ЛБТПН.00.000 РЭ-12

Общество с ограниченной ответственностью «Акватик - Бурильные Трубы»-ООО «Акватик-БТ»

125167, Россия, Москва, Улица Степана Супруна, д. 4/10

Тел. (495)614-25-67; Моб. 8-916-189-99-05; E-mail: [email protected]

OOО «АКВАТИК-БТ» 04. 2012г. стр. 1

Высокопрочные легкосплавные бурильные трубы

повышенной надѐжности ЛБТПН

(Руководство по эксплуатации)

ЛБТПН.00.000 РЭ

Москва

2012

Высокопрочные легкосплавные бурильные

трубы повышенной надѐжности - ЛБТПН




ООггллааввллееннииее

11.. ВВввееддееннииее.. ...................................................................................................................................................................................................................................................................... 44

1.1 Назначение и область применения. ............................................................................... 4

1.2 Основные особенности. .................................................................................................... 4

22.. ККооннссттррууккцциияя,, ссооррттааммееннтт,, ттееххннииччеессккииее ххааррааккттееррииссттииккии.. ................................................................................................ 66

2.1 Конструкция. ...................................................................................................................... 6

2.2 Механические свойства алюминиевых сплавов. ........................................................ 8

2.3 Механические свойства материалов стальных замков. ............................................ 8

2.4 Сортамент. .......................................................................................................................... 9

2.5 Технические характеристики. ..................................................................................... 10

2.6 Фактор плавучести. ........................................................................................................ 12

2.7 Продольная устойчивость БК с ЛБТПН..................................................................... 12

33.. УУссллооввиияя ээффффееккттииввннооггоо ппррииммееннеенниияя.. ................................................................................................................................................................ 1144

44.. ООссооббееннннооссттии ппррооееккттиирроовваанниияя ББКК ии ееѐѐ ккооммппооннооввккии сс ппррииммееннееннииеемм ЛЛББТТППНН.. .................... 1155

55.. ППррииммееннееннииее ппррии ббууррееннииии ввееррттииккааллььнныыхх ии ннааккллоонннноо--ннааппррааввллеенннныыхх сскквваажжиинн сс

ннееббооллььшшиимм ууддааллееннииеемм оотт ввееррттииккааллии.. ........................................................................................................................................................................ 1166

66.. ППррииммееннееннииее ппррии ббууррееннииии ггооррииззооннттааллььнныыхх ии ннааккллоонннноо--ннааппррааввллеенннныыхх сскквваажжиинн сс

ббооллььшшиимм ууддааллееннииеемм оотт ввееррттииккааллии.. ................................................................................................................................................................................ 1188

6.1 Ограничения при бурении горизонтальных скважин……………………………18

6.2 Выбор КНБК и БК для бурения горизонтальных скважин……………………..20

77.. ООссооббееннннооссттии ввееддеенниияя ааввааррииййнныыхх ррааббоотт сс ББКК,, ввккллююччааюющщеейй ЛЛББТТППНН.. .............................................. 2211

7.1 Прихват бурового инструмента. ................................................................................... 21

7.2 Допустимые соотношения растягивающих нагрузок и крутящих моментов. .... 23

88.. ККооррррооззииооннннооее ппоорраажжееннииее.. ММееттооддыы ии ссррееддссттвваа ззаащщииттыы.. ................................................................................................ 2244

99.. ООббщщииее ппооллоожжеенниияя ссттааттииччеессккооггоо ппррооччннооссттннооггоо рраассччѐѐттаа ннааппрряяжжѐѐнннноо--

ддееффооррммииррооввааннннооггоо ссооссттоояянниияя ББКК,, ссккооммппоонноовваанннноойй сс ппррииммееннееннииеемм ЛЛББТТППНН.. .......................... 2266

9.1 Математическая модель для расчѐта БК. ...................................................................... 26

9.2 Программа DDTBHC расчѐта БК. ................................................................................... 26

9.3 Исходные данные для статического расчѐта БК. ........................................................ 27

9.4 Результаты расчѐта по программе DDTBHC.............................................................. 27

9.5 Пример расчѐтов по программе DDTBHC. ................................................................. 28

1100.. ППррииѐѐммккаа ии ввххоодднноойй ккооннттрроолльь ттрруубб.. .................................................................................................................................................................. 2288

10.1 Приѐмка труб.................................................................................................................. 28

10.2 Входной контроль труб. ............................................................................................... 29

10.3 Комплектация и паспортизация. ................................................................................ 30

10.4 Гарантийные обязательства Поставщика................................................................ 31

1111.. ЭЭккссппллууааттаацциияя вв ууссллооввиияяхх ббууррооввоойй.. .................................................................................................................................................................... 3311

11.1 Общие требования к эксплуатации. .......................................................................... 31

11.2 Особенности эксплуатации. ......................................................................................... 31

11.3 Особенности эксплуатации ЛБТПН в спускоподъѐмных механизмах и

захватных устройствах бурового оборудования. ............................................................ 33

11.4 Обслуживание и контроль технического состояния. ............................................. 34

11.5 Критерии перевода в низшие эксплуатационные классы. .................................. 37

11.6 Оценка остаточной прочности. ................................................................................... 38

1122.. ППррооффииллааккттииккаа,, ррееммооннтт ии ссппииссааннииее.. .................................................................................................................................................................. 3388

12.1 Контроль технического состояния в условиях трубной базы. ............................. 38






12.2 Ремонтно-восстановительные работы. ..................................................................... 39

12.3 Списание труб. ............................................................................................................... 39

1133.. ТТррааннссппооррттииррооввккаа ии ххррааннееннииее.. ...................................................................................................................................................................................... 3399

13.1 Транспортировка труб. ................................................................................................ 39

13.2 Хранение. ......................................................................................................................... 40

1144.. ТТееххннииккаа ббееззооппаассннооссттии.. ................................................................................................................................................................................................................ 4400

14.1 Общие требования по технике безопасного ведения работ с бурильными

трубами. ................................................................................................................................... 40

14.2 Особенности технических приѐмов безопасного ведения работ с ЛБТПН при

бурении роторным или комбинированным способами. ................................................ 41

ППррииллоожжееннииее 11.. ........................................................................................................................................................................................................................................................ 4433

ППррииллоожжееннииее 22 .......................................................................................................................................................................................................................................................... 4455





Приложение 7………………………………………………………………………………….55






1. Введение.

1.1 Назначение и область применения.

Настоящее Руководство по эксплуатации (РЭ) распространяется на высокопрочные

легкосплавные бурильные трубы повышенной надѐжности (ЛБТПН) из алюминиевых

сплавов с навинченными стальными замками и содержит основные технические

характеристики труб, регламентирует условия их приѐмки, подготовку к эксплуатации,

техническое обслуживание, проведение периодических проверок технического состояния,

порядок учѐта и списания, транспортировки и хранения, а также устанавливает

ограничения при эксплуатации бурильных колонн (БК), составленных с применением

ЛБТПН, при бурении вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин.

ЛБТПН разработаны ООО «Акватик-БТ», которому выдан приведенный в

Приложении 7 Сертификат соответствия № РОСС RU.AИ30.Н16620 на срок действия с

01.12.2011 по 28.11.2014, удостоверяющий соответствие продукции - ЛБТПН требованиям

нормативных документов - ТУ 3668-003-1127726-2011.

ЛБТПН изготавливаются ЗАО «Акватик-БТ» совместно с Серовским

механическим заводом в г. Серов, по упомянутым Техническим условиям.

1.2 Основные особенности.

ЛБТПН отличаются от серийных легкосплавных бурильных труб (ЛБТ),

выпускаемых Самарским и Каменск-Уральским металлургическими заводами,

применением трубного резьбового соединения, где безупорная треугольная резьба

заменена трапецеидальной с коническим стабилизирующим пояском и упором по торцу.

Гарантированные натяги по резьбе, стабилизирующему пояску и упор в торец в

соединении ЛБТПН обеспечиваются за счѐт применения «температурного» способа

сборки, выполняемого по специальной технологии. Конический стабилизирующий

поясок в соединении частично разгружает резьбу от знакопеременных изгибающих

напряжений и, тем самым увеличивает усталостную прочность трубного соединения

ЛБТПН, как минимум, на 60-80% по сравнению с ЛБТ.

Благодаря такой конструкции, ЛБТПН могут применяться при бурении скважин

любого профиля при роторном бурении, при бурении забойными двигателями (ЗД), а

также при комбинированном способе проводки скважины с использованием ЗД и

одновременным вращением БК, то есть в условиях значительных знакопеременных

нагрузок.

ЛБТПН обладают комплексом физико-механических свойств, выгодно

отличающих их от стальных бурильных труб (СБТ). К этим свойствам относятся

небольшой погонный вес труб и, как следствие, высокий коэффициент плавучести в

промывочной жидкости; коррозионная стойкость в агрессивных средах (сероводород и

углекислый газ), немагнитность, стабильность механических свойств при низких

температурах, высокая технологичность в процессе обработки давлением и резанием,

неограниченность запасов исходного сырья для производства.

Так как удельный вес алюминиевых сплавов почти в три раза меньше, чем у

сталей, то, при идентичной геометрии труб, суммарный вес БК из алюминиевых сплавов

в промывочной жидкости и силы сопротивления еѐ перемещению будут пропорционально

ниже, чем для БК из СБТ.






Малая жѐсткость ЛБТПН по отношению к СБТ позволяет использовать это

качество при проводке наклонных и горизонтальных скважин с уменьшенными

радиусами искривления, что, как правило, требуется при бурении боковых стволов.

ЛБТПН, в сравнении с СБТ аналогичного типоразмера, имеют более низкие

абсолютные прочностные характеристики, поэтому эффективность их применения

зависит от того, какие из вышеупомянутых факторов при бурении конкретных скважин

являются преобладающими: положительные, обусловленные облегчением ЛБТПН, или

отрицательные, связанные с их более низкой прочностью и жѐсткостью.

При анализе перспективности применения «легкосплавных» материалов для

изготовления бурильных труб удобно пользоваться понятием удельной прочности

материала L, которое определяется отношением предела текучести к удельному весу

материала в жидкости. С учѐтом принятого коэффициента запаса прочности:

02

( )ð ì

Ln

(1)

где: 02 - предел текучести материала; n - коэффициент запаса прочности;

ì и ð - соответствующие удельные веса материала бурильных труб и бурового

раствора в скважине.

Удельная прочность материала имеет размерность длины и применительно к БК

характеризует предельную длину подвески одноразмерной колонны, при которой

напряжения в точке подвеса достигают допустимых по условиям прочности значений.

Расчѐты показывают, что одноразмерные колонны из ЛБТПН имеют наибольшую длину

подвески. При этом отчѐтливо прослеживается влияние удельного веса бурового раствора

на допустимые длины подвесок. Так, при изменении ð от 1,0 до 2,0 г/см3 возможная

длина подвески L для ЛБТПН возрастает в 1,47-1,64 раза, для СБТ - в 1,17 раза

соответственно.

Указанные выше основные отличительные характеристики ЛБТПН по сравнению с

СБТ определяют их эффективность, которая, как показала практика применения ЛБТПН,

проявляется при глубине вертикального ствола скважин более 3000м и практически для

всех длин горизонтальных скважин.

ЛБТПН следует применять при бурении скважин, в которых есть хоть одно из ниже

перечисленных ограничений:

1 По грузоподъѐмности буровой установки, что особенно важно при работе в

труднодоступных условиях и на морских месторождениях;

2. При необходимости снижения значений растягивающих нагрузок, крутящего

момента и сложности в доведении осевой нагрузки к долоту при бурении

горизонтальных скважин и боковых отводов.

3. Потеря продольной устойчивости колонны при сжатии в процессе передачи

нагрузки на долото при бурении горизонтальных участков скважин.

4. Сложности пропуска бурильной колонны через участки с интенсивным

искривлением ствола с малым радиусом.

5. Повышенная коррозионная агрессивность раствора, особенно при наличии в

растворе сероводорода и углекислого газа.






Кроме того, применение ЛБТПН, за счет снижения напряженности основных

силовых узлов буровой установки (ротор, лебедка, талевая система, буровые насосы и

т.п.) обеспечивает значительное увеличение ресурса их работы.

2. Конструкция, сортамент, технические характеристики.

2.1 Конструкция.

Основные требования к конструкции ЛБТПН оговорены в стандарте ISO 15546

«Бурильные трубы из алюминиевых сплавов для нефтяной и газовой промышленности»,

который введѐн в действие с 2007 года и ГОСТ 23786-79 «Трубы бурильные из

алюминиевых сплавов».

ЛБТПН включает собственно трубу из алюминиевого сплава и стальной замок,

муфта и ниппель которого с помощью специальной резьбы типа ТТ, имеющей

стабилизирующий поясок и упорный торец, присоединены к концам трубы. Данное

соединение выполняется путѐм «температурной» сборки с гарантированными натягами

по резьбе и стабилизирующему пояску и поэтому является неразъѐмным.

Трубные заготовки для ЛБТПН изготавливаются методом горячего прессования.

Они могут быть гладкими, с протекторным утолщением в середине трубы, иметь

внутреннюю или наружную высадку утолщѐнных законцовок, на которых нарезается

трубная резьба ТТ. Трубы с протекторным утолщением применяются для защиты от

износа основного тела трубы, а также для повышения продольной устойчивости БК и еѐ

лучшего центрирования в стволе скважины.

Конструкции ЛБТПН с внутренней и наружной высадкой законцовок, с

протекторным утолщением, а также гладкой толстостенной трубы приведены

соответственно на Рис. 1, 2, 3 и 4.






2.2 Механические свойства алюминиевых сплавов.

Механические свойства алюминиевых сплавов для изготовления ЛБТПН должны

в состоянии поставки соответствовать нормам, указанным в Табл. 1.

Физико-механические свойства алюминиевых сплавов для бурильных труб

Таблица 1

Показатели физико-механических свойств Ед. изм. Марка сплава

Д16Т 1953Т1

Предел прочности при растяжении, минимальный МПа 460 530

Предел текучести при растяжении, минимальный МПа 325 480

Твѐрдость НВ 120 120-130

Расчѐтная плотность кг/м3

2800

Относительное удлинение, минимальное % 12 7

Модуль упругости, расчѐтный:

-Е

-G МПа*10

5 0.72

0.26

0.71

0.275

Рабочая температура, максимально допустимая 0 С 160 120

Коэффициент линейного расширения 0 С

-1 22.6х10

-6

Основной объѐм трубных заготовок для ЛБТПН изготавливается из алюминиевого

сплава Д16Т с химическим составом по ГОСТ 4784-74. При повышенных требованиях к

прочности и коррозионной стойкости применяется сплав 1953Т1 по ОСТ 1 92014-90.

2.3 Механические свойства материалов стальных замков.

Механические свойства материалов стальных замков должны в состоянии поставки

соответствовать требованиям, представленным в Табл. 2.

Механические свойства материала стальных замков

Таблица 2 Характеристики Ед. изм. Величина

Предел прочности, min МПа 965

Предел текучести, min МПа 827

Относительное удлинение, не менее % 13

Относительное сужение поперечного сечения, не менее % 45

Ударная вязкость КСU, не менее

Дж/см2

68,6

Твѐрдость по Бринеллю HBW 285….341






Замки изготавливаются из сталей марок 40ХМФА, 40ХН2МА или 40ХН по

ГОСТ 4543-71.

Механические свойства материала для труб и замков, приведѐнные в Табл. 1 и 2,

даны при температуре 210

С ± 30

С.

2.4 Сортамент.

В Табл. 3 и 4 представлен сортамент и основные геометрические размеры

выпускаемых типоразмеров ЛБТПН.

Геометрические размеры и весовые параметры ЛБТПН

Таблица 3

Параметры ЛБТПН С внутренней высадкой законцовок (Рис.1) С наружной высадкой (Рис.2)

90х9 103х9 147х11 147х13 147х15 131х13 168х11

Длина трубы, мм

- рабочая (L)

- общая (L1)

9290

9380

9210

9310

12210

12310

12230

12330

9230

9330

9330

9460

12230

12360

Толщина стенки, мм:

- основного тела (t)

- законцовок (t1)

9

16

9

16

11

17

13

20

15

22

13

21

11

19,5

Площадь поперечного

сечения основного тела

трубы, см2

23,2

26,6

47,0

54,7

62,2

48,2

54,3

Полярный момент

сопротивления тела, см3

86,7

115,0

297,6

337,4

373,4

259,2

400

Длина законцовок, мм:

- со стороны муфты (Т)

- со стороны ниппеля (Р)

800

300

1200

300

1300

250

265

265

1300

350

Диаметр трубы, мм:

- наружный (D)

- внутренний, тела (d)

- внутренний или

наружный по

законцовкам (d1/D2)

91

73

59

103

85

71

147

125

113

147

121

107

147

117

103

131

105

148

168

146

185

Размеры замка, мм:

- наружный диаметр (D1)

- внутренний диаметр (d2)

- длина ниппеля (Н)

- длина муфты (М)

108

54

171

270

120,6

70

188

285

178

107

188

320

203

127

193

320

Масса замка, расчѐтная, кг 17 21 45,5 61,6

Тип замковой резьбы

по ГОСТ Р 50864-96

З-86

З-102

З-147

З-171

Тип трубной резьбы ТТ

по ГОСТ 5286-75

82х5,08

х1:32

94х5,08х1:32 138х5,08х1:32 172х5,08х1:32

Масса трубы с замком,

расчѐтная, кг:

- сплав Д16

- сплав 1953

83

84

97

98

119

120

217

219

239

242

264

267

184

186

223

225

267

270






Геометрические размеры и весовые параметры ЛБТПН с протекторным

утолщением и толстостенных гладких труб

Таблица 4

Масса замка, расчѐтная, кг 45,5

Масса ЛБТПН рассчитана для каждого сплава по номинальным размерам с учѐтом

массы замков.

ЛБТПН поставляются с пластмассовыми защитными колпаками,

предохраняющими их резьбовые концы при транспортировке и хранении.

Длина ЛБТПН может быть изменена по согласованию с Заказчиком.

2.5 Технические характеристики.

Основные технические и прочностные характеристики новых ЛБТПН,

изготовленных из алюминиевых сплавов Д16Т и 1953Т1, приведены в Табл. 5.

При этом допустимыми (Доп) считаются силовые факторы (растягивающие или

изгибающие усилия, крутящие моменты, наружное сминающее и внутреннее давления),

Параметры ЛБТПН С протекторным утолщением (Рис.3) Гладкой (Рис 4)

147х11П 147х13П 147х15П 150х25

Длина трубы, мм

- рабочая (L)

- общая (L1)

12230

12330

9230

9330

Толщина стенки, мм:

- основного тела (t)

- законцовок (t1)

- протекторного утолщения (t2)

11

17

23,5

13

20 29,5

15

22

34,5

25

------

-------

Площадь поперечного сечения

основного тела трубы, см2

47,0

54,7

62,2

98,2

Полярный момент сопротивления

основного тела трубы, см3

297,6

337,4

373,4

531,8

Длина законцовок, мм:

- со стороны муфты (Т)

- со стороны ниппеля (Р)

- протектора (Lп)

- переходной зоны (L2)

1300

250

300

1800

------

-------

-------

-------

Диаметр трубы, мм:

- наружный (D)

- внутренний, тела (d)

- внутр./нар. законц. (d1)

- протектора (Dп)

147

125

113

172

147

121

107

172

147

117

103

172

150

100

-------

--------

Размеры замка, мм:

- наружный диаметр (D1)

- внутренний диаметр (d2)

- длина ниппеля (Н)

- длина муфты (М)

178

107

188

320

Тип замковой резьбы

по ГОСТ Р 50864-96

З-147

Тип трубной резьбы

по ГОСТ 5286-75

ТТ 138х5,08х1:32

Масса трубы с замком, расчѐтная, кг:

сплав Д16Т

сплав 1953Т1

230

233

257

260

282

285

284,5

288






под действием которых напряжения в основном теле трубы достигают 80% от

минимального предела текучести материала.

При воздействии на трубу предельных (Пред.) или разрушающих (Разр.)

нагрузок напряжения в теле трубы достигают соответственно минимального предела

текучести или прочности материала.

Основные технические и прочностные характеристики новых ЛБТПН

Таблица 5

Показатели технических и прочностных характеристик ЛБТПН рассчитаны при

следующих условиях:

- в качестве «опасного» сечения ЛБТПН принято основное тело трубы, так как его

прочность, в подавляющем большинстве типоразмеров, ниже прочности трубного

соединения и стального замка более, чем на 15%, что обеспечено конструктивным

исполнением ЛБТПН;

- в качестве расчѐтных приняты номинальные размеры труб;

- приведѐнные в Табл. 5 параметры определены в предположении воздействия на

трубу только одного силового фактора, например, только растяжения, момента или

давления. Учѐт совместного действия на трубу различных силовых факторов более

сложен и может быть выполнен применительно к конкретным условиям работы БК с

применением специализированных компьютерных программ расчѐта напряжѐнно-

деформированного состояния БК (см. п. 9 настоящего Руководства), или по методикам,

изложенным, например, в действующей «Инструкции по расчѐту бурильных колонн»

РД 39-0147014-502-85.

Марка ЛБТПН

Растягивающая

нагрузка.

кН

Крутящий

момент.

кН*м

Внутреннее

избыточное

Давление.

МПа

Внешнее

сминающее

давление. МПа

Размер Материал Доп. Пред. Разр. Доп. Пред. Доп. Пред. Доп. Пред.

90х9 Д16Т 600 750 1054 10.1 12.9 45.1 56.3 53.2 66.5

( 90х9П) 1953 Т1 880 1110 1214 15.3 19.1 66.4 83.00 66.50 83.1

103х9 Д16Т 890 864 1223 13.7 17.2 39.8 49.7 40.9 51.1

1953 Т1 1021 1276 1409 20.3 25.3 58.7 73.4 53.4 66.7

131х13 Д16Т 1253 1566 2217 30.9 38.6 45.2 56.4 49.4 61.8

1953 Т1 1851 2313 2554 45.7 57.1 66.7 83.4 66.9 83.6

147х11

(147х11П)

Д16Т 1222 1527 2162 35.5 44.4 34.0 42.6 31.8 39.8

1953 Т1 1805 2256 2491 52.4 65.5 50.3 62.9 44.4 55.5

147х13

(147х13П)

Д16Т 1423 1779 2517 40.2 50.3 40.2 50.3 58.9 73.6

1953 Т1 2102 2627 2901 59.4 74.3 59.4 74.3 70 87.5

147х15

(147х15П)

Д16Т 1617 2022 2861 44.5 55.7 46.4 58.0 51.4 64.2

1953 Т1 2389 2986 3297 65.8 82.2 68.6 85.7 70 87.5

168х11

(168х11П)

Д16Т 1411 1763 2496 47.7 59.6 29.8 37.2 22.6 34.3

1953 Т1 2083 2604 2876 70.5 88.1 44.0 55.0 28.7 35.9

150х25 Д16Т 2553 3191 4516 63.4 79.3 75.8 94.8 92.8 116

1953 Т1 3770 4712 5203 93.7 117.1 112.0 140.0 135.2 169






- параметры технических и прочностных характеристик ЛБТПН рассчитаны по

приведѐнным в Приложении 1 методикам, соответствующим Стандарту АРI-7G, 1998г.

(«Практические рекомендации по проектированию бурильных колонн и

эксплуатационные ограничения») для стальных бурильных труб с учѐтом свойств

анизотропии алюминиевых сплавов.

2.6 Фактор плавучести.

Поскольку ЛБТПН представляют собой сборную конструкцию, то учѐт фактора

плавучести, т.е. фактического веса трубы в промывочной жидкости в зависимости от еѐ

плотности ρж, может быть выполнен с помощью, так называемой эквивалентной

плотности ρэ трубы, методика определения которой приведена в Приложении 2.

В Табл. 6 для типоразмеров ЛБТПН, представленных в Табл. 3 и 4, приведены

значения эквивалентной плотности ρэ, рассчитанные по формуле (П2.4) Приложения 2,

а также по формуле (П2.5) Приложения 2 определены погонные веса w в (вес 1 м трубы

в сборе) этих труб в воздухе.

Эквивалентная плотность и вес 1 м ЛБТПН в воздухе

Таблица 6

Используя данные Табл. 6, может быть определѐн необходимый для прочностных

расчѐтов БК погонный вес ЛБТПН заданного типоразмера и марки сплава в жидкости w,

(Н/м) в зависимости от плотности промывочной жидкости ρж. (кг/м3), эквивалентной

плотности материала трубы ρэ и погонного веса трубы w в в воздухе по формуле

w = w в(1- ρж / ρэ ) (2)

2.7 Продольная устойчивость БК с ЛБТПН.

При бурении и СПО в наклонных и горизонтальных скважинах с большим

удалением от вертикали (с зенитными углами свыше 600) основными ограничениями для

БК являются преодоление сил трения (сопротивления) при проталкивании инструмента во

Типоразмер

ЛБТПН

Рабочая

длина

L, м

Эквивалентная плотность

ЛБТПН в сборе, ρэ , кг/м3

Вес 1 м ЛБТПН

в воздухе, w в , н/м

Алюминиевые сплавы Д16Т и 1953Т1 90х9/ З-86 9.38 3223 84.2

90х9П/З-102 9.29 3418 94.1

103х9/З-102 9.31 3376 106.9

103х9/З-102 12.31 3157 97.5

131х13/З-147 9.33 3348 199.3

147х11/З-147 12.33 3207 176

147х11П/З-147 12.33 3200 186.5

147х13/З-147 12.33 3190 193.8

147х13П/З-147 12.33 3158 208.4

147х15/З-147 12.33 3148 214.1

147х15П/З-147 12.33 3123 236.5

150х25/З-147 9.33 3120 304.93

168х11/З-171 9.46 3402 235.7

168х11/З-171 12.36 3280 216.0






время спуска по наклонному (горизонтальному) участку ствола и доведения до долота

нагрузки и крутящего момента при бурении.

Учитывая, что при этих условиях, вся БК за исключением еѐ верхней части,

находится в сжатом состоянии, необходимо, кроме общепринятого расчѐта колонны на

растяжение и кручение, выполнять расчеты БК на продольную устойчивость при сжатии.

При этом должны быть определены критические силы, вызывающие потерю БК

продольной устойчивости в форме синусоиды или спирали, так называемый

синусоидальный или спиральный «баклинг» БК.

Критерием отказа, который может привести к заклинкам инструмента в скважине,

является потеря БК продольной устойчивости в форме спирали, поэтому необходимо

соблюдение условия, чтобы действующая сжимающая нагрузка в различных сечениях

колонны была меньше критической нагрузки Fкр спирального «баклинга».

Бурение с вращением БК без потери ею устойчивости позволяет существенно

снизить напряжения, приводящие к усталостному разрушению трубы.

Значения Fкр существенно зависят от профиля соответствующего участка ствола

скважины (зенитного угла, интенсивности набора кривизны), жѐсткости и веса труб в

жидкости, а также от условного радиального зазора между БК и стенкой скважины.

При этом установлено, что критические силы «баклинга» на прямолинейных

участках ствола существенно меньше, чем на интервалах искривления, поэтому для

оценки продольной устойчивости БК достаточно, как правило, определить критические

силы на прямолинейных участках ствола.

Методика и формулы для расчѐтов критических сил синусоидального и

спирального «баклинга» на прямолинейных участках ствола приведены в

Приложении 3. На Рис. 5 в качестве примера представлены результаты расчѐта критических сил

Fкр спирального «баклинга», выполненные для ЛБТПН -147х11 в зависимости от

зенитного угла наклона прямолинейного участка ствола и диаметра ствола скважины на

этом участке при плотности бурового раствора 1200кг/м3

.

Из Рис. 5, в частности, следует, что критические силы «баклинга» на близких к

вертикальным участках ствола существенно ниже, чем на наклонных интервалах, близких

к горизонтальным. Увеличенные радиальные зазоры между БК и стенками скважины

также приводят к снижению критических усилий «баклинга».






Рис. 5 Зависимость Fкр спирального «баклинга» на прямолинейных участках ствола

от диаметра скважины и зенитного угла наклона профиля для ЛБТПН-147х11

при плотности бурового раствора 1200кг/м3.

3. Условия эффективного применения.

Строительство глубоких скважин по экономическим и технологическим

соображениям стараются вести однотипной БК. Благодаря высокой удельной прочности

алюминиевых бурильных труб по сравнению со стальными, применение ЛБТПН в

компоновке БК для строительства эксплуатационных скважин на нефть и газ является

обоснованным и правомерным практически для всех типов конструкций глубоких

скважин и используемых при их проводке способов бурения.

Весовые характеристики бурильных труб во многом определяют технико-

экономические показатели процесса строительства скважин. При одной и той же

установленной мощности подъѐмной части буровой установки величина энергозатрат

определяется весом БК в промывочной жидкости и действующими на колонну силами

сопротивления.

Вес БК в жидкости – функция эквивалентной плотности материала бурильных

труб, их геометрических размеров, профиля и глубины скважины, а также плотности

бурового раствора. Например, как следует из Табл. 6, средняя эквивалентная плотность

ЛБТПН составляет 3840 кг/м3, поэтому при погружении БК, составленной из

алюминиевых труб, в буровой раствор плотностью 1400кг/м3 коэффициент облегчения

колонны составляет 0.635, а для БК из СБТ – 0.82. Это значит, что БК скомпонованная из

ЛБТПН в скважине станет легче на 36.5%, а колонна СБТ – только на 18%. Малый вес

БК, состоящей из алюминиевых труб, в сравнении с БК из стальных труб, позволяет как

минимум на 30-40% увеличить глубину (длину) скважин с применением однотипных

буровых установок.

Особое значение снижение собственного веса БК имеет при бурении наклонных и

горизонтальных скважин, где основным ограничением возможности достижения






проектных глубин являются силы сопротивления на перемещение и вращение БК. Силы

сопротивления в основном формируются нагрузкой, прижимающей БК к стенке

скважины, которая в свою очередь, определяется собственным весом БК и зависит от угла

наклона скважины, формы сечения ствола и коэффициента трения в контакте стенка-

труба.

Существенным преимуществом ЛБТПН является более низкий, чем у СБТ, модуль

упругости материала труб и, следовательно, возможность вписывания в участки ствола с

малыми радиусами искривления. Это преимущество особенно важно при формировании

коротких криволинейных участков боковых стволов скважин.

Применение ЛБТПН, в сравнении с СБТ, на идентичных площадях и с

однотипными буровыми комплексами, позволяет снизить затраты времени на

спускоподъѐмные операции ориентировочно на 20-25% при одновременном кратном

снижении энергетических затрат на их проведение.

При компоновке БК из труб ЛБТПН, изготовленных из различных сплавов, следует

соблюдать следующие максимальные температурные пределы эксплуатации:

для сплава Д16Т – не выше 1600 С;

для сплава 1953Т1 – не выше 1200С.

Имея в виду, во-первых, что площадь проходного сечения СБТ, как правило,

меньше, чем у применяемых в аналогичных условиях ЛБТПН, и, во-вторых, коэффициент

гидравлических сопротивлений у СБТ примерно на 7-15% выше, чем у алюминиевых

труб, применение ЛБТПН вместо СБТ позволяет соответственно снизить общие

гидравлические потери по скважине.

4. Особенности проектирования БК и еѐ компоновки с применением ЛБТПН.

Компоновка БК начинается с выбора компоновки нижней части, которая

определяется, исходя из условий бурения, конструкции и глубины скважины, типа

забойного двигателя (ЗД), частоты вращения колонны и других режимно-технологических

параметров бурения.

Выбор типоразмера бурильных труб для комплектации БК также осуществляется

исходя из условий бурения скважины. Для обеспечения оптимальных гидравлических

характеристик циркуляции бурового раствора в скважине рекомендуется соблюдать

установленное сочетание размеров применяемых бурильных труб и долот,

представленное в Табл. 7.

Таблица 7 Диаметр

долота,

мм (“)

Наружный

диаметр

УБТ, мм

Наружный

диаметр

труб, мм

Диаметр

долота

мм (“)

Наружный

диаметр

УБТ, мм

Наружный

диаметр труб,

мм

120 (43/4) 79,4

73 190,5 (7

1/2) 146,0 – 165,1

114, 129, 133 132 (513

/64) 88,9-95,2 215,9 (81/2) 165,1 – 177,8

139,7 (51/2) 114,3

90 228,6 ( 9 ) 177,8 – 190,5

158,0 (61/4) 120,6 215,9 (8

1/2) 165,1 – 177,8 129, 133, 140,

147 165,1 (61/2) 127,0

103, 114

228,6 (9) 177,8

187,3 (71/2) 139,7 Более 228,6 (9) 177,8 – 266,7

147, 151, 155,

164, 168, 170






На практике для существующего ряда типоразмеров долот рекомендуется

применять трубы диаметром:

– 147-150 мм, и более, для долот от 215.9 мм и более;

– 114 мм, для долот от 165.1 до 215.9 мм;

– 103 мм, для долот диаметром от 139.7 до 165.1 мм;

– 90 мм, для долот диаметром от 127.0 до 139.7 мм.

Трубы (комплекты) с наибольшими значениями исходного предела текучести и

фактической толщины стенки основного сечения следует помещать в наиболее

нагруженные верхние секции колонны, а нижние секции комплектовать трубами с более

низкими значениями предела текучести и толщины.

Выбор материала труб ЛБТПН для различных секций БК осуществляется на

основании статического расчѐта колонны в зависимости от напряжѐнного состояния еѐ

сечений, определяемого действующими нагрузками от собственного веса колонны и

силами сопротивления. Кроме того, на выбор материала влияет распределение

температурного поля по глубине скважины.

При комплектовании БК с применением ЛБТПН необходимо, по мере

возможности, обеспечивать возможно более плавные переходы по жѐсткости между

секциями: от КНБК и УБТ к нижней секции БК и т.п. В частности, рекомендуется над

УБТ устанавливать 1-2 свечи из утолщѐнных легкосплавных бурильных труб УЛБТ.

Учитывая высокие значения потенциальной энергии ЛБТПН при разрыве в

условиях растяжения и негативные последствия, которые может вызвать такое

разрушение (неконтролируемое внезапное перемещение талевой системы в сторону

кронблока внутри фонаря вышки буровой установки), рекомендуется верхнюю часть БК,

состоящую из ЛБТПН, комплектовать СБТ длиной 150-200 м с прочностными

характеристиками выше, чем имеют верхние секции труб ЛБТПН.

Выбор для компоновки БК типоразмеров ЛБТПН, марки сплава, длин секций труб

должен производиться на основании результатов статического расчѐта БК на прочность и

продольную устойчивость с учѐтом гидравлических потерь в БК.

Проектный статический расчѐт ведѐтся с использованием банка данных новых

бурильных труб, а проверочные расчѐты – с учѐтом фактического физического состояния

эксплуатируемых труб, по данным их последней промежуточной проверки.

Более подробно статические прочностные и гидравлические расчѐты по выбору

оптимальной компоновки БК рассмотрены в разделе 9 настоящего РЭ.

5. Применение при бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин с

небольшим удалением от вертикали.

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) при бурении вертикальных и

наклонно-направленных скважин с небольшим удалением от вертикали (с зенитными

углами менее 600) выбирается в зависимости от целей бурения и горно-геологических

условий вскрываемого разреза. При большой протяжѐнности вертикальных участков

ствола и вскрытия несовместимых зон пород по прочности, с целью сохранения

концентричного расположения низа бурильной колонны, рекомендуется использование в

КНБК полноразмерных наддолотных калибраторов. Весовые параметры КНБК

определяются планируемой осевой нагрузкой на забой. Нагрузка не должна превышать

0,75-0,8 веса компоновки с учѐтом облегчения в буровом растворе. В состав КНБК






включаются УБТ, которые частично находятся в сжатом состоянии при создании осевой

нагрузки, а вся остальная часть БК растянута. Запрещается создавать осевую нагрузку на

долото за счѐт части веса легкосплавных бурильных труб. В зависимости от требований к

обеспечению профиля ствола и углов напластования проходимых пород, по длине УБТ

могут быть установлены центрирующие элементы, количество которых и расстояние

между ними определяются соответствующими РД по борьбе с искривлением ствола

скважины или поддержания зенитного угла.

Так как основная часть БК находится в растянутом состоянии, то еѐ компоновка

производится в строгом соответствии с прочностным расчѐтом на растяжение при

подъѐме и кручение при вращении колонны с учѐтом ожидаемых сил сопротивления. При

бурении ЗД, без вращения БК, коэффициент запаса прочности по эквивалентному

напряжению, определяемому согласно IV теории прочности, принимается равным не

менее 1,4, а при бурении роторным или комбинированным способами - не менее 1,5.

При ведении СПО в таких скважинах возможны осложнения в виде посадок

инструмента при спуске на необсаженных участках ствола из-за скопления шлама в

кавернозных зонах и лавинообразного выброса пород при потере устойчивости ствола, а

при подъѐме – в виде прихватов из-за желобообразования на наклонных участках и не

соответствия применяемых КНБК геометрии ствола скважины по осевым сечениям.

Рекомендации по использованию ЛБТПН в основных технологических операциях.

- Проработка ствола. При отсутствии посадок во время спуска и необходимости

расширения части интервала ствола, пробуренного в предыдущем рейсе, проработка

ствола начинается за 2-3 м до забоя. Проработка осуществляется с осевой нагрузкой 2-3

тонны при частоте вращения ротора 60-90 об/мин. Частота вращения ротора при

проработке должна быть аналогичной частоте при бурении. Перед забоем, при отсутствии

осевой нагрузки на долото (добиваются полной отработки нагрузки), осуществляют замер

основных технологических параметров (вес инструмента, крутящий момент на роторе,

частота вращения ротора, давление на стояке и т.д.), которые являются базовыми (начало

отсчѐта) при их изменении в процессе бурения.

- Бурение. Основными технологическими показателями в процессе бурения, по

изменению которых судят о забойной ситуации, являются крутящий момент на роторе,

осевая нагрузка на долото и механическая скорость проходки. Процесс бурения

начинается плавным переходом с процесса проработки призабойной зоны ствола. При

достижении забоя плавно увеличивается осевая нагрузка на долото до оптимального

значения. Оптимальное значение нагрузки на долото зависит от типа

породоразрушающего инструмента, буримости проходимых пород, веса УБТ и

определяется опытным путем в начале бурения, когда при изменении осевой нагрузки

контролируют мгновенную механическую скорость бурения.

- Наращивание. Наращивание инструмента производится стальными бурильными

трубами разной длины, подбирая меру инструмента таким образом, чтобы достижение

забоя соответствовало не менее 5-6 м захода квадрата. Это условие необходимо для

снижения динамических воздействий на подъѐмную часть буровой установки при

вращении ротором.

- Спуск инструмента. При спуске инструмента все стальные трубы, используемые

при наращивании, подлежат замене на ЛБТПН, т.е. длина стального верхнего комплекта

должна оставаться неизменной 150-200 м.






6. Применение при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин с

большим удалением от вертикали.

6.1 Ограничения при бурении горизонтальных скважин.

Основным ограничением при бурении наклонных и горизонтальных скважин с

большим удалением от вертикали (с зенитными углами свыше 600) является

необходимость преодоления сил трения (сопротивления) при проталкивании инструмента

во время спуска по наклонному (горизонтальному) участку ствола и при доведении до

забоя проектной осевой нагрузки на долото.

Имея в виду, что при технологических операциях бурения и спуска инструмента,

вся БК, за исключением еѐ верхней части, находится в сжатом состоянии, необходимо,

кроме общепринятого расчѐта колонны на растяжение и кручение, проверять еѐ

продольную устойчивость при сжатии с оценкой сил сопротивления и момента сил

сопротивления. При этом необходимо соблюдение условия, чтобы действующая

сжимающая нагрузка в различных сечениях колонны была меньше критических нагрузок

спирального «баклинга» (см. п. 2.7), при которых БК теряет устойчивость и принимает

форму спирали, что обязательно ведет к заклинке труб в стволе скважины.

При компоновке БК необходимо учитывать, что при больших углах наклона

ствола суммарная сила трения становится выше составляющей собственного веса,

действующей вниз в направлении оси скважины, поэтому перемещение колонны вниз в

этом случае, оказывается возможным только за счѐт веса верхних секций, расположенных

на вертикальных или слабо наклонных участках ствола скважины.

Проектная осевая нагрузка на долото создаѐтся за счѐт массы УБТ или СБТ,

расположенных в верхней части вертикального ствола скважин, и передается на забой

через сжатую БК, состоящую из ЛБТПН, являясь по отношению к ней внешней

сжимающей силой. При этом необходимо соизмерять длину УБТ, протяжѐнность

вертикального участка ствола и ожидаемую проходку за рейс так, чтобы в процессе

углубления ствола УБТ не попало на наклонный участок ствола, что резко ограничит

возможность доведения нагрузки на долото.

При большой протяжѐнности горизонтального ствола и продвижении БК по

продуктивному горизонту по сравнению с вертикальным бурением наиболее вероятные

осложнения могут иметь место по следующим основным причинам:

- появление «желобообразных» выработок на «лежачем» боку

горизонтальной скважины, особенно на участках резкого изменения зенитного угла

профиля скважины и выхода ствола на горизонтальный участок;

- интенсивное накопление шлама на «лежачем» боку скважины, приводящее

к повышению коэффициента сопротивления движению БК при СПО, особенно на

призабойных горизонтальных участках и на участке перехода от наклонного участка к

горизонтальному. Известно, что критические углы, при которых интенсивно растут силы

сопротивления движению в осевом направлении, лежат в диапазоне для различных горно-

геологических условий в интервале 35-60 °;

- потеря БК продольной устойчивости и еѐ заклинивание в стволе вследствие

того, что сжимающие продольные усилия, за счѐт которых достигается передача нагрузки

на долото и проталкивание БК, становятся больше критических сил спирального

«баклинга».

На невертикальных участках горизонтальной скважины БК под действием силы

тяжести расположена в стволе эксцентрично. Вызванная этим неравномерность скоростей






бурового раствора затрудняет удаление шлама в нижней, наиболее узкой части

кольцевого пространства скважины, где скорость потока минимальна. Оседающий шлам

накапливается на нижней стенке скважины в виде сплошного слоя или в виде дюн. В

наклонных участках скважины скопление шлама имеет тенденцию к сползанию или

лавинообразованию. При этом оползни и лавинообразное движение скоплений шлама

наблюдается не только при неподвижном растворе, но и навстречу потоку при

циркуляции раствора или СПО. Оползни и образование лавин приводят к появлению

конвекционных потоков в скважине, выталкивающих осветлѐнную часть бурового

раствора вверх, а частицы шлама вниз, увеличивая тем самым в три-пять раз скорость

осаждения шлама. Это явление называется «Эффектом Байкотта». Наглядно это явление

можно наблюдать при движении бурового раствора по наземным горизонтальным

желобам очистной системы буровой установки.

Во многих случаях возобновление циркуляции бурового раствора инициирует

проявление «Эффекта Байкотта», в результате чего шлам осаждается быстрее в

ламинарном потоке, нежели в неподвижном растворе. В наклонных участках скважины

«Эффект Байкотта» проявляется в ускоренном выпадении материала-утяжелителя

бурового раствора и его расслоении по плотности и вязкости.

В скважинах с большим отклонением от вертикали по данным промысловых

наблюдений и зарубежных исследований выделяются представленные в Табл. 8

следующие проблемы транспорта шлама по интервалам зенитного угла, которые с

увеличением угла приобретают критический характер.

Таблица 8

Зенитный

угол,°

Наблюдаемые явления Проблемы гидротранспорта

0°….10° Накопление шлама отсутствует. Характерные для вертикальных

скважин

10°…35° Накопление шлама в виде тонкого

слоя на нижней стенке скважины.

Ухудшение условий транспорта из-за

неравномерности распределения

скоростей потока.

35°…60° Образование дюн, оползни,

конвективное ускорение осаждения

шлама и утяжелителя («Эффект

Байкотта»).

Высокая подвижность шлама в

статических и динамических

условиях, расслоение бурового

раствора по плотности и вязкости

45°…60° Лавинообразное движение шлама

против направления движения

бурового раствора.

Наибольшая опасность осложнений

(прихватов), связанных с

подвижностью шлама.

60°…90° и

более

Накопление шлама на «лежачем»

боку скважины в виде толстого слоя

и малоподвижных дюн.

Неэффективность гидротранспорта

шлама структурным (ламинарным)

потоком бурового раствора.

Во всех интервалах изменения зенитного угла скважины увеличение скорости

бурового раствора повышает эффективность транспорта шлама, в то же время скорость

движения бурового раствора существенно зависит при прочих равных условиях от его

реологических свойств, плотности, гидравлического диаметра кольцевого пространства и

особенно от эксцентриситета БК в стволе, определяя режим движения бурового раствора в

скважине.






Возможности увеличения скорости потока ограничиваются величиной давления

гидроразрыва пласта, устойчивостью пород к размыву, производительностью и

мощностью насосов. С увеличением длины скважины указанные ограничения в стволе

эллипсного или кавернозного сечения с эксцентрично расположенным инструментом

могут приобретать критический характер.

В первую очередь некачественная очистка горизонтальной скважины сказывается

на росте сил сопротивления движению вниз бурильной колонны при проталкивании

инструмента во время спуска по наклонному (горизонтальному) участку ствола и

создания проектной осевой нагрузки на долото в процессе бурения.

Признаки некачественной очистки ствола скважины:

- увеличение потребного крутящего момента, вибраций;

- невозможность поддержания нагрузки на долото (так называемое, «зависание»

бурового инструмента);

- остановка ЗД с похожими на заклинивание признаками;

- осложнения при ведении СПО (затяжки, посадки)

- невозможность восстановлении циркуляции после наращивания;

- наличие «сифона» при подъѐме 1-3 первых свечей от забоя;

- скачки давления на стояке;

- дефицит массы удалѐнного из бурового раствора шлама по сравнению с

расчѐтной массой выбуренной породы.

При бурении горизонтальных скважин с большими отходами от вертикали эти

осложнения могут иметь место, как при использовании СБТ, так и при использовании

ЛБТПН. Однако, при применении ЛБТПН вместо СБТ в горизонтальной скважине,

благодаря их высокой удельной прочности можно ожидать уменьшения полного веса БК,

увеличения предельной длины горизонтального участка бурения и снижения момента,

необходимого для вращения инструмента, что подтверждается практикой бурения с

ЛБТПН и расчѐтами, приведѐнными, например, в Приложении 4.

При бурении горизонтальных скважин с большими отходами от вертикали при

прочих равных условиях, необходимо:

- стремиться соблюдать условие концентричного расположения БК в стволе

скважины, особенно на искривлѐнных и горизонтальных участках за счет установки

центраторов и труб с протекторными утолщениями;

- снижать коэффициент сопротивления движению БК в стволе, за счѐт подбора

соответствующей рецептуры и реологии бурового раствора;

- исключать, насколько это возможно, желобообразования и зашламовывания в

стволе скважины, в том числе, за счет использования утолщенных труб с винтовым

оребрением;

- уменьшать абразивный износ тела ЛБТПН, за счет своевременной перестановки

бурильных труб внутри комплекта и выбора рациональных режимных параметров

бурения.

За рубежом при бурении горизонтальных стволов большой протяжѐнности

роторным способом с использованием буровых установок, оснащѐнных верхним

приводом, для эффективной очистки ствола от шлама практикуется подъѐм инструмента

с его вращением и промывкой на достаточно большой подаче буровых насосов.






6.2 Выбор КНБК и БК для бурения горизонтальных скважин.

Для эффективной проводки горизонтальных скважин необходимо:

- максимально снижать весовые параметры КНБК и элементов БК на горизонтальном

участке, в том числе, путѐм замены тяжѐлых немагнитных корпусов MWD на более

лѐгкие, алюминиевые трубы;

- устанавливать УБТ на вертикальном участке БК;

- соблюдать условия возможно более плавного перехода по жѐсткости между

секциями труб;

- предусматривать возможность спуска БК с вращением, что позволяет кратно

снизить сопротивления перемещению колонны в скважине.

При спуске инструмента с длинной секцией ЛБТПН на коротком вертикальном

участке ствола, когда силы сопротивления на горизонтальном участке могут сравняться с

составляющей собственного веса БК на вертикальном и наклонном участках (СБТ и УБТ

еще не спущены), продвижение инструмента под собственным весом без применения

специальных мер становится невозможным.

В этом случае дальнейший спуск необходимо вести с вращением колонны, при

котором силы трения снижаются в несколько раз, что позволяет осуществить спуск на

горизонтальном участке до забоя. Частота вращения колонны 40-60 об/мин. Применение

верхнего привода буровой установки (силового вертлюга) позволяет вести спуск

инструмента свечами и не вызывает сложностей.

Типовые комплектации БК из лѐгких сплавов для вертикальных, наклонно-

направленных и горизонтальных скважин, используемых при разбуривании

месторождений с продуктивными пластами на глубинах 3000 – 5000 м должны состоять

из (снизу-вверх):

- КНБК по назначению, УБТ расчѐтной длины, УЛБТ – 40-50 м; ЛБТПН

расчѐтной длины, СБТ – 150-200 м (для вертикальных или наклонно-

направленных скважин с небольшим отходом от вертикали);

- КНБК по назначению УЛБТ – 40-60 м, ЛБТПН расчѐтной длины, УЛБТ – 40-

50 м, УБТ или СБТ расчѐтной длины (для горизонтальных или наклонно-

направленных скважин с большим отходом от вертикали).

7. Особенности ведения аварийных работ с БК, включающей ЛБТПН.

7.1 Прихват бурового инструмента. При бурении скважин наиболее распространѐнным и сложным видом аварии

является прихват бурового инструмента. Прихваты могут быть вызваны различными

причинами, как геологического, так и технологического характера, причѐм в основном

прихваты наблюдаются в зоне КНБК.

В вертикальных и наклонных скважинах по геологическим причинам прихваты

могут возникнуть при вскрытии несовместимых зон по горному давлению, прочности и

трещиноватости пород, из-за поглощения промывочной жидкости, и как следствие,

обвалов стенок скважины, потери устойчивости ствола и т.д.

Они могут происходить и по технологическим причинам в результате

зашламовывания скважины, сужения еѐ ствола из-за абразивного износа долота по

диаметру, наличия толстой и липкой корки на стенках, образования продольных желобов

и т.д.






При бурении горизонтального участка ствола, по сравнению с вертикальными и

наклонными, наиболее возможными являются технологические осложнения в виде роста

сил сопротивления и прихватов, причѐм вероятность упомянутых осложнений находится

в прямой зависимости от протяжѐнности горизонтального участка ствола скважины.

При выполнении аварийных работ, связанных с ликвидацией прихватов,

возникающих по выше изложенным причинам, необходимо иметь в виду следующее:

- в колонне бурильных труб ЛБТПН слабым сечением при расчѐтах на

допустимые растягивающую нагрузку и вращающий момент является номинальное

сечение основного тела трубы, а соединение стального замка с трубой по прочностным

показателям выше на 15-20% основного тела. Поэтому при ведении работ расчѐтная

комбинация приложенной к БК растягивающей нагрузки и крутящего момента не должна

выводить эквивалентные напряжения в теле труб за пределы 80% минимального предела

текучести материала;

- в исключительных случаях допускается при ведении аварийных работ

кратковременно выходить на значение предела текучести. Однако, после этого все трубы,

работавшие в зоне предела текучести, должны подвергаться внеочередному контролю

неразрушающими методами;

- в случае слома ЛБТПН по телу рекомендуется разбурить еѐ до замкового

соединения с максимально допустимой производительностью насосов (25-35 л/сек) и

затем соединиться с помощью стандартного ловильного инструмента (колокол, метчик,

шлипс и т.д.) со стальным замком. Алюминий легко разбуривается обычным шарошечным

долотом со скоростью 15-20 м/час.

Особое внимание при ведении аварийных работ необходимо обратить на

правильность определения растягивающей нагрузки на крюке Gкр по показаниям

индикатора веса Gи, установленного на неподвижной ветви («мѐртвом» конце) талевого

каната.Имея в виду, что усилие Gкр воспринимается лебѐдочной (подвижной) ветвью

талевого каната и передаѐтся к неподвижной ветви через талевую систему буровой

установки, необходимо учитывать соответствующие потери тягового усилия в талевой

системе (подшипниках, профильных желобах роликов с учѐтом их технического

состояния, проскальзывания каната и т.п.). В целом, эта поправка учитывается с помощью

η - КПД талевой системы. При этом в процессе подъѐма инструмента наибольшее усилие

Gкр от растяжения БК воспринимает подвижная ветвь каната, а неподвижная, на которой

установлен датчик нагрузки, измеряющий усилие Gи, натягивается меньше на величину

потерь в талевой системе. При бурении или спуске БК – наоборот, наибольшее натяжение

воспринимает неподвижная ветвь каната. Соответственно, значения нагрузки на крюке

Gкр и измеренной нагрузки Gи связаны между собой соотношениями:

- при подъѐме БК: Gкр = Gи/η (3)

- при бурении и спуске БК: Gкр = Gиη (4)

Для практических расчѐтов можно рекомендовать следующие значения КПД

талевой системы при оснастке 5х6:

η =0,88-0,90 - для новой буровой установки;

η =0,82-0,85 - для буровой установки со сроком эксплуатации 3-5 лет;

η =0,8 - для буровой установки со сроком эксплуатации более 5 лет.






7.2 Допустимые соотношения растягивающих нагрузок и крутящих моментов.

Методика расчѐта допустимых соотношений растягивающих нагрузок и крутящих

моментов, которые могут быть одновременно приложены к секции ЛБТПН, приведена в

Приложении 4.

В качестве примера на Рис. 6 и 7 приведены кривые соотношений растягивающей

нагрузки и крутящего момента для ЛБТПН-147х11 из сплавов Д16Т и 1953Т1

соответственно при различных температурах эксплуатации. Области, лежащие под

кривыми, являются зонами безопасной работы секций ЛБТПН.

Рис.6 График зависимости допустимых растягивающих нагрузок от момента

при их совместном приложении к ЛБТПН - 147х11 из сплава Д16Т

при различных температурах.

Рис.7 График зависимости допустимых растягивающих нагрузок от момента

при их совместном приложении к ЛБТПН 147х11 из сплава 1953Т1

при различных температурах.






8. Коррозионное поражение. Методы и средства защиты.

Коррозия труб из алюминиевых сплавов определяется комплексом их физико-

химических характеристик, с которыми связаны основные параметры электрохимических

процессов, протекающих при эксплуатации труб в агрессивных средах.

В практике эксплуатации ЛБТПН может наблюдаться коррозия общая,

расслаивающая, межкристаллитная, контактная и коррозионное растрескивание. Виды

коррозионного поражения зависят от материала применяемых труб, состава и

длительности воздействия агрессивных сред, а также напряжѐнного состояния и

температуры эксплуатации.

Основную роль в защите алюминиевых сплавов от коррозии играет плѐнка окислов

алюминия, образующаяся на поверхности труб при их контакте с кислородом.

Повреждение этой плѐнки, что происходит при контакте ЛБТПН со стенками скважины,

резко интенсифицирует коррозионные процессы.

Немалую роль играет и однородность поверхностного слоя труб. Трубы

изготавливаются методом прессования. При этом для обеспечения необходимых

технологических параметров прессования, инструмент и поверхность слитка смазывают

технологической смазкой. Эта смазка содержит графит, свинец, олово и некоторые другие

компоненты, которые образуют микро и макро гальванические пары. При попадании этих

пар в буровой раствор, который является электролитом, возникают электрохимические

процессы, связанные с удалением ионов металла с поверхностей труб.

Выполненные исследования показали, что скорость коррозии алюминиевых

сплавов в буровых растворах с рН в интервале 6,5 – 9,5 невелика и резко возрастает при

значениях рН, выходящих за пределы указанного диапазона. Поэтому, при бурении

необходимо тщательно контролировать значение рН промывочных растворов,

обработанных щелочными реагентами и применять соответствующие ингибиторы для

удержания рН не ниже 6,5 и не выше 9,5.

Скорость коррозии ЛБТПН в буровом растворе повышается с увеличением

температуры среды. Так, в растворе, содержащем 3% NaCl, скорость коррозии при 400С

составляет около 0,50 г/м2ч, а при 80

0С – 0,65 г/м

2ч. В жидкости с добавкой 0,5%

кальцинированной соды скорость коррозии при 400С составляет 1,1 г/м

2ч,

а при 800С -1,8 г/м

2ч.

В морской воде при сравнительно низких температурах (5-80С) наблюдается так

называемая «питинговая» (точечная) коррозия алюминия. В теплой воде (25-300С) такой

вид коррозии отсутствует. Как правило, процессы общей коррозии протекают интенсивно

в первые 25-30 суток эксплуатации, а затем резко замедляются. Это позволяет применять

ЛБТПН и, в первую очередь, трубы из сплава 1953Т1, при бурении морских скважин без

каких-либо специальных мер по их защите.

Особую опасность представляет межкристаллитная коррозия, так как при этом

виде поражения внешний вид алюминиевых труб не меняется, а их способность

выдерживать эксплуатационные нагрузки, особенно динамические, резко падает.

Основным фактором, способствующим появлению межкристаллитной коррозии, является

длительное время пребывания труб в зоне повышенных температур и частая теплосмена в

процессе эксплуатации. К сожалению, определить появление межкристаллитной коррозии

как визуально, так и средствами неразрушающего контроля невозможно. Поэтому, трубы,

которые находились продолжительное время (более 500 часов) в зоне повышенных






температур (выше допустимых пределов), необходимо удалять из эксплуатации или

переводить на менее ответственные скважины.

Учитывая, что ЛБТПН оснащены стальными замками, в скважине при наличии

электролита – бурового раствора, между телом трубы и замком образуется гальваническая

пара, которая вызывает процесс контактной коррозии. Практика эксплуатации

алюминиевых труб показывает, что скорость развития коррозии этого вида весьма

незначительна по отношению к интенсивности износа труб по замковой резьбе.

В России накоплен большой опыт применения алюминиевых труб в агрессивных

нефтепромысловых средах содержащих сероводород. При этом отмечается, что трубы из

алюминиевых сплавов в меньшей степени подвержены коррозии, чем стальные.

Алюминиевые сплавы практически нейтральны к содержанию, как сероводорода, так и

углекислого газа. Стальные замки, которыми оснащаются ЛБТПН, также более стойкие к

коррозионному поражению, что объясняется, по всей видимости, эффектом

электрохимической защиты стального замка алюминиевым сплавом.

В практике бурения для освобождения прихваченной БК в зоне прихвата

применяют установку солянокислотных ванн. Зачастую эти ванны приготавливают из

смеси соляной и плавиковой кислот. Применение плавиковой кислоты при использовании

алюминиевых сплавов категорически запрещается, т.к. при взаимодействии

алюминиевых сплавов с плавиковой кислотой интенсивно выделяется водород, что может

привести к взрыву.

Соляная кислота также интенсивно реагирует с алюминиевыми сплавами. Так,

даже в 5% растворе HCl скорость коррозии сплава превышает 150 г/м2ч. В связи с этим

рекомендуется применять солянокислотные ванны для освобождения прихваченной

колонны только в тех случаях, когда другие методы борьбы с прихватом не привели к

положительному результату. При этом закачивать соляную кислоту в зону установки

ванны следует на максимально возможных скоростях, и после завершения аварийных

работ, тщательно промыть пресной водой наружную и внутреннюю поверхности труб.

При установке солянокислотных ванн приготовленный раствор следует обрабатывать

соответствующими ингибиторами, снижающими уровень взаимодействия алюминия с

кислотой. Кроме того, для кислотных ванн можно рекомендовать применение 15%

водного раствора сульфаминовой кислоты (HSO3NH2), которая прекрасно реагирует с

карбонатными коллекторами, не подвергая коррозии АБТ.

Один из основных методов борьбы с коррозионным поражением алюминиевых

труб – применение ингибиторов, добавляемых в буровой раствор. Ингибиторы,

используемые для этой цели, не должны ухудшать реологические параметры и

технологические свойства буровых растворов. Ингибирующее действие на коррозионный

процесс при эксплуатации ЛБТПН в щелочных средах оказывают некоторые реагенты –

стабилизаторы, применяемые для обработки раствора. Такими стабилизаторами могут

быть полифосфаты натрия и калия, а также жидкое стекло.

Одним из эффективных неорганических ингибиторов коррозии алюминиевых

сплавов может быть хромпик, применяемый в качестве реагента – термостабилизатора

бурового раствора. Добавление хромпика в буровой раствор в небольших количествах

(0,5-2%) значительно снижает коррозионное поражение алюминиевых труб.

Существуют методы защиты от коррозионного поражения покрытием

поверхностей труб различными полимерными материалами и химическим






оксидированием. Однако это трудоѐмкий и дорогостоящий процесс и пока не нашѐл

практической реализации.

9. Общие положения статического прочностного расчѐта напряжѐнно-

деформированного состояния БК, скомпонованной с применением ЛБТПН.

9.1 Математическая модель для расчѐта БК.

Статический прочностной расчѐт БК, в том числе скомпонованных с

применением ЛБТПН, выполняется на основании разработанной ЗАО «Акватик»

математической модели, описывающей напряжѐнно-деформированные состояния БК для

различных по профилю скважин и технологических операций, в том числе, бурения, СПО

и аварийных режимов, характерных, например, для ликвидации прихвата.

В упомянутой математической модели учитываются следующие основные

факторы:

-профиль скважины;

-изменение продольной силы и крутящего момента по длине БК;

-распределѐнный вес БК в промывочной жидкости заданной плотности;

-переменное по длине колонны сопротивление (трение) при поступательном и

вращательном движениях БК, как в открытом стволе, так и на обсаженных участках

ствола;

-эффект влияния изменяющейся по глубине скважины температуры на

механические свойства материала бурильных труб, с учѐтом данных о величине и

распределении по глубине геотермического градиента для рассматриваемого района

бурения;

-эффект потери продольной устойчивости сжатых секций БК и, как следствие,

увеличение силы контакта БК со стенками скважины;

-реологическая модель бурового раствора, как вязкой или вязко-пластичной

жидкости и режимы течения по различным участкам циркуляционной системы (ЦС)

скважины, что необходимо при расчѐтах гидравлических потерь в ЦС бурящейся

скважины.

9.2 Программа DDTBHC расчѐта БК.

Расчѐты по вышеописанной математической модели БК производятся с

использованием разработанного ЗАО «Акватик» специального программного продукта

3-DDT (Drillstring – Drag – Torque – Buckling – Hydraulic - Calculation), предназначенного

для проведения проверочных статических расчѐтов БК.

По результатам расчѐта определяется распределение по длине БК:

-сил и моментов сопротивления;

-различных видов напряжений (растягивающих, изгибающих, кручения,

эквивалентных);

-критических сил синусоидального, спирального «баклинга» и боковых усилий,

приложенных к БК со стороны стенок скважины;

-запаса прочности по эквивалентным напряжениям в сравнении с допускаемой

интенсивностью напряжѐнного состояния для заданного материала труб, с учѐтом

нормативных коэффициентов запаса прочности и анизотропии материала труб.






В программе DDTBHC предусмотрен, кроме того, расчѐт запаса усталостной

прочности БК при действии, как статических, так и знакопеременных нагрузок, на

криволинейных интервалах скважины, что характерно для бурения роторным или

комбинированным способами.

Для определения истинного положения породоразрушающего инструмента в

скважине на базе вышеописанной модели разработана методика расчѐта удлинения БК,

учитывающая совместное действие на колонну геометрических, силовых и

температурного факторов.

9.3 Исходные данные для статического расчѐта БК. - Проектная глубина, профиль, ожидаемая или измеренная степень кавернозности и

извилистости ствола, а также конструкция скважины, в которой предполагается эксплуатация

проектируемой БК;

- Типоразмеры и технические характеристики бурильных труб и их соединений;

- Данные о режимно-технологических параметрах процесса бурения, включающие

интервалы применения того или иного способа бурения, эксплуатационные характеристики

породоразрушающих инструментов (осевая нагрузка на долото, потребляемый момент,

количество и диаметры выходных отверстий гидромониторных насадок), забойных двигателей

(габаритные размеры, массу, рабочие значения расхода насосов и перепада давлений), частоту

вращения БК, реологические параметры промывочной жидкости, рабочее давление в

нагнетательной линии буровых насосов;

- Характеристики буровой установки: максимально допустимое усилие на крюке и

вращающий момент на механизме привода ротора и т.д.;

- Прогнозные оценки распределения температуры по стволу скважины;

- Разбиение процесса проводки скважины на характерные подлежащие расчѐту

технологические операции (спуск, подъѐм, механическое бурение, аварийные работы) на

основных этапах углубления скважины;

- Прогнозные оценки сил сопротивления осевому перемещению и вращению БК

(ожидаемые значения коэффициентов трения в парах порода-сталь-алюминий).

9.4 Результаты расчѐта по программе 3-DDT.

По результатам статического расчѐта БК, для каждой анализируемой

технологической операции определяются распределѐнные по длине БК значения:

- осевой (продольной) силы и бокового усилия, приложенного к БК со стороны

стенки скважины;

- крутящего момента в сечениях БК;

- напряжений в сечениях БК от действий осевого усилия, изгиба и кручения;

- эквивалентного напряжения, рассчитываемого согласно IV теории прочности;

- критических сжимающих усилий, при превышении которых БК может терять

продольную устойчивость и трансформироваться от прямолинейной формы в плоскую

синусоиду и далее - в пространственную спираль;

- запаса прочности по эквивалентным напряжениям, усталостной прочности,

кручению и изгибу;

- упругого удлинения БК с учѐтом действия всех геометрических и силовых

факторов, а также температуры;






- допускаемой комбинации нагрузки на крюке и вращающего момента при

ликвидации прихвата БК силовым методом;

- потерь давления в отдельных элементах и в целом в ЦС бурящейся скважины.

Данные расчѐта выдаются в табличном и графическом представлении, что

существенно облегчает интерпретацию результатов и, в частности, позволяет оперативно

локализовать те участки или секции БК, в которых коэффициенты запаса прочности

оказываются ниже нормативных или возможна потеря продольной устойчивости.

Использование вышеописанной программы позволяет достаточно эффективно

проводить компоновку БК.

9.5 Пример расчѐтов по программе 3-DDT.

В качестве иллюстрации в Приложении 5 приведен пример расчѐта

напряжѐнно-деформированного состояния БК, скомпонованной с применением ЛБТПН

при бурении и проведении СПО в типовой наклонно-направленной скважине с

горизонтальным окончанием.

10. Приѐмка и входной контроль труб.

10.1 Приѐмка труб.

Покупатель, вместе с партией ЛБТПН, должен получить комплект заводских

сертификатов, подтверждающий проверку продукции производителем в соответствии с

инструкциями и предназначенными для этого специализированными стандартами. Он

должен включать все необходимые сертификаты, такие как:

- сертификаты химического состава материала труб и бурильных замков;

- сертификат механических свойств труб и замков;

- сертификат неразрушающих методов контроля для всего объѐма продукции (если эта

проверка оговорена в заказе);

- сертификат гидравлических испытаний (если эта проверка оговорена в заказе);

- отчѐт о результатах контроля основных геометрических размеров;

- отчѐт о результатах визуального контроля. Приѐмка труб, поступающих на трубные базы, производится квалифицированными

специалистами в соответствии с видами работ, предусмотренными правилами приѐмки и

входного контроля, имеющими опыт работы в эксплуатации бурильных труб.

Приѐмку ЛБТПН производят партиями. Каждая партия должна состоять из труб

одного диаметра, одной толщины стенки и одной марки сплава, и сопровождаться

паспортом на каждую партию труб, удостоверяющим соответствие их качества

действующей нормативно-технической документации.

Запрещается производить приѐмку труб без наличия маркировки на них и

сопроводительных документов (паспорт, сертификаты), удостоверяющих качество и

комплектность поставляемой продукции.

На ЛБТПН имеется три группы маркировки, выполненные ударным способом:

- Маркировка трубной заготовки нанесена на наружную поверхность в зоне

ниппеля и включает данные о марке алюминиевого сплава (Д16 или 1953), состоянии

материала (Т или Т1), значения наружного диаметра трубы и толщины стенки основного






сечения трубы в мм, номер партии, номера заготовки, клеймо отдела технического

контроля и товарный знак изготовителя;

- Маркировка замка нанесена на кольцевых поясках ниппеля и муфты и содержит

обозначение типоразмера замка (например, ЗЛК-178), месяц и год выпуска, клеймо отдела

технического контроля, товарный знак изготовителя;

- Маркировка трубы в сборе наносится на теле трубы непосредственно у торца

ниппеля в двух местах, смещѐнных на 180о

, и включает порядковый номер трубы для

Получателя.

При обнаружении недостачи труб Получатель обязан обеспечить их выгрузку и

сохранность, а также принять меры к предотвращению смешивания труб с другой

однородной продукцией. О выявленной недостаче составляется акт и сообщается

Поставщику продукции.

При поставке труб, не удовлетворяющих требованиям нормативно-технической

документации, Получатель обязан предъявить Поставщику рекламацию в письменной

форме, где указывает:

полное наименование сторон (Получателя и Поставщика);

причины предъявления претензии с соответствующими доказательствами и

ссылками на нормативные документы;

требования Получателя;

подтверждѐнную сумму претензий.

10.2 Входной контроль труб.

Новые ЛБТПН, полученные покупателем, подлежат входному контролю на

соответствие нормативно-технической документации.

По требованию покупателя 10 % новой отгруженной партии ЛБТПН могут быть

дополнительно проверены с использованием неразрушающих методов контроля, если

такой контроль был оговорен заказом.

При обнаружении несоответствия какого-либо из фактических параметров труб с

нормативными, контролю по этому показателю подвергаются все 100 % труб партии.

Входной контроль ЛБТПН включает:

- визуальный осмотр трубы и резьбовых концов;

- контроль основных геометрических размеров труб;

- контроль резьбовых соединений;

- неразрушающий контроль тела трубы, переходных зон и резьбовых концов (при

необходимости);

- толщинометрию тела трубы (при необходимости).

При визуальном осмотре выявляются все виды дефектов, в том числе: повреждения

резьб, выбоины по телу трубы, видимые металлургические дефекты (плеши, раковины,

отслоения и т.д.).

При контроле геометрических размеров проверяются наружный диаметр тела

трубы, общая длина трубы, диаметр бурильных замков, кривизна трубы по еѐ длине.

При необходимости производится контроль замковых резьбовых соединений с

помощью комплекта соответствующих калибров, в процессе которого проверяется натяг и

конусность резьбы.






С помощью средств неразрушающего контроля осуществляется дефектоскопия

подозрительных участков труб, выявленных при визуальном осмотре, с определением

возможных трещин и несплошностей металла по телу трубы и замка.

С использованием средств толщинометрии определяется соответствие толщины

стенки с маркировкой, нанесѐнной на наружной поверхности трубы, и паспортными

данными по толщинометрии. При обнаружении повышенной потѐртости на теле трубы,

толщина стенки в этой зоне не должна выходить за пределы поля допуска на толщину.

На забракованные ЛБТПН составляется рекламационный акт в установленной

форме для предъявления Поставщику продукции.

10.3 Комплектация и паспортизация.

10.3.1 ЛБТПН комплектуются в секции в соответствии с принятой для бурения

данной скважины компоновкой БК. В комплект секции включаются трубы одного

типоразмера и марки сплава.

Длина комплекта, определяемая по результатам прочностного расчѐта БК, может

быть, в принципе равна общей длине БК для достижения проектной глубины скважины

(плюс 5 ÷10 % запаса по длине) или составлять часть БК, если по условиям бурения БК

должна состоять из разных секций труб.

Для глубоких скважин использование однотипных («длинных») комплектов, как

правило, неприемлемо, ввиду того, что условия эксплуатации труб, находящихся в

верхней и нижней частях БК, могут быть существенно различны.

10.3.2 Комплект бурильных труб может маркироваться Получателем ударными

клеймами с закругленным контуром, высота клейма не должна превышать 15 мм.

Клеймение производится по периметру высаженных концов со стороны ниппельного

конца на расстоянии 100 мм от торца замка. Клеймом обозначается номер комплекта и

порядковый номер трубы в комплекте.

На каждый комплект ЛБТПН с учѐтом присвоенного ему порядкового номера

оформляется паспорт-журнал, который ведѐтся с момента формирования и ввода

комплекта в эксплуатацию до его списания.

В паспорте-журнале фиксируются все данные измерений и осмотра каждой новой

трубы; указывается количество труб, суммарная длина и масса комплекта в воздухе.

В дальнейшем в паспорт заносятся все данные по эксплуатации комплекта:

- дата ввода в эксплуатацию;

- номер скважины и месторождение;

- проектный профиль скважины;

- способ и режимы бурения;

- параметры промывочной жидкости;

- когда проводился неразрушающий контроль (дефектоскопия и толщинометрия);

- когда и сколько труб отремонтировано, вид ремонта;

- когда и сколько труб отбраковано, причина отбраковки;

- когда и сколько труб комплекта переведено в низшие эксплуатационные классы.

Кроме того, в паспорт-журнал заносятся текущие сведения по смене рабочих и

нерабочих соединений труб в свечах и по перестановкам свечей в комплекте; суммарной

наработке в метрах или часах, количеству рейсов; сведения по авариям и осложнениям с

БК; причинах списания конкретных ЛБТПН из данного комплекта труб.






10.4 Гарантийные обязательства Поставщика.

Гарантийный срок эксплуатации ЛБТПН устанавливается продолжительностью 12

месяцев с момента отгрузки труб Заказчику при условии соблюдения всех требований

технического обслуживания и эксплуатации, оговоренных настоящим Руководством.

В течение гарантийного срока Поставщик обязуется безвозмездно устранять все

недостатки, выявленные в процессе эксплуатации труб.

11. Эксплуатация в условиях буровой.

11.1 Общие требования к эксплуатации. Эксплуатация ЛБТПН организуется технической службой бурового или сервисного

предприятия, которая производит выбор компоновки БК, выполняет оперативные расчѐты

колонн, осуществляет техническое обслуживание и контроль отработки комплектов труб.

Во время эксплуатации ЛБТПН должны выполняться те же требования, которые

предъявляются к безаварийной эксплуатации СБТ, в том числе, на буровой запрещается:

- «сталкивание» ниппеля в муфту при свинчивании труб;

- вращение бурильной трубы (свечи) после выхода резьбы из зацепления, а также

«вырывание» ниппеля из муфты до полного их развинчивания;

- резкое торможение спускаемой БК;

- захват тела трубы машинными ключами;

- затаскивание и выбрасывание бурильных труб без предохранительных резьбовых

пробок и колпаков;

- допускать удары концов труб о стол ротора;

- использование клиньев и ключей с плашками, не соответствующими размерам

труб;

- приложение к БК нагрузок, превышающих допустимые значения, технической

характеристикой труб.

11.2 Особенности эксплуатации. При эксплуатации БК, включающих ЛБТПН, для бурения скважин различного

профиля с применением известных способов вращательного бурения (роторного, с

помощью забойного двигателя или комбинированного) должны выполняться

рекомендации, изложенные в разделе 11.1 настоящего Руководства и приведѐнные ниже

требования.

11.2.1 При свинчивании замковых соединений ЛБТПН необходимо использовать

антикоррозионные уплотнительные компаунды, содержащие 40 – 60 % по весу цинковой

пудры и не более 0,3 % активной серы. Допускается применение других специальных

смазок, соответствующих условиям эксплуатации. Применение машинного или

дизельного масла с введением в него графита или других наполнителей в качестве

заменителей резьбовых смазок, а также свинчивание замковых соединений без

соответствующих смазок запрещается.

Смазка наносится на три четверти поверхности резьбы муфты или ниппеля с

помощью деревянного шпателя (лопатки). Для увеличения срока эксплуатации и

предотвращения заедания новой резьбы необходимо, при вводе ЛБТПН в эксплуатацию,

проводить приработку резьб путем 3-5 кратного их свинчивания - развинчивания с

небольшим крутящим моментом и с числом оборотов 2-4 об/мин. При последующих






свинчиваниях с поверхности резьбы необходимо путѐм механической очистки или

продувки воздухом удалять остатки промывочной жидкости.

11.2.2 Для предохранения резьбы от повреждения и износа развинчивание следует

производить со скоростью не выше 40 об/мин. Вращение следует прекратить, как только

резьба ниппеля выйдет из зацепления.

Крепление замковых соединений ЛБТПН следует производить при приложении

крутящих моментов, соответствующих указанным в Табл. 9.

Рекомендуемый момент свинчивания замковых резьб ЛБТПН

Таблица 9 Типоразмер ЛБТПН Замковая резьба по ГОСТ

Р 50864-96 (API Spec. 7)

Рекомендуемый момент

свинчивания, кН*м

90х9 З-86 (NC-31) 3,7-4,5

103х9 З-102 (NC-38) 5,3-6,5

131х13 З-133 (NC-50) 14,4-17,7

147х11(13,15), 150х25 З-147 (5½” FH) 20,1-24,7

168х11 З-171 (6 5/8” FH) 28,7-35,4

11.2.3 Для предотвращения повреждений ниппелей замковых соединений ЛБТПН

(при вертикальном расположении свечей на подсвечнике) металлический подсвечник

рекомендуется обшивать амортизационным материалом (резина, доски и т.п.).

Периодически следует контролировать соосность вышки и устья скважины, т.к.

при наличии отклонения осей возникает дополнительный изгибающий момент,

повышающий контактные нагрузки на резьбовые соединения труб в процессе их

свинчивания - развинчивания.

При каждом спуске необходимо тщательно контролировать состояние упорных

торцов ниппелей и муфт замков ЛБТПН. В случае наличия на них забоин, насечек и т. п.

последние необходимо удалить. Если это не удаѐтся сделать в условиях буровой, то такие

соединения подлежат ремонту на специализированном участке.

При посадке ниппеля в муфту перед свинчиванием необходимо контролировать

расстояние между упорными торцами ниппеля и муфты замка. Уменьшение этого

расстояния ниже допустимого значения (см. раздел 11.5.2) свидетельствует о

необходимости ремонта резьбы.

11.2.4 Предельные нагрузки на трубы определяются по результатам статического

прочностного расчѐта напряжѐнно-деформированного состояния БК (см. п.9) с учѐтом

всех действующих на колонну силовых факторов.

Во избежание смятия ЛБТПН при их спуске на большую глубину или при бурении

с утяжелѐнной промывочной жидкостью, скважину необходимо доливать промывочной

жидкостью, высота столба (h) которого определяется по формуле:

ж

см

n

PHh

(7)

где:

Н – глубина спуска бурильной колонны, м;

Рсм – предельное внешнее давление, заданное технической характеристикой

ЛБТПН, (см. Табл. 5), Па;

n – коэффициент запаса прочности на смятие;

ж – удельный вес жидкости, н/м3.






11.2.5 При проведении всех технологических операций с БК для определения

истинного положения (длины) БК в скважине необходимо учитывать эффекты, связанные

с еѐ упругим удлинением при совместном действии всех силовых и температурного

факторов. Методика расчѐта фактической длины БК в скважине приведена в

Приложении 6.

11.2.6 В процессе бурения с применением ЛБТПН необходимо контролировать

значение рН промывочной жидкости. Оно должно быть в пределах от 6,5 до 9,5, т.к. при

значениях за пределами этого ограничения резко ускоряется общая коррозия

алюминиевых сплавов, как в щелочной, так и в кислотной среде. При работе БК,

включающих ЛБТПН, в коррозионно-активных, высокоминерализованных промывочных

жидкостях рекомендуется вводить соответствующие ингибиторы.

Допускается кратковременное нахождение ЛБТПН в растворах с рН до 12 (при

цементировании хвостовиков и установке цементных мостов). После выполнения этих

операций трубы необходимо тщательно промыть пресной водой.

11.2.7 ЛБТПН имеют пониженную стойкость к абразивному износу наружной и

внутренней поверхностей из-за пониженной в 1,5-2 раза по отношению к СБТ твердости.

Абразивный износ наружных поверхностей распределяется по длине и периметру трубы

неравномерно, причѐм максимальному износу, который носит, как правило,

эксцентричный характер, подвергается средняя часть трубы. Гидроабразивному износу

подвержены зоны, прилегающие к замковому соединению и внутренним высадкам труб,

что объясняется некоторым сужением проходного сечения и турбулизацией потока

промывочной жидкости. Особенно интенсивно этот процесс происходит при

использовании промывочных жидкостей, обработанных твѐрдыми утяжелителями.

Гидроабразивный износ ЛБТПН растворами нормальной плотности, содержащими около

1% песка, составляет не более 1 мм за 1000 часов механического бурения.

В связи с вышесказанным, необходимо при использовании ЛБТПН обеспечивать

концентрацию абразивных включений в растворе не выше 1 %.

11.3 Особенности эксплуатации ЛБТПН в спускоподъѐмных механизмах и

захватных устройствах бурового оборудования.

11.3.1 При применении клиновых захватов, принцип действия которых основан на

заклинивании трубы под действием веса подвешенной БК, несущая способность труб

существенно зависит как от физико-механических свойств алюминиевого сплава, так и от

фактической площади контакта зажимного устройства с трубой, коэффициента трения,

эксцентриситета оси трубы относительно зажима и т.п.

При этом ЛБТПН, находящиеся в клиновом захвате, подвержены, кроме

растяжения, действию значительных радиальных нагрузок. Сопротивляемость труб таким

нагрузкам снижается при повреждении поверхности труб «насечкой» от зажимных

элементов захвата, а также при динамических нагрузках, сопровождающих торможение

БК в процессе еѐ посадки на захват.

Учѐт упомянутых факторов накладывает дополнительные ограничения на весовые

характеристики БК, которую можно подвешивать с применением клинового захвата.

Допустимые номинальные осевые нагрузки, гарантирующие безопасную

эксплуатацию ЛБТПН при использовании клиновых захватов, не должны превышать

значений, приведѐнных в Табл.10.






Таблица 10 Типоразмер ЛБТПН Марка сплава Допустимая

нагрузка, кН

90х9 Д16Т

1953Т1

450

650

103х9 Д16Т

1953Т1

520

800

131х13 Д16Т

1953Т1

1200

1800

147х11 Д16Т

1953Т1

1170

1760

147х13 Д16Т

1953Т1

1300

2040

147х15 Д16Т

1953Т1

1450

2130

150х25 Д16Т

1953Т1

2200

3300

168х11 Д16Т

1953Т1

1300

1980

Приведѐнные параметры рассчитаны из обязательного условия, что захват трубы

происходит по утолщѐнной части ЛБТПН, для чего в этих трубах в зоне установки муфты

замка предусмотрено выполнение удлинѐнной законцовочной части с увеличенной

толщиной стенки (см. Рис.1-4).

11.3.2 Запрещается захват основного тела ЛБТПН клиньями спайдера, роторным

клиновым захватом и машинными ключами. Размеры плашек спайдера и клинового

захвата, а также вкладышей машинных ключей должны строго соответствовать

наружному диаметру утолщѐнной части бурильной трубы и бурильного замка.

11.4 Обслуживание и контроль технического состояния.

11.4.1 Периодичность и методы контроля технического состояния ЛБТПН в

процессе эксплуатации.

Для эффективной, безаварийной эксплуатации ЛБТПН технической службой

бурового предприятия должны быть разработаны профилактические мероприятия с БК,

ориентировочный перечень которых приведѐн в Табл. 11.






Перечень профилактических мероприятий с ЛБТПН

Таблица 11

Наименование работ

Периодичность выполнения

Способ бурения

Роторный и

комбинированный

С применением

забойного двигателя

Смазка замковых резьб При каждом свинчивании

Контроль за моментом свинчивания При каждом свинчивании

Докрепление нерабочих резьб в свечах Через 5 рейсов Через 8 рейсов

Шаблонирование труб при наращивании При каждом наращивании

Замер износа труб и замков предельными

скобами

Через 200 часов бурения Через 400 часов бурения

Проверка замковых резьб по торцевому

зазору

Через 40 рейсов

Смена рабочих соединений в свечах Через 40 рейсов

Толщинометрия бурильных труб Через 200 часов бурения Через 400 часов бурения

Неразрушающий контроль трубных и замковых

резьб и переходных зон

- при глубине бурения:

- до 3000 м;

- в интервале: 3000-5000 м;

- более 5000 м;

- при кол-ве свинчиваний замков более

При достижении времени

механического бурения

450 час

300 час

200 час.

300-350

При достижении времени

механического бурения

600 час

450 час

250 час

350-400

Перестановка свечей в комплекте Через 40 рейсов Через 40 рейсов

Опрессовка труб с приложением 1,5 кратного

максимального рабочего давления.

В случаях предполагаемой негерметичности БК, для

профилактики, перед спуском испытателя пластов.

11.4.2 Контроль состояния и степени изношенности. Контроль состояния и степени изношенности ЛБТПН в процессе эксплуатации

включает визуальный осмотр труб, проверку состояния трубного соединения, контроль

основных геометрических размеров и неразрушающий контроль труб.

Визуальный контроль ЛБТПН позволяет выявить:

- наличие дефектов на наружной и внутренней поверхности труб (вмятин, глубоких

продольных и поперечных рисок, питтинговых язв, расслоений, коррозионного

поражения);

- наличие дефектов на замках (состояние поверхности резьбы, состояние упорных

торцов ниппеля и муфты, эксцентричный износ по диаметру, достаточная длина для

захвата ключами);

При оценке состояния трубного соединения выполняется:

- определение с использованием стального щупа толщиной 0,3 мм радиального

зазора в соединении между замком и трубой по всей окружности стабилизирующего

пояска. Если щуп будет проникать в зазор на глубину 5 мм или более, то соединение

признаѐтся дефектным и труба должна быть забракована;

- определение с использованием стального щупа шириной около 12 мм и толщиной

0,3мм торцевого зазора между концом трубы и внутренним упорным торцом замка. Зазор

проверяется по всей окружности сопряжения. При проникновении щупа в торцевой зазор

на глубину более 5мм трубное соединение признаѐтся дефектным и труба должна быть

забракована;






- определение наличия смещения замковой детали на трубе. При производстве или

перед первым использованием соединение труба-замок должно маркироваться отметками

на замке и теле трубы. Одна отметка делается на замке (на стороне, обращѐнной к трубе),

другая – на трубе. Эти две отметки должны быть на одной линии. Если при контроле

обнаруживается, что они расположены не на одной линии, то это означает, что замок

сместился против первоначального положения и что данное соединение необходимо

проинспектировать в условиях трубной базы с применением методов неразрушающего

контроля.

При контроле основных геометрических размеров ЛБТПН измеряются

следующие геометрические параметры труб:

-диаметр трубы в месте еѐ контакта с клиновым захватом;

-диаметр основного тела трубы в средней еѐ части;

-диаметр утолщѐнной части трубы в зоне муфтовой и ниппельной законцовок;

-диаметр протекторного утолщения трубы в его середине;

-диаметры муфты и ниппеля замка;

-торцевой зазор замкового соединения, определяемый как расстояние между

упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты в момент посадки ниппеля в муфту

без вращения.

Диаметры бурильных труб и замков проверяются штангенциркулем с

удлинѐнными губками и для их определения используются средние арифметические

значения двух замеров во взаимно-перпендикулярных плоскостях.

Контроль износа элементов ЛБТПН выполняется калибрами-скобами в следующих

сечениях:

- муфтовой и ниппельной частях замка;

- утолщѐнной части трубы на расстоянии 800 мм от торца муфты;

- середине трубы;

- протекторного утолщения для труб с протектором.

11.4.3 Неразрушающий контроль и толщинометрия элементов ЛБТПН

выполняются на трубных базах и на мостках буровой. Технические средства,

используемые при этом, должны обеспечить выявление таких скрытых дефектов труб как:

усталостные трещины поперечной или продольной ориентации, объѐмные несплошности

тела трубы, износ и коррозию, уменьшение толщины стенок труб и т.п.

ЛБТПН, находящиеся в эксплуатации, могут быть подвергнуты следующим видам

неразрушающего контроля:

-Магнитно-порошковый контроль, позволяющий проверить состояние замковых

резьб;

-Ультразвуковой контроль, позволяющий обнаружить усталостные трещины в

трубной резьбе соединения труба-замок;

-Ультразвуковой контроль тела трубы и переходных зон к высадке

способствующий выявлению продольных и поперечных дефектов по телу трубы и

усталостных трещин в зонах перехода к высадке;

-Толщинометрия стенки трубы, позволяющая определить минимальную толщину

стенки по всей длине трубы и оценить степень эксцентричности износа по телу

трубы.

После завершения контроля со всех соединений и поверхностей ЛБТПН должны

быть удалены магнитный порошок, смачивающая проникающая жидкость и обтирочные






материалы. Очищенные резьбы должны быть смазаны специальными консервирующими

компаундами, после чего на ниппели и муфты замков необходимо навернуть протекторы,

предохраняющие резьбы от механических воздействий и повреждений.

11.5 Критерии перевода в низшие эксплуатационные классы.

В зависимости от степени износа тела трубы и замка, ЛБТПН должны

переводиться в низшие эксплуатационные классы - I и II соответственно, или

отбраковываться.

Новыми и приравненными к ним считаются ЛБТПН, как новые, так и бывшие в

эксплуатации, степень износа которых не выводит их размеры за пределы определенные

Таблицей 12.

Критерием перевода ЛБТПН из класса в класс является износ:

- по телу трубы;

- замка по наружному диаметру или по замковой резьбе.

В Табл. 12 и 13 приведены соответственно количественные показатели износа

тела трубы и замка, при достижении которых ЛБТПН должны переводиться в низший

эксплуатационный класс или отбраковываются.

Классификация тела трубы ЛБТПН по износу

Таблица 12

Вид дефекта тела ЛБТПН

Класс ЛБТПН по степени износа

Новые и

приравненные к

ним

I класс II класс

Остаточная толщина стенки основного тела трубы,

% от номинальной толщины, не менее 87,5% 80% 65%

Вмятины, шейки или смятие, % от номинального

внешнего диаметра, не более 2% 3% 4%

Толщина стенки, оставшаяся под продольными

надрезами, % номинальной толщины, не менее 87,5% 80% 65%

Толщина стенки, оставшаяся под поперечными

надрезами, % номинальной толщины, не менее 90% 83% 70%

Толщина стенки в месте самой глубокой коррозии,

% от номинальной толщины, не менее 87,5% 80% 65%

Окончательно бракуются трубы с трещинами, отклонениями от номинальной

толщины сечения сверх допустимых для II класса пределов, а также имеющие

запредельную кривизну.

При эксцентричном (неравномерном) износе под толщиной стенки понимается еѐ

среднее значение, определѐнное не менее чем по 6-ти замерам в наиболее изношенном

сечении трубы.






Классификация бурильных замков ЛБТПН по износу

Таблица 13

Ти

по

ра

змер

ЛБ

ТП

Н

Но

ми

на

ль

ны

й в

неш

ни

й

ди

ам

етр

за

мк

а

Показатели износа замкового соединения ЛБТПН Оставшийся в результате износа

наружный диаметр замка,

не менее, мм

Число оборотов при

свинчивании замка,

не менее

Торцевой зазор при

посадке ниппеля в

муфту, не менее, мм

Равномерный износ Неравномерн.

износ

Но

вы

е и

пр

ир

ав

нен

ны

е

к н

им

I

класс

II

класс

I

класс

II

класс

Но

вы

е и

пр

ир

ав

нен

ны

е

к н

им

I

класс

II

класс

Но

вы

е и

пр

ир

ав

нен

ны

е

к н

им

I

класс

II

класс

90х9 108 107 104,7 102 106,4 105 5 4,3 3,3 31,8 27 21

103х9 127 126 123,2 120,7 125,1 121,9 5 4,3 3,3 31,8 27 21

131х13; 150х25;

147х11(13,15) 178 176 172,7 169,1 175,3 170,9 6,2 5,3 4,1 39,4 33 26

168х11 203 201 197 191 200 197 6,2 5,3 4,1 39,4 33 26

Степень износа замкового соединения определяется по износу наружного диаметра

замка, а также либо по уменьшению торцевого зазора - расстояния между упорными

торцами ниппеля и муфты в момент посадки трубы без вращения, либо по уменьшению

числа полных оборотов, необходимых для свинчивания бурильного замка с регламентным

моментом.

Отбраковка ЛБТПН и решение о передаче их в ремонт или списание

производится по результатам визуального, инструментального и неразрушающего

контроля. Результаты контроля заносятся в паспорт-журнал на соответствующую трубу.

На основании данных контроля трубы сортируются по видам ремонта и параметрам

износа, производится их классификация по степени изношенности и с учѐтом оценки

остаточной прочности изношенных труб, формируются новые комплекты БК с ЛБТПН.

11.6 Оценка остаточной прочности.

Поскольку вследствие износа тела трубы изменяются еѐ геометрические

параметры, в первую очередь, толщина стенки и наружный диаметр, соответственно

снижается несущая способность этих труб.

В Таблице 5 приведены значения допустимых и предельных растягивающих

нагрузок, вращающих моментов и избыточных внутренних давлений для новых и

приравненных к ним ЛБТПН, рассчитанные по номинальным размерам труб.

Расчѐтные допустимые и предельные нагрузки, моменты и давления внутренние и

внешние для ЛБТПН I и II эксплуатационных классов должны быть снижены на 20% и

35% соответственно по отношению к указанным в Табл. 5 аналогичным параметрам.

2. Профилактика, ремонт и списание.

12.1 Контроль технического состояния в условиях трубной базы.






Комплект труб ЛБТПН передаѐтся на трубную базу для проведения профилактики

и ремонта с заполненным паспортом и выпиской из рабочего журнала. При приѐмке

комплекта труб необходимо проверить соответствие записей в паспортах.

Сортировка труб по видам ремонта и параметрам износа (см. Табл. 12 и 13)

осуществляется по результатам проведѐнного визуального и инструментального контроля.

12.2 Ремонтно-восстановительные работы.

Профилактика и ремонт труб включают следующие операции:

- мойку труб и сортировку по видам ремонта;

- правку местной кривизны на правильном прессе;

- неразрушающий контроль и толщинометрию;

- ремонт замковой резьбы;

- маркировку с указанием присвоенного ЛБТПН эксплуатационного класса.

Ремонт замковой резьбы включает устранение забоин, заусенцев, подрезку

упорного уступа замковой детали для восстановления натяга в пределах 2-3 мм.

Трубное резьбовое соединение в условиях трубной базы не подлежит ремонтно-

восстановительным работам.

ЛБТПН с повреждениями основного тела трубы, превышающими допустимые для

соответствующего эксплуатационного класса (см. Табл. 12) ремонту не подлежат.

12.3 Списание труб.

12.3.1 Списание ЛБТПН и перевод их в другие области назначения или сдача в

металлолом правомерны в тех случаях, когда трубы:

- забракованы получателем, однако арбитраж отказал в удовлетворении иска

получателя;

- забракованы получателем по истечении гарантийного срока поставщика;

- забракованы из-за повреждений в процессе эксплуатации;

12.3.2. ЛБТПН списываются по фактическому состоянию после того, как степень

износа тела трубы и замков превысили нормы, соответствующие II классу

(см. Табл. 12 и 13), что должно быть оформлено соответствующим образом по

установленной форме на основании результатов осмотра, измерительного и

неразрушающего контроля.

13. Транспортировка и хранение.

13.1 Транспортировка труб.

Поставка ЛБТПН может осуществляться железнодорожным, морским или

автомобильным транспортом.

При отправке железнодорожным транспортом трубы отгружаются в полувагонах,

а при отправке автомобильным или морским транспортом – укладываются в специальные

контейнеры.

Все замковые резьбовые концы труб должны быть защищены от механических

повреждений защитными колпаками и пробками.






Перед погрузкой трубы увязываются в пачки (от 6 до 25 штук в каждой пачке в

зависимости от типоразмера и объѐма поставляемой партии ЛБТПН). Для исключения

механических повреждений между трубами в пачках устанавливаются деревянные

прокладки, а пачки стягиваются в нескольких местах с помощью грузовой

полипропиленовой ленты шириной не менее 15 мм.

Между пачками и рядами труб необходимо прокладывать деревянные прокладки,

предохраняющие трубы от ударов.

Погрузку и выгрузку труб необходимо производить с помощью грузоподъѐмных

устройств, обеспечив меры безопасности и сохранность труб от повреждений.

13.2 Хранение.

Трубы должны храниться на стеллажах или мостках. Запрещается укладывать

трубы непосредственно на землю или бетонный пол.

Требования, предъявляемые к стеллажам и укладке труб в штабеля:

- рабочая (опорная) поверхность стеллажей должна быть горизонтальной для

предотвращения самопроизвольного перекатывания труб. Опорная поверхность должна

располагаться на высоте не менее 500 мм от поверхности земли;

- деревянные прокладки, уложенные на эстакады или стеллажи должны

воспринимать полную нагрузку без деформации;

- высота штабеля труб на стеллажах не должна превышать 3 м от основания

стеллажа;

- металлические части стеллажа должны быть покрашены масляной краской;

- при укладке труб в несколько рядов, между рядами должны быть проложены

деревянные брусья (не менее трех) толщиной не менее 40 мм, покрытые гидрофобными

красками и исключающие касание труб между рядами.

Раздельно на стеллажах должны складываться:

- новые трубы, поступившие от завода-изготовителя;

- трубы, рассортированные по степени износа и видам ремонта;

- отремонтированные трубы;

- бракованные трубы, не подлежащие ремонту.

Каждый стеллаж должен быть снабжѐн табличкой, в которой указываются

основные технические характеристики размещѐнных на нѐм труб.

Все резьбы бурильных замков для защиты от коррозии должны быть покрыты

консервационным маслом и закрыты защитными пробками и колпаками.

Для предотвращения коррозионного поражения ЛБТПН при подготовке к

хранению должны быть промыты снаружи и изнутри пресной водой.

14. Техника безопасности.

14.1 Общие требования по технике безопасного ведения работ с бурильными

трубами.

При эксплуатации БК, скомпонованных с ЛБТПН, должны выполняться все

требования, регламентированные «Правилами безопасности в нефтяной и газовой

промышленности», ПБ 08-624-03, введѐнными Госгортехнадзором России в 2003 г., в

том числе:






- Скорость СПО не должна превышать регламентированной техническим проектом

на ведение буровых работ с учѐтом допустимого колебания гидродинамического

давления;

- При подъѐме БК наружная поверхность ЛБТПН должна тщательно очищаться от

корки бурового раствора;

- Подъѐм БК при наличии сифона или поршневания запрещается. При их

появлении подъѐм следует прекратить, провести промывку скважины с вращением и

расхаживанием инструмента; при невозможности устранить сифон (зашламованность

КНБК или другие причины) подъѐм труб следует производить на скоростях, при которых

обеспечивается равенство извлекаемого и доливаемого объѐмов раствора;

- При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести

промывку и проработку ствола скважины в этих интервалах;

- Свечи бурильных труб должны надѐжно страховаться в подсвечниках от падения;

- Раскреплять резьбовые соединения бурильных труб при помощи роторного стола

или силового вертлюга запрещается;

- Для уменьшения обоюдного истирания бурильной и обсадной колонн в процессе

бурения и СПО желательно в обсаженной части ствола применять ЛБТПН с

протекторными утолщениями в середине.

Статический расчѐт БК, включающей ЛБТПН, СБТ, УБТ, КНБК на прочность и

продольную устойчивость должен проводиться с учѐтом профиля скважины, способа

бурения, плотности бурового раствора и состояния ствола на все виды деформаций по

методике, изложенной в разделе 9 настоящего Руководства по эксплуатации ЛБТПН, а

также в соответствии с требованиями действующей «Инструкции по расчету бурильных

колонн нефтяных и газовых скважин».

Запасы прочности БК при воздействии на неѐ статической осевой растягивающей

нагрузки, крутящего момента и изгиба должны соответствовать указанным в разделе 5

настоящего РЭ.

Запас прочности БК (по пределу текучести) при применении клинового захвата и

при воздействии на трубы избыточного наружного и внутреннего давлений должен быть

не менее 1,15.

14.2 Особенности технических приѐмов безопасного ведения работ с ЛБТПН

при бурении роторным или комбинированным способами.

- Буровая установка должна оснащаться измерителями крутящего момента на

роторном столе и машинных ключах с пределом измерения до 50 кНм, регистрацией

текущего значения момента и аварийной защитой при достижении допустимых (см. Табл.

13 и 14) значений крутящего момента (например, 25 кНм для ЛБТПН диаметром 147 и

150 мм);

- Вкладыши роторного стола должны оснащаться стопорным устройством,

предотвращающим возможность их перемещения вверх при вращении. При остановке

вращения стола ротора необходимо очень плавно сбрасывать обратную пружину. Резкий

сброс пружины может привести к раскреплению замковых резьб у верхних труб;

- При обрыве приводной цепи стола ротора сброс обратной пружины становится

нерегулируемым. Поэтому необходимо внимательно наблюдать за работой цепи и

периодически проверять еѐ техническое состояние;

- Не реже чем один раз в месяц необходимо проводить проверку исправности

аварийного выключателя привода роторного стола при превышении установленного






предела значения крутящего момента. Для этого квадрат вертлюга берется на задержку

ключом УМК, а приводом доводят значение крутящего момента до предельного значения.

- Запрещается осуществлять подъѐм бурильной колонны и выполнять разметку

ведущей трубы при вращающемся роторе.

Во избежание аварий с БК, аналогичными измерительными, регистрирующими и

защитными устройствами должна контролироваться и ограничиваться нагрузка на крюке

буровой установки.






Приложение 1.

Методика расчѐта технических характеристик.

П1-1 Предельная растягивающая нагрузка Т, при действии которой в основном

теле ЛБТПН возникают напряжения, равные минимальному пределу текучести материала

σт определяется как

Т= 0,1F σт 1П.1)

где: Т - растягивающая нагрузка, кН;

F – площадь поперечного сечения основного тела трубы, см2

;

σт – минимальный предел текучести материала, МПа. П1.2 Предельный крутящий момент Мкр, при действии которого в основном теле

трубы возникают эквивалентные напряжения σэкв, равные минимальному пределу

текучести материала σт, в соответствии с IV теорией прочности, определяется как

(«Нефтяные трубы из лѐгких сплавов», авторы Г.М. Файн и др., Москва «Недра»,

1990г.)

Мкр=W σт /А0,5

(1П.2)

где: Мкр - крутящий момент, Н*м;

W – полярный момент сопротивления кручению тела ЛБТП Н, см3;

σт – минимальный предел текучести материала, МПа;

А – коэффициент анизотропии свойств материала, который обычно при расчѐте

СБТ принимается равным А=3, а для труб из алюминиевых сплавов рекомендуется

значение, А=4,77 .

П.1.3 Предельное избыточное внутреннее давление Pin , при котором напряжения в

теле трубы достигают минимального предела текучести материала трубы σт, в

соответствии со стандартом API-7G, 1998 г. («Практические рекомендации по

проектированию бурильных колонн и эксплуатационные ограничения»),

рассчитывается по формуле («Руководство по трубам нефтяного сортамента и их

соединениям, применяемым за рубежом», Москва, «Недра», 1969 г , Стандарт АРI-

7G).

D

sp

in

2

х 0,875 (1П.3)

где: Pin - предельное избыточное внутреннее давление, МПа;

s - толщина стенки трубы, мм;

σт - минимальный предел текучести материала трубы, МПа;

D - номинальное значение наружного диаметра трубы, мм.;

0,875 - добавочный коэффициент, учитывающий возможное, в пределах допуска,

уменьшение на 12,5 % толщины стенки трубы относительно номинального значения.

П.1.4 Предельное избыточное внешнее сминающее давление Ркр(МПа), при






котором напряжения в основном теле трубы достигают минимального предела текучести

σт, рассчитывается по методике, рекомендованной стандартом API “Recommended

practice for design of risers for floating production systems and tension-leg platforms”

Сминающее давление для круглой трубы Р0:

P0 = )( 222/1

P yPePP ye

, MПa

Сминающее давление для трубы несовершенной формы Pc:

Pc = P0 (g-s/s0), MПa

где:

D, t номинальный диаметр и толщина стенки, мм

Dmax максимальный наружный диаметр трубы, мм

Dmin минимальный наружный диаметр трубы, мм

E,υ модуль упругости и коэффициент Пуассона

Y минимальный предел текучести материала труб, МПа

A площадь сечения проката трубы = π (D2)/4, мм

2

a площадь сечения тела трубыl = π 4/t2DD )(2

2

= π(t)[D-t], mm

2

Te эффективная растягивающая нагрузка на трубу, кН

G удельный вес воды, кг

H высота столба воды, м

Pi внутреннее давление, MПa

P избыточное наружное давление, = GH - Pi , MПa

Sa среднее осевое напряжение = (Te – PA)/a

Yr уменьшение напряжения = Y{[1-3(Sa/2Y)2]

1/2 –(Sa/2Y)}, MПa

Py давление с одновременным растяжением = 2Yrt/D, MПa

Pe упругое изгибающее давление = [2E/(1-υ2)](t/D)

3, MПa

p коэффициент пластичности смятия = Py/Pe

Oi овальность = (Dmax – Dmin)/ (Dmax + Dmin)

f функция, учитывающая некруглость трубы = [1+(OiD/t)2]1/2

–OiD/t

g функция несовершенства = (1+p2)1/2

/(p2

+ f-2

)1/2

b фактор, учитывающий снижение свойств из-за анизотропии = 1,5 для стальных труб

API

s0 критическая изгибающая нагрузка = t/2bD

s экспериментальная изгибающая нагрузка для трубчатых изделий






Приложение 2

Методика расчѐта эквивалентной плотности и веса 1м ЛБТПН в промывочной

жидкости.

Вес ЛБТПН Gв тр в воздухе, (H), равен весу алюминиевой трубы G Ал и стального

замка Gз ,

Gв тр = G Ал +G з (П2.1)

Вес ЛБТПН G ж

тр , (H), в промывочной жидкости плотностью ρж определяется как:

G ж

тр = G Ал (1- ρж / ρАл )+ G з (1- ρж / ρз) (П2.2)

где: ρАл , ρз - соответственно плотности материала алюминиевой трубы и стального

замка, кг/м3.

Выражение (П2.2) после элементарных преобразований может быть представлено в

виде:

G ж

тр = Gв тр (1- ρж / ρэ ) (П2.3)

где ρэ – эквивалентная плотность трубы в сборе, кг/м3, равная:

ρэ = (G Ал + G з)/ (G Ал/ ρАл + G з/ ρз ) (П2.4)

Соответственно, фигурирующий в прочностных расчѐтах вес 1 метра ЛБТПН в

промывочной жидкости w, определяется как

w = G ж

тр/L (П2.5)

или

w = w в (1- ρж / ρэ ) (П2.6)

где: L - рабочая длина бурильной трубы, м;

w - вес 1 м трубы в сборе в жидкости, H/м;

w в - вес 1 м трубы в сборе в воздухе, H/м.







Методика расчѐта критических сил синусоидального и спирального «баклинга».

Формулы для определения критических сил, вызывающих потерю продольной

устойчивости БК в форме синусоиды или спирали на прямолинейных участках ствола

приведены в Табл. П3-1.

Таблица П3-1

Профиль

интервала

Критическая сила синусоидальной

формы продольного изгиба Psin

Критическая сила спиральной

формы продольного изгиба Phel

Прямолинейный,

наклонный

< 0 2.554(EIw

2)1/3

5.55(EIw2)1/3

Прямолинейный,

наклонный

α ≥ 0 2

sinEIw 2

sin)122(

EIw

В Табл. П3-1 использованы следующие обозначения:

- зенитный угол рассматриваемого прямолинейного участка ствола, град;

0 - предельный зенитный угол, принимаемый в расчѐтах равным 6 0;

E - модуль упругости материала трубы, принимаемый для алюминиевых сплавов всех

прочностных групп равным - 7х104 МПа;

I = π(D4 - d

4)/64 – момент инерции тела трубы при изгибе, м

4;

w - погонный вес труб в жидкости, определяемый по формулам Приложения 2, (Н/м);

δ - зазор между стенкой скважины и усреднѐнным диаметром бурильных труб, равный, м;

δ = 0,5(Dh - D );

Dh - диаметр скважины на рассматриваемом интервале ствола, м;

D - усреднѐнный наружный диаметр бурильной трубы по поверхности контакта со

стенкой скважины, м, определяемый как D = 0,5(Dtj + Dp);

Dtj - наружный диаметр замка, м;

Dp - диаметр протектора (при отсутствии протектора Dp = D), м.

Приведѐнные выше формулы для расчѐта критических сил сжатия на различных по

профилю интервалах скважины приняты в соответствии с рекомендациями, изложенными

в стандарте США, АРI-7G, 1998 г., а также на основании результатов теоретических и

экспериментальных исследований «баклинга» БК, содержащихся в работах:

1. Wu J. and Juvkam-Wold H.C. Coiled Tubing Implication in Drilling and

Completing Horizontal Wells//SPE Drilling & Completion. – 1995, March. – P. 16-21.

2. Wu J. and Juvkam-Wold H.C. The Effect of Wellbore Curvature on Tubular

Buckling and Lockup//Transactions of the ASME. Journal of Energy Resources

Technology. – 1995, Vol. 117, September. – P. 214-218.

3. Tikhonov V.S., Safronov A.I., Gelfgat M.Ya., and Basovich V.S. Study of Helical

Buckling of a Pipe with Tool-Joints and Pads//Proceedings of the ETCE/OMAE 2000 Joint

Conference. New Orleans. – 2000, paper No. ETCE 2000/DRILL-10118.







Методика расчѐта допустимых соотношений между растягивающей нагрузкой и

крутящим моментом при их одновременном приложении к ЛБТПН в процессе

ликвидации прихвата БК.

Формула для расчѐта соотношений между предельными значениями

растягивающей нагрузки и крутящего момента, при совместном действии которых

эквивалентные напряжения в основном теле трубы достигают минимального предела

текучести:

T

p

кр

W

MA

F

T

22

10 (П4.1)

где: Т – допустимое значение растягивающей нагрузки, кН;

F - площадь поперечного сечения тела трубы, см2

;

A - коэффициент анизотропии материала (см. Приложение 1)

Мкр - допустимое значение крутящего момента, Н*м;

Wp - момент сопротивления кручению тела трубы, см3

;

σт - минимальный предел текучести материала, МПа.

Формула для расчѐта допустимых комбинаций предельных момента и

растягивающей нагрузки, действующих на трубу, принята в соответствии с IV теорией

прочности при совместном действии по телу ЛБТПН растяжения и кручения.







Пример использования программы DDTBHC («Акватик») для расчѐта напряжѐнно-

деформированного состояния БК при бурении типовой горизонтальной скважины

проектной длиной 4940 м.

П5.1 Исходные данные для расчѐта БК.

П5.1.1 Расчѐтный профиль скважины. - Профиль скважины - пяти-интервальная J-образная;

- Длина скважины - 4940 м;

- Вертикальная проекция - 2280м;

- Горизонтальная проекция - 3300м;

- Длина 1-го прямолинейного интервала - 1400м;

- Длина 2-го прямолинейного интервала - 1700 м;

- Длина 3-го прямолинейного интервала - 1500 м;

- Зенитный угол на 1-м прямолинейном интервале - 65.00 град;

- Зенитный угол на 2-м прямолинейном интервале - 90.00 град.

Расчѐтный профиль скважины представлен на Рис. П5-1.

П5.1.2 Технологические операции:

Бурение.

- Длина БК, (м) = 4939;

- Метод бурения – комбинированный, с применением забойного двигателя при

одновременном вращении БК ротором;

- Механическая скорость бурения, (м/мин) = 0.15;

- Число оборотов ротора, (об/мин) = 60;

- Нагрузка на долото, (кН) = 90;

- Момент сопротивления на долоте, (кН*м) = 0.9.

Подъѐм инструмента с проектной отметки.

- Скорость подъѐма, (м/мин) = 60.

Спуск инструмента до проектной отметки без вращения.

- Скорость спуска, (м/мин) = 60.

П5.1.3 Параметры ствола скважины.

П5.1.4 Коэффициенты трения в контактирующих парах.

Нарастающая

длина (м)

Коэф.

трения

Материалы

1549 0.33 Сталь-Сталь

3150 0.3 Сталь-Алюминий

4903 0.4 Порода-Алюминий

Номер

участка

-

Внутренний

диаметр,

мм

Интервал

участка,

м

Тип ствола

-

1 223.00 0- 3150.0 Обсаженный

2 215.90 3150-4940 Открытый






4939 0.44 Порода-Сталь

П5.1.5 Распределение температуры по глубине скважины.

П5.1.6 Параметры гидравлики циркуляционной системы скважины и реологии

бурового раствора. -Расход бурового раствора, (л/с) = 33,3;

-Плотность бурового раствора, (кг/м3) = 1200;

-Реологическая модель бурового раствора = Вязкая жидкость;

-Динамическая вязкость, (Па*с) = 0.012;

-Площадь промывочных отверстий долота, (м2) = 0.0008;

-Перепад давления в винтовом двигателе типа Д-172, (МПа) = 6.

П5.1.7 Компоновка БК.

Расчѐтная компоновка БК, включающая КНБК, ЛБТПН и СБТ, приведена в Табл.

П5-1.

Таблица П5-1 №

секции

Марка

труб

Типоразмер

труб

Материал

труб

Длина

секции, м

Вес 1 м трубы в

воздухе, Н

1 КНБК - - 36 2500,0

2 УЛБТПН 150х25 Д16Т 120 311,6

3 ЛБТПН 147х11П Д16Т 3234 202,8

4 СБТ 127х12,7 Х-95 1550 431

П5.2. Результаты расчѐта БК:

П5.2.1 Итоговые результаты представлены в Табл. П5-2.

Таблица П5-2 Расчѐтные показатели

работы БК

Технологическая операция

Бурение Подъѐм БК Спуск БК

Максимальная расчѐтная нагрузка на крюке, кН 520 975 400

Максимальный крутящий момент на роторе, кН*м 20,9 - -

Суммарный вес БК в буровом растворе, кН 1110 1110 1110

Суммарная сила трения при продольном перемещении БК, кН 60,6 365 300

Максимальные напряжения в БК, МПа:

- от растяжения;

- от сжатия;

- от изгиба;

- от кручения;

- эквивалентные, по IV теории прочности.

112,5

10,2

99,7

88,0

189,4

212,6

-

99,7

-

212,6

86,4

21,8

99,7

-

86,4

Минимальный коэффициент запаса по эквивалентным напряжениям 2,20 3,24 5,4

Удлинение БК под нагрузкой, м 2,9 6,02 2,6

Глубина, (м) Температура, (град)

0.0 20.0

2300.0 40.0






Гидравлические потери в циркуляционной системе скважины, МПа 17,4 - -

Минимальная скорость раствора в затрубном пространстве, м/сек 1,26 - -

П5.2.2 Расчѐтные распределения по длине БК продольного и допустимого усилий,

критических сил, соответствующих двум формам потери БК продольной устойчивости

(синусоидальной и спиральной) и момента сопротивления при бурении, подъѐме и спуске

БК приведены на Рис. П5-2…..П5-5.

Рис. П5-1 Расчѐтный профиль скважины.






Рис. П5-2 Расчѐтное распределение по длине БК действующего и допустимого

продольных усилий, а также критических сил синусоидального и спирального «баклинга»

при бурении скважины до отметки 4940 м.






Рис. П5-3 Расчѐтное распределение по длине БК действующего и допустимого моментов

сопротивлений при бурении скважины до отметки 4940 м.

Рис. П5-4 Расчѐтное распределение по длине БК продольного усилия

при подъѐме инструмента с отметки 4940 м.

Рис. П5-5 Расчѐтное распределение по длине БК продольных усилий, а также

критических сил синусоидального и спирального «баклинга»

при спуске инструмента до отметки 4940м.






ППррииллоожжееннииее 66

Определение упругого удлинения БК, скомпонованной из ЛБТПН и СБТ.

Решение ряда технологических задач в процессе проводки скважины связано с

точным определением истинного положения породоразрушающего инструмента (долота)

и местоположения БК в скважине, а, следовательно, с расчѐтом величины еѐ упругого

удлинения. БК может быть скомпонована секциями бурильных труб из различных

материалов с различными весовыми и геометрическими параметрами. Для создания

осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент и забойный двигатель в нижней

части БК, скомпонованной из ЛБТПН, помещают СБТ, весовые и упругие

характеристики которых значительно отличаются от ЛБТПН. В стволе скважины на

БК, кроме силовых факторов, действует температурный перепад, причѐм с ростом

температуры снижается модуль продольной упругости и увеличивается коэффициент

термического расширения материала труб. Определение упругого удлинения таких

комбинированных БК требует полного учѐта действия описанных выше факторов.

Суммарное упругое удлинение комбинированной БК, находящейся в скважине,

может быть рассчитано по формуле

M

kêíêmêc lllL

1

(П6.1)

где:

Δ L- суммарное удлинение комбинированной БК, м;

M – число секций БК;

lкс - удлинение рассматриваемой k-ой секции БК под действием собственного

веса с учѐтом облегчения в буровом растворе, м;

lкт - удлинение под действием температуры, м;

lкн - удлинение под действием веса нижерасположенных секций и КНБК с учѐтом

их облегчения в буровом растворе, м.

Упругое удлинение k-ой секции комбинированной БК под действием

собственного веса можно определить по формуле

FE

ql

lkk

k

æ

kk

êñ 2

12

, (П6.2)

где: lk - длина k-ой секции, рассчитанная как сумма длин входящих в неѐ бурильных

труб, измеренных на дневной поверхности, м; qk - приведѐнная масса 1 м

бурильных труб данной секции, Н/м; ρж - плотность промывочной жидкости, кг/м3;

ρк - приведѐнная плотность материала бурильных труб данной секции с учѐтом

плотности материала замков, кг/м3; Ек - модуль упругости материала бурильных

труб данной секции. Для СБТ, Ек = 2,1 х105 МПа, для ЛБТПН, Ек = 0,71 х 10

5






МПа; Fк - площадь поперечного сечения основного тела бурильных труб данной

секции, м2.

Температурное удлинение данной k-ой секции комбинированной БК,

рассчитанное без учѐта изменения коэффициента линейного расширения от

температуры, может быть представлено как

)(2

2

1

2

LLa

l kk

k

êò

n

(П6.3)

где:

ak- коэффициент линейного расширения материала труб данной секции, равный

для СБТ - ak= 1 1 , 4 ∙1 0

- 6 0С

-1,

для ЛБТПН - ak= 2 2 , 6 ∙1 0

- 6 0С

-1;

п – геотермический градиент, 0С/м;

Lk и Lk-1 - соответственно глубины скважины, соответствующие нижней и верхней

границам данной k-ой секции, м.

Упругое удлинение данной k-ой секции под действием веса нижележащих

секций и КНБК определяется по формуле

Δlкн=PkLk / EkFk (П6.4)

где: Рк - растягивающее усилие, действующее в нижнем сечении данной секции,

определяемое с учѐтом весов КНБК и всех нижерасположенных секции труб. На

величину упругого удлинения влияют уровень сил сопротивления осевому перемещению

БК и характер их распределения по стволу скважины. При спуске БК, возникающая

вследствие сил сопротивления некоторая разгрузка приводит к уменьшению величины

упругого удлинения и, наоборот, при подъѐме БК, осевые силы сопротивления вызывают

еѐ дополнительное упругое удлинение.

Вычисление увеличения или уменьшения упругого удлинения может быть

произведено по формуле

Δlc =∑PсkLk / EkFk (П6.5)

где: Pck - осевая сила сопротивления, действующая на нижнее сечение секции

БК с порядковым номером k.

При необходимости определения местоположения БК в скважине при СПО,

величины дополнительного упругого удлинения, возникающие под воздействием сил

сопротивления БК осевому перемещению, должны при подъѐме - суммироваться, а при

спуске - вычитаться из полного упругого удлинения БК, рассчитанного по

вышеприведѐнным формулам.

Более точный расчѐт упругого удлинения БК с учѐтом основных

геометрических, силовых и температурных факторов, может быть выполнен с

помощью программы 3-DDT, описанной в разделе 9 настоящего РЭ.

ЛБТПН.00.000 РЭ-12

Documents

2 ddtbhc

sa 2y

juvkam

ddt

wold

eiw2