям і проекцією даної точки на горизонтальну площину.

5. Глибина Н – це віддаль між устям і проекцією даної точки на вертикаль.

Рисунок 1 – Елементи траєкторії свердловини:

1 – горизонтальна площина; 2 – вертикальна площина; 3 – дотична в точці О до ділянки траєкторії ОА свердловини; 4 – вертикаль; ОА – довжина ствола свердловини; ОВ – глибина; ОС – зміщення

6. Зенітний кут змінюється в межах 0–90°,а азимутальний в межах 0–360°

7. У залежності від значення зенітного кута свердловини можна поділити на вертикальні(), похилі ( °), і горизонтальні ().

8. Кут, який дорівнює 90°- називається кутом нахилу свердловини. Кут нахилу – це відхилення осі ствола свердловини від горизонталі.

9. Свердловини, зенітний кут викривлення яких не перевищує 2°, називають умовно-вертикальними або вертикальними.

27. Інтенсивність викривлення свердловини (зенітна, азимутальна та просторова абозагальна).

Кількісно зміну траєкторії свердловини характеризують кривизною або інтенсивністю викривлення.

Інтенсивність викривлення – це величина, яка характеризує ступінь викривлення ствола і дорівнює приросту кута викривлення до віддалі між точками замірів по осі свердловини.

При викривленні свердловини у зенітній (апсидальній) площині суміжний кут дорівнює різниці між значеннями зенітних кутів у точках А та В

,(4)

де –суміжний або центральний кут;

та –зенітні кути у точках А та В

Довжиною дуги в цьому випадку є довжина визначеного інтервалу осі свердловини

,

тоді кривизна дуги буде:

,

При оцінці азимутального викривлення свердловини за суміжний кут беруть різницю між значеннями азимутальних кутів у відповідних точках, тобто

. (15)

Тоді . (16)
Насправді при бурінні свердловин змінюються як зенітні, так і азимутальні кути, тобто відбувається просторове викривлення свердловини, яке характеризується просторовим, або загальним кутом викривлення

28.Основні лінії та площини тригранника зв'язаного з просторовою кривою.

Нормаллю до просторової кривої стане будь-яка пряма, перпендикулярна до дотичної у даній точці. Нормалей можна провести безліч, але дві з них, що утворюють декартову прямокутну систему координат, становлять особливий інтерес.

Головною нормаллю (рисунок 4) називається пряма, яка проходить від розглядуваної точки до центра кривизни. З головною нормаллю збігається лінія радіуса кривизни.

Рисунок 4 – Схема тригранника, зв’язаного з просторовою кривою С

Бінормаллю кривої у розглядуваній точці називається направлена пряма, яка проходить через цю точку і утворює разом з додатною дотичною та головною нормаллю праву систему декартових прямокутних осей координат.

Осі цього тригранника утворюють площини які називаються нормальною (площина яка проходить через головну нормаль та бінормаль і перпендикулярна до дотичної), випрямляючою (площина, яка проходить через бінормаль та дотичну і перпендикулярна до головної нормалі), стичною (площина, яка проходить через головну нормаль та дотичну і перпендикулярна до бінормалі).

29.Кривизна та кручення кривої.

Кривизну або ступінь викривленості плоскої кривої у математиці визначають відношенням суміжного кута до довжини відповідної дуги. , де – середня кривизна дуги ;

– суміжний кут, утворений двома дотичними у точках А та В.

Свердловина може викривлятись як з постійною інтенсивністю, так і зі змінною.

Зміна апсидального кута свердловини близька математичному поняттю кручення «». Алгебраїчно абсолютна величина кручення у даній точці кривої дорівнює границі відношення кута повороту бінормальної дуги, що стягується до даної точки, до довжини дуги (град/м). Геометрично кручення є величина, яка характеризує ступінь відхилення кривої від площини.

Кручення плоскої кривої дорівнює нулю. Радіус кручення .
Практично кручення свердловини, якщо її азимутальне викривлення менше ніж є невеликим. При більших азимутальних викривленнях траса свердловини починає наближатись до гвинтової лінії. При цьому, якщо відомі рівняння кругового циліндра, боковою поверхнею якого свердловина описує гвинтову лінію і коефіцієнт пропорціональності кривизну та кручення свердловини можна визначити за такими спрощеними формулами: , ,
де – кривизна свердловини на розглядуваному інтервалі, рад/м;

– кручення свердловини на тому ж інтервалі, рад/м;

– радіус кругового циліндра, боковою поверхнею якого свердловина описує гвинтову лінію, м;

– коефіцієнт пропорціональності.

В координатній системі , центр якої суміщений з центром гвинтової лінії, рівняння кругового циліндра завжди буде мати вигляд:

.

30. Негативні наслідки викривлення свердловин.

Довільне викривлення свердловин у більшості випадків відіграє негативну роль і вкрай небажане. У результаті викривлення свердловини виникають ускладнення, які негативно впливають на процес подальшого буріння свердловини, її експлуатацію та розробку родовища. Викривлення свердловини може призвести до значних помилок при оцінці родовища, якщо відхилення від заданого направлення не заміряється та не враховується. В результаті того, що викривлення свердловин не буде враховано, може бути завищена потужність пласта або спотворена розвідувальна сітка. Викривлення свердловини може також призвести до вибору неправильного способу розкриття продуктивних пластів.

Крім того, довільне викривлення свердловин створює технічні труднощі у процесі буріння, основними з яких є:

1. Збільшується довжина ствола свердловини, витрати на її спорудження, сила тертя між трубами та стінками свердловини.

2. Ускладнюється виконання спуско-підіймальних операцій через затягування при підйомі та посадках при спуску.

3. Інтенсифікується знос елементів бурильної колони, що зумовлює збільшення її аварійності.

4. Зростають затрати потужності на буріння.

5. Посилюється жолобоутворення та обвалювання порід у місцях перегину ствола внаслідок тертя бурильної колони об стінку свердловини.

6. Інтенсифікується знос обсадних колон.

7. Утруднюється спуск обсадних колон у місцях різких перегинів (викривлень) ствола свердловини.

8. Погіршується якість цементування внаслідок ексцентричного розташування обсадних колон у свердловині.

9. Виникає небезпека зім'яття обсадних колон у місцях перегинів ствола.

10. Збільшується об'єм інклінометричних замірів у свердловині та ускладнюється проведення цих робіт.

Негативні наслідки викривлення свердловин проявляються і після здачі її в експлуатацію.

1. Порушується сітка розробки родовища.

2. Погіршується ізоляція продуктивних горизонтів.

3. Інтенсифікується знос та можливе протирання обсадних колон, насосно-компресорних труб та насосних штанг.

4. Частіше намиваються піскові корки та частіше відбувається відкладання парафінів.

5.Ускладнюється процес проведення підземного та капітального ремонтів свердловин.

6. Погіршується ізоляція продуктивних горизонтів.

7.Ускладнюється контроль за станом родовища у процесі його розробки.

При геологічній інтерпретації фактичного матеріалу спотворюються дані про фактичні запаси нафти, глибини залягання порід, кути їх падіння та товщини пластів.

В результаті можуть бути неправильно запроектовані глибини спуску обсадних колон, що призведе до невдалого розмежування пластів. Погіршуються умови орієнтованого відбору керна, пластового флюїду, а також ускладнюється прив'язка до реперних точок.

31.Основні причини довільного викривлення свердловин. Буровий індекс анізотропії.

При бурінні будь-яким способом в тій чи іншій мірі має місце довільне викривлення ствола свердловини від заданого напрямку

Існують різні думки про причини викривлення свердловин. Значна група авторів вважає, що основною причиною викривлення свердловин є геологічні умови, головним чином різниця у твердості або буримості гірських порід. Інша група авторів вважає основною причиною викривлення свердловин нестійкість прямолінійної форми колони бурильних труб. Третя, найбільша група авторів вважає, що основними причинами викривлення є геологічні умови, нестійкість прямолінійної форми колони бурильної труб, перекос бурового долота у свердловині, а також дія деяких технічних та технологічних факторів.

Ступінь та інтенсивність викривлення свердловин визначаються дією факторів, які являють собою складний комплекс. Характер впливу окремо кожного фактора встановити практично дуже важко

Для запобігання викривлення свердловин потрібна розробка та впровадження комплексу заходів. Розробка цих заходів неможлива без вивчення причин, які сприяють викривленню свердловин. У даний час загальноприйнятою є думка, згідно з якою основними причинами, що зумовлюють викривлення свердловин вважають геологічні, технічні і технологічні. Ці причини можуть проявлятись як поодиноко, так, що трапляється частіше, і разом.

Вплив анізотропії гірських порід на викривлення свердловини оцінюють буровим індексом анізотропії. Буровий індекс анізотропії за Г. Вудсом і А. Лубінським характеризує відносну різницю між буримістю (швидкістю руйнування) породи у двох напрямках – перпендикулярному і паралельному до площин шаруватості

, (29)

де – буровий індекс анізотропії;

, – відповідно механічна швидкість проходки перпендикулярно і паралельно до напластування.

Буровий індекс анізотропії знаходятиться в межах . При – порода ізотропна, а якщо – порода анізотропна

32.Вплив геологічних факторів на довкілля викривлення свердловин.

Поняття «геологічні причини» або фактори, які спричиняють викривлення свердловин, умовне або узагальнююче. Під цим поняттям розуміють прояв певних властивостей гірських порід або їх стан, який обумовлює викривлення свердловин. Геологічні причини викривлення свердловин полягають у тому, що при бурінні в пластах, які різняться фізико-механічними властивостями порід, їх будовою та характеристиками залягання, швидкість руйнування порід в окремих точках вибою різна.

До основних геологічних причин, які мають найбільший вплив на викривлення, належать:

- анізотропія гірських порід;

- нашарування порід різної твердості та різного ступеня нахилу пластів до горизонту;

- наявність зон із м’якими, незцементованими або сильно зруйнованими породами, різного роду диз’юнктивні порушення;

- тверді включення в м’які незцементовані породи;

- великі пустоти або порожнини.

Анізотропія гірських порід обумовлена мінералогічним складом, оскільки вона притаманна багатьом породоутворюючим мінералам. Орієнтоване розташування таких мінералів визначає анізотропію порід, що характеризуються їх текстурою.

Швидкість руйнування породи в напрямку, перпендикулярному до напластування має максимальне значення (вектор 1). Швидкість руйнування породи паралельно до напластування має мінімальне значення (вектор 3). Швидкість руйнування породи під кутом 45º до напластування має проміжне значення (вектор 2).

При бурінні в породах однакової твердості у напрямку перпендикулярному напластуванню відбувається незначне рівномірне збільшення діаметра свердловини

При бурінні у розрізах, представлених чергуванням порід різної твердості, виникають умови, що сприяють викривленню свердловини (рисунок 8, а). М’які прошарки розбурюються легше з утворенням ствола збільшеного діаметра. Обважнені бурильні труби сприяють відхиленню долота від вертикалі у межах цього інтервалу, доки не буде досягнутий твердий прошарок.

33. Вплив технічних факторів на викривлення свердловин.

На викривлення свердловин від свого заданого напрямку впливають також і технічні причини. Технічні причини викривлення свердловини пов’язані в основному, з порушенням співвісності бурильного інструменту та свердловини, конструктивними особливостями компоновок низу бурильної колони. Основними технічними причинами, які зумовлюють викривлення свердловини є:

- наявність у нижній частині бурильної колони перекошених різьбових з’єднань, зігнутих труб, незбалансованих ОБТ;

- ексцентричність з’єднань елементів компоновок низу бурильної колони;

- неспіввісність талевої системи і стола ротора;

- неспіввісність стола ротора та напрямку свердловини;

- неякісне виготовлення породоруйнівного інструменту;

- рідальний люфт вала вибійного двигуна;

- непрямолінійність ведучої труби та наявність перекосів у з’єднаннях ведучої труби.

При бурінні вертикальних свердловин невеликий перекіс ротора під час монтування може призвести до неправильного забурювання свердловини.

При бурінні свердловини з ексцентрично нагвинченим породоруйнівним інструментом, перехідником чи іншим елементом КНБК внаслідок неспіввісності відбувається інтенсивне розбурювання стінок свердловини. Величина ексцентриситету визначає ступінь розбурювання стінки свердловини.

В результаті технічних причин у процесі буріння відбувається інтенсивна розробка стінок свердловини, внаслідок чого збільшується зазор між стінками свердловини і низом бурильних компоновок, а значить, і можливість перекосу КНБК у стволі. Це в свою чергу призводить до відхилення осі свердловини у процесі буріння, тобто відбувається викривлення ствола.

Технічні причини, які призводять до викривлення свердловини у процесі буріння, є суб’єктивними і при належному ставленні до справи можуть бути усунені.

34. Вплив технологічних факторів на викривлення свердловин.

Технологічні причини пов’язані зі способами та режимами буріння. Вони визначаються, в основному, осьовим навантаженням на долото та швидкістю обертання породоруйнівного інструмента, які спричиняють нерівномірне розбурювання вибою. А це в свою чергу зумовлює збільшення сил, які відхиляють низ бурильного інструменту від осі свердловини, і зменшення механічної швидкості буріння.

До основних технологічних причин, які зумовлюють викривлення свердловин відносять:

1. Нерівномірність розбурювання стінок свердловини;

2. Сили, що діють на низ бурильної колони;

3. Втрата стійкості нижньої частини бурильної колони;

4. Неправильне співвідношення діаметрів обважнених бурильних труб та свердловини;

5. Неправильний вибір кількості, місця встановлення та конструкції пристроїв, які центрують нижню частину бурильної колони у свердловині;

6. Застосування режиму буріння, параметри якого не відповідають конструкції нижньої частини бурильної колони і геологічним умовам залягання порід.

Нерівномірність розбурювання стінок свердловини пов’язана з тим, що породи які складають стінку свердловини різні за мінералогічним складом, а значить по різному чинять опір дії на них руйнуючих елементів породоруйнівного інструменту. Діаметр свердловини може збільшуватись у порівняні із зовнішнім діаметром долота внаслідок фрезеруючої дії долота на стінки свердловини. Причому, чим більший зазор між породоруйнівним інструментом і стінкою свердловини, тим більше викривлення свердловини.

Величина сил, що діють на низ бурильної колони пов’язана, в основному, з осьовим навантаженням на долото, швидкістю обертання, зенітним кутом та величиною зазору між нижньою частиною бурильної колони та стінкою свердловини.

Якщо не враховувати дію короткочасних динамічних сил, то на низ бурильної колони у вертикальній свердловині діють, в основному, стискуючі сили від осьового навантаження, згинаючі – від сумісної дії відцентрових та осьових сил, а також крутний момент, що передається долоту від ротора чи вибійного двигуна.

35. Напрямна ланка бурильної колони. Відхилююча та випрямляюча сили. Кут стабі­лізації викривлення.

Під напрямною ланкою бурильної колони розуміють ділянку бурильної колони від долота до першої точки дотику бурильної колони зі стінкою свердловини.

На напрямну ланку бурильної колони діють такі сили:

1. У верхній частині (на верхній її кінець):

а) сила тяжіння відсіченої частини колони;

б) реактивна дія сил пружності відсіченої частини колони;

в) поперечна сила від ваги напрямної ланки бурильної колони (реакція осьових сил відсіченої частини);

г) сила тертя ковзання в точці контакту;

д) момент сил тертя кочення;

2. На нижню частину (на нижній кінець):

а) осьова складова реакції вибою;

б) поперечна (нормальна) складова реакції вибою.

В результаті дії розглянутого комплексу взаємозв’язаних сил напрямна ланка бурильної колони займає певний рівноважний стан, який у вертикальній площині визначається кутом (кутом між віссю свердловини та віссю долота). Цей кут визначає напрям вектора повного навантаження на вибій, а отже і напрям буріння та зенітного викривлення вертикальної свердловини

Під час буріння під впливом ваги напрямної ділянки бурильної колони долото намагається зайняти вертикальне положення, а під впливом навантаження на долото (ваги стиснутої частини бурильної колони) переміститись вздовж її осі і відхилити ствол від вертикалі.

Результуюча цих двох сил може бути розкладена на дві складові: силу , яка діє вздовж осі бурильної колони і силу , яка перпендикулярна до неї.

Якщо сила направлена до вертикалі, то долото намагається зменшити зенітний кут свердловини і сила називається випрямляючою (рисунок 13, а).

Якщо сила направлена від вертикалі,то долото намагається збільшити зенітний кут свердловини і сила називається відхиляючою

Величина випрямляючої сили залежить від геометричної характеристики бурильної колони і свердловини та зенітного кута. Чим більша жорсткість і вага одиниці довжини напрямної ланки бурильної колони тим більша випрямляюча сила.

Величина відхиляючої сили визначається, в основному, кутом нахилу осі долота до вертикалі та навантаженням на вибій свердловини. З ростом цих параметрів відхиляюча сила буд

---

Дата добавления: 2015-07-15