шпоры_ОБНиГС_устн_по алфавиту. Бурильные трубы и соединительные муфты

Бурильные трубы и соединительные
муфты.
Существуют стальные бурильные трубы следующих типов: с высаженными концами, с высаженными концами и коническими стабилизирующими поясками, с приваренными соединительными концами (рис.4.2). Кроме стальных, изготовляют бурильные трубы из алюминиевых сплавов.
. Бурильные трубы с высаженными внутрь (а) и наружу (б) концами и соединительные муфты к ним, с высаженными внутрь (в) и наружу (г) концами и коническими стабилизирующими поясками …. В процессе спуска и подъема бурильной колонны нецелесообразно свинчивать и развинчивать все трубы, из которых составлена колонна. Гораздо быстрее осуществлять спуско-подъемные операции при навинчивании и отвинчивании сразу нескольких труб.
Комплект таких труб, называемый свечой, может иметь разную длину, зависящую от высоты вышки.
Соединение труб в свече в этом случае и свечей друг с другом осуществляют бурильными замками
Ниппель и муфта бурильного замка соединяются при помощи конической крупной резьбы треугольного профиля, получившей название замковой, а присоединение этих деталей к бурильным трубам осуществляется посредством конической мелкой трубной резьбы, рассмотренной выше.
Утяжеленные бурильные трубы Для увеличения веса и жесткости бурильной колонны в ее нижней части устанавливают утяжеленные бурильные трубы
(УБТ), позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото. Находят применение в основном круглые УБТ следующих типов: с гладкой поверхностью по всей длине, с конусной проточкой для лучшего захвата клиньями при спуско- подъемных работах, сбалансированные
(УБТС).
Буровые долота для бурения с отбором
керна.
Снаряды для колонкового бурения (керноприемные устройства) и бурильные головки к ним Все снаряды для колонкового бурения вне зависимости от конструкций состоят из следующих основных частей: бурильной головки для разрушения породы вокруг обуриваемого керна; внешнего корпуса; внутренней колонковой трубы для сохранения и выноса керна; кернодержателя
(кернорвателя).
По принципу применения снаряды для колонкового бурения подразделяют на снаряды (керноприемные устройства) с несъемной (постоянной) колонковой трубой и на снаряды со съемной грунтоноской. При работе снарядами для колонкового бурения со съемной грунтоноской керн извлекается специальным ловителем на канате, бурильную головку поднимают после полной ее отработки. По типу бурильные головки делятся на лопастные, шарошечные и алмазные. В снарядах для колонкового бурения всех типов керн образуется бурильной головкой, а для отрыва и удержания керна служит кернодержатель.
Значение кернодержателя в обеспечении хорошего выхода керна очень велико. Существует большое число различных конструкций кернодержателей.
Ту или другую конструкцию применяют в зависимости от условий бурения, физико- механических свойств разбуриваемых пород и т. п. Приемником отобранного керна является колонковая труба, заканчивающаяся сверху клапаном, через который из колонковой трубы выходит промывочная жидкость.
Лопастные бурильные головки с тремя и четырьмя лопастями предназначаются для бурения колонковыми долотами в тех же породах, что и лопастные долота для сплошного разрушения забоя, их конструкции и материалы также аналогичны. У нас в стране распространены при колонковом бурении шарошечные бурильные головки. Они могут быть одно-, трех- четырех- и шестишарошечные.
Алмазные бурильные головки по своей конструкции, вооруженности алмазами на единицу площади аналогичны алмазным долотам для сплошного разрушения забоя.
Буровые
долота
для
сплошного
бурения. Лопастные долота. При бурении нефтяных и газовых скважин применяют лопастные долота двух разновидностей: разрушающие горную породу по принципам резания и истирания. Предпочтение следует отдавать долотам со сменными соплами, так как такие долота позволяют осуществлять промывку скважины со скоростью движения струй жидкости из сопел 100—120 м/с. Долота со сменными соплами называют гидромониторными.
Шарошечные долота. Несмотря на то что в практике бурения нефтяных и газовых скважин применяли долота с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже шестью шарошками, самыми распространенными были и остаются трехшарошечные долота и в небольших количествах в настоящее время применяют одношарошечные долота.
Буровые
долота
специального
назначения Расширители. Применяются для расширения диаметра скважины при проходке долотами сплошного и колонкового бурения, а также для центрирования бурильного инструмента в процессе бурения. Расширители классифицируются по форме их рабочих органов (шарошечные, лопастные и др.), по способу крепления рабочих органов
(жесткозакрепленные, разборные и раздвижные), по числу этих органов и типу их вооружения. В настоящее время применяются два вида расширителей: шарошечные и лопастные. Наиболее распространенными являются трех- шарошечные расширители.
Кроме трехшарошечных выпускаются четырех- и шестилопастные расширители, одношарошечные пилотные расширители и надцолотные штыревые расширители.
Фрезерные долота.
Предназначены для бурения скважин в малоабразивных породах и разбуривания цементных мостов и металла в скважине.
Конструктивная особенность этих долот
— расположение твердосплавных пластинок по спирали. Рабочая часть долота сферическая.
Долота
для
реактивно-турбинного
способа
бурения (РТБ).При работе агрегатами
РТБ используются серийные трехшарошечные долота и долота типа
ДРБ, специально разработанные для РТБ.
Характерная особенность вооружения шарошек долот типа ДРБ для РТБ — наличие фрезерованных зубьев или твердосплавных зубьев только на периферийных венцах. Вставные долота
для турбинного и роторного бурения
без подъема бурильной колонны для
смены долота. Сущность способа бурения без подъема бурильной колонны для смены отработанного долота заключается в том, что новое долото спускается, а отработанное поднимается
(с помощью каната и специального инструмента — овершота или обратной циркуляции) внутри бурильной колонны.
Для турбинного бурения разработана и выпускается специальная конструкция турбобура с вставным ротором, к которому присоединяется вставное долото. Вставное долото состоит из двух основных узлов: механизма долота и режущих шарошечных комплектов
Влияние величины осевой нагрузки на
долото на показатели работы долота.
Скорость износа возрастает примерно пропорционально осевой нагрузке, пока

контактное давление не достигнет некоторого значения, зависящего от предела текучести материала зубьев, а при высоких скоростях вращения — от предела выносливости. При дальнейшем повышении осевой нагрузки темп прироста скорости износа существенно увеличивается. Если на первом этапе износ в основном происходит в результате истирания, то при высоком контактном давлении наблюдается объемно-усталостное (а порой — объем- ное) разрушение металла. Важное значение имеет характер шероховатости поверхности контакта пары зуб—порода и соотношение микротвердостей минеральных зерен породы и зуба. Чем больше шероховатость породы, тем интенсивнее износ, так как выше реаль- ные контактные давления в местах касания зуба с выпуклостями поверхности породы.
Влияние параметров режима бурения
на механическую скорость проходки.
Рассмотрим сначала, как влияют параметры режима бурения на механическую скорость проходки шарошечных долот при прочих равных условиях в тот начальный период работы, пока износ вооружения и опор не отразился сколько-нибудь заметно на эффективности разрушения породы.
Механическую скорость проходки в начальный период работы долота можно представить в виде произведения углубления δ
у забоя за один его оборот и частоты вращения
n
д
:
Величина углубления δ
у зависит от осевой нагрузки, частоты вращения долота, чистоты забоя, конструктивных особенностей долота, свойств промывочной жидкости, соотношения забойного давления столба последней и перового давления в породе, механических свойств породы и некоторых других факторов.
При неизменных
Р
д
,
Q, соотношении давлений, свойствах жидкости с увеличением частоты вращения шарошечного долота данной конструкции величина углубления может постепенно уменьшаться. Объясняется это в основном ухудшением условий очистки забоя и удаления частиц разрушенной породы с поверхности забоя в наддолотную зону
Влияние
расхода
промывочной
жидкости на показатели работы
долота. влияние производительности циркуляции промывочной жидкости на скорость бурения отражено формулой, предложенной В.С. Федоровым: Vм = Q
/(a + bQ), где a, b – параметры, зависящие от свойств разбуриваемых горных пород, промывочной жидкости, размеров кольцевого канала
( график - Зависимость механической скорости проходки от расхода промывочной жидкости) Для улучшения очистки забоя скважины следует стремиться не к бесконечному увеличению производительности циркуляции, а добиваться этого использованием насадков уменьшенных диаметров, приближенных к забою, созданием радиальных турбулентных потоков промывочной жидкости вдоль поверхности забоя, обеспечивающих отрыв частиц шлама от забоя, введением в промывочную жидкость смазывающих добавок, снижающих величину сил, удерживающих частицы шлама на забое и пр. увеличение механической скорости бурения применением гидромониторных насадков обеспечивается не дополнительным разрушением горной породы забоя высоконапорными затопленными струями промывочной жидкости, а улучшением очистки забоя от шлама при использовании гидромониторных насадков.
Для успешного механогидравлического воздействия на горную породу забоя скважины и разрушения горной породы струей жидкости, вытекающей из насадков, необходимо значительно увеличить скорость истечения затопленной струи из насадков (довести скорость истечения струи до нескольких сотен метров в секунду), воздействовать струей на ту часть площади забоя, на которую воздействует зуб долота. При бурении мягких горных пород повышение расхода промывочной жидкости приводит к размыву стенки скважины, что может обеспечить рост интенсивности искривления скважины.
Введение в промывочную жидкость смазывающих добавок снижает трение инструмента о горную породу стенки скважины, что способствует меньшему ее разрушению и обеспечивает меньшее искривление скважины.
Влияние частоты вращения на
показатели работы долота По мере увеличения частоты вращения при неизменных других условиях возрастают мощность, передаваемая долоту, механическая скорость бурения, но в то же время увеличивается износ вооружения и опор долота на единицу времени, иногда и на единицу проходки.
Кроме того, продолжительность контакта влияет и на тепловой импульс, передаваемый горной породе и инструменту и значительно влияющий на изнашивание инструмента и, возможно, на разрушение горной породы.
. Установлено, что при увеличении частоты вращения долота механическая скорость проходки растет, достигая максимальной величины, а потом снижается. Каждому классу пород
(пластичных, пластично-хрупких и хрупких) соответствуют свои критические частоты вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки.
Следует иметь в виду, что повышение частоты вращения шарошечных долот снижает долговечность их работы из-за интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.
ВОДООТДЕЛЯЮЩАЯ КОЛОННА— элемент подводно-устьевого оборудования скважины, служащий для соединения подводного устья с роторным столом буровой установки плавсредства
(платформы, судна). Изолирует от толщи воды направляемую в устье скважины бурильную колонну, инструменты и позволяет вести морское бурение с замкнутой циркуляцией бурового раствора.
Водоотделяющая колонна состоит из отдельных звеньев труб диаметром 400-
600 мм и более, длиной 8-12 м, с замковыми соединениями.
При смещениях плавсредства водоотделяющая колонна испытывает растягивающие, сжимающие и изгибающие усилия
(суммарные растягивающие усилия достигают 160-
200 т). Прочность водоотделяющей колонны обеспечивается скользящими телескопическими и натяжными гидравлическими устройствами и шарнирным узлом. Телескопическое соединение, компенсирующее изменение длины водоотделяющей колонны, представляет собой две трубы, входящие одна в другую и уплотнённые специальной манжетой. Наружная труба телескопического компенсатора соединяется муфтой с последним звеном водоотделяющей колонны и натягивается с помощью четырёх канатов системы натяжения.
Внутренняя труба подвешивается к балкам роторного стола, на верхнем её конце располагается воронка с патрубком для подачи бурового раствора в систему очистки.
Гидравлическое устройство устанавливается на палубе и состоит из гидроцилиндров, встроенных в полиспастную систему, за счёт которых ход каната, создающего постоянные растягивающие усилия в водоотделяющей колонне, независимо от качки плавсредства увеличивается в 4 раза. Свободный конец через систему блоков прикрепляется к наружной трубе

телескопического соединения, натягивая водоотделяющую колонну. Натяжное устройство с использованием канатов может передавать усилие до 45 т каждый при длине хода каната
15 м.
Нижняя часть колонны
— соединительный элемент, в состав которого входят шаровой шарнир для компенсации угловых отклонений водоотделяющей колонны и блок превенторов противовыбросового оборудования с муфтами для соединения водоотделяющей колонны с устьем скважины.
По всей длине водоотделяющие колонны оборудуют дополнительным трубопроводом малого диаметра для глушения скважины, а также многоканальными шлангами для оперативного контроля за работой подводно-устьевого оборудования
(дистанционное открытие и закрытие плашек превенторов и гидравлической муфты шарового шарнира). Длина водоотделяющей колонны определяется глубиной воды в точке бурения.
Подводное устьевое оборудование. В практике бурения скважин на море широко применяются комплексы подводного устьевого оборудования, устанавливаемые на морском дне.
Наличие комплекса устьевого оборудования позволяет смещаться плавучим средствам от центра скважины, а установленное на морском дне оборудование меньше подвержено ме- ханическим повреждениям. Комплекс подводного устьевого оборудования
(ПУО) предназначен:1) для направления в скважину бурильного инструмента, обеспечения замкнутой циркуляции бурового раствора, управления сква- жиной при бурении и др.; 2)наземного закрытия бурящейся скважины в целях предупреждения возможного выброса из скважины при аварийных ситуациях или отсоединении буровой установки в случае больших волнений моря.
Существует несколько конструкций
ПУО, обеспечивающих буровые скважины на различных глубинах моря, начиная с 50 до 1800 м и более.
Недостаток размещения ПУО на дне моря
— сложность управления, эксплуатации и ремонта.
Временная консервация и ликвидация
скважин. Способ консервации выбирают в зависимости от продолжительности последней и от коэффициента аномальности пластового давления.
Вторичное вскрытие продуктивного
пласта перфорацией. После первичного вскрытия в большинстве случаев всю скважину укрепляют эксплуатационной обсадной колонной, а заколонное пространство цементируют. Чтобы после этого можно было получить приток пластовой жидкости в скважину, необходимо пробить достаточно большое число отверстий через обсадную колонну, тампонажный камень и кольматационный слой. Операцию по созданию таких отверстий называют вторичным вскрытием продуктивного пласта.Для создания нормальных условий притока пластовой жидкости в скважину плотность прострела эксплуатационной колонны стреляющими перфораторами должна быть от 10 до 20 отверстий на длине в 1 м. За один рейс в зависимости от типоразмера перфоратора можно пробить от 2 до 10 отверстий на такой длине. Поэтому перфоратор приходится спускать в скважину неоднократно.Стреляющие перфораторы можно подразделить на три группы: перфораторы, которые спускают в эксплуатационную колонну при отсутствии в ней НКТ; перфораторы, спускаемые через колонну НКТ, и перфораторы, спускаемые на колонне
НКТ.
По окончании перфорации поднимают из скважины кабель, спускают в нее колонну НКТ, нижний конец которой устанавливают близ верхней границы перфорации, а если коллектор продуктивного пласта неустойчив,— на 100—150 м выше.
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Газонефтеводопроявления
– это серьезный вид осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин, требующих длительных и дорогостоящих ремонтных работ. Бурение, особенно вскрытие продуктивного газового пласта, при некоторых обстоятельствах может привести к значительному поступлению флюида в скважину в процессе бурения и в заколонное пространство после цементирования. В некоторых случаях поступление флюида может перейти в газонефтеводопроявления с последующим развитием в грифоны, газовые или нефтяные фонтаны, на- носящие огромный экономический ущерб. Особенно часты они при бурении газовых скважин в зонах с АВПД. На ряде месторождений, в особенности с аномально высокими пластовыми давлениями, наблюдаются многочисленные случаи заколонных газо-нефтепроявлений после цементирования обсадных колонн.
Длительно действующие пропуски газа приводят к насыщению вышележащих пористых горизонтов. Значительные затраты средств и времени на ликвидацию фонтанов, грифонов и проявлений могли бы быть снижены или сведены к нулю при правильном установлении природы газонефтепроявлений, их причины, проведении ряда организационно- технических и профилактических меро- приятий. К наиболее характерным осложнениям при бурении и эксплуатации газовых скважин, требующих незамедлительного ремонта, относятся следующие: 1. Насыщение бурового раствора газом в процессе бурения и
(или) при остановке углубления скважины.
2.
Межколонные газопроявления, связанные с негерметичностью резьбовых соединений колонн (этот вид осложнений встречается и при эксплуатации скважин). 3. Заколонные
(межколонные) каналообразования, связанные с физико-химическими процессами в кольцевом пространстве, и поступление по ним газа.
4.
Накопление газа в межтрубном
(затрубном) пространстве.
5.
Межколонные перетоки и насыщение газом вышележащих пластов. 6.
Грифонообразования (характерны и для эксплуатации скважин). Каждое из названных осложнений может перерасти в открытые газовые (нефтяные) фонтаны, если вовремя не предпринять меры или не провести ремонтные работы.
Выявление природы газопроявлений при бурении и после цементирования скважин, объяснение причин движения газа, объединение наблюдений и результатов экспериментов в единую теорию представляют довольно сложную задачу.

  1   2   3   4   5   6   7