Условия работы бурильной колонны в скважине
Обновлено: 04.07.2024
Условия работы бурильной колонны. Нагрузки и напряжения,
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.
4.6. Условия работы бурильной колонны. Нагрузки и напряжения,
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
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 , гдеg – 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.
Условия работы бурильной колонны в скважине при разных способах бурения.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном врастянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
Особенности компоновки нижней части бурильной колонны (кнбк) при бурении вертикальных скважин.
Предупреждение самопроизвольного искривления скважин
Увеличение жесткости компоновки низа бурильной колонны (КНБК).
Установка 2 – 3 полно размерных центраторов (для центрирования нижнего направляющего участка бурильной колонны в стволе скважины и предупреждения его самопроизвольного искривления).
Нефть, Газ и Энергетика
При вращательном бурении разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.
При роторном бурении (рис. 9) мощность от двигателей 9 передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки. Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.
Буровой насос 20, приводящийся в работу от двигателя 21, нагнетает буровой раствор по манифольду (трубопроводу высокого давления ) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости 22 буровых насосов и вновь закачивается в скважину.
При бурении с турбобуром или винтовым двигателем гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного двигателя, с которым соединено долото.При бурении с электробуром электрическая энергия подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу , которая непосредственно передается долоту.
По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан), талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину. Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора.
Затем отвинчивают ведущую трубу 15 вместе с вертлюгом 10 и спускают ее в шурф (обсадную трубу, заранее установленную в специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После этого бурильную колонну удлиняют (наращивают), путем привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев, спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.
Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные работы ведут также с помощью полиспастной системы.
барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в скважину в обратной последовательности.
Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями (СПО)для смены изношенного долота.
Как правило, верхние участки разреза скважины представляют собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают трубу 7 или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа.
Затрубное пространство цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно укрепляется.
К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов.
Трубу (колонну труб) 7, установленную в шурфе, называют направлением. Установка направления и ряд других работ, выполняемых до начала бурения, относятся к подготовительным. После их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой установки и приступают к бурению скважины.
Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 400-800 м), перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное пространство 3 до устья. При дальнейшем углублении могут встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты перекрываются промежуточными (техническими) обсадными колоннами.
Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).
После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.
Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начнет поступать в скважину. После комплекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.
На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное положение ствола по данным инклинометрических измерений ее отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от проектного не должно превышать заданных допусков.
Нефть, Газ и Энергетика
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
Нефть, Газ и Энергетика
Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны.
Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.
Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами.
Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.
Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.
Добыча нефти и газа
Условия работы бурильной колонны
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом , а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения . действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят ,в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят ,в основном, из-за прихватов ,неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
Добыча нефти и газа
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом , а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения . действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят ,в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят ,в основном, из-за прихватов ,неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
Читайте также: