Динамично развивающееся предприятие - лучший партнер в бизнесе Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

• Нагрузка на долото: 80 кН;

• Момент сопротивления на долоте: 2.0 кН х М;

• Механическая скорость бурения: 30 м/час;

• Число оборотов бурильной колонны: 80 об/мин;

• Тип бурового раствора: бентонитовый, на водной основе;

• Расход бурового раствора: 45 л/сек;

• Плотность бурового раствора: 1050 кг/м3;

Варианты компоновок бурильной колонны.

Скважина имеет полную длину 12345 м, и далее рассматривается напряжённо-деформированное состояние БК применительно к условиям бурения данной скважины.

Сопоставлялись две компоновки бурильной колонны:

• Стальная компоновка (вариант-Б), составленная из стандартных импортных стальных бурильных труб 139.7x9.17 мм из высокопрочной стали Б-135;

• Легкосплавная компоновка (вариант А), составленная из разработанных ЗАО «Акватик» алюминиевых бурильных труб повышенной надёжности марки 1_ДЮР-147х13Р, изготовленных из алюминиевого сплава Д16Т.

С целью повышения продольной устойчивости, а также для снижения износа тела трубы при роторном бурении, что особенно актуально при бурении длинных горизонтальных

стволов, трубы 1_ДЮР-147х13Р оснащены протекторным утолщением в центре [3, 7].

Основные технические характеристики рассмотренных компоновок для расчёта стальной и легкосплавной бурильной колонны при бурении долотами диаметром 444,5; 311,1; 215,9 мм приведены в таб. 2 и 3.

Сравнительные данные расчёта бурильной колонны, а также потерь давления в циркуляционной системе по представленным в таб. 2 вариантам компоновок, приведены в таб. 3.

Запас прочности бурильной колонны определяется как отношение минимального предела текучести материала трубы к максимальному эквивалентному напряжению, действующему в рассматриваемом сечении бурильной колонны.

На рис. 3-6 проиллюстрированы расчётные распределения вдоль бурильной колонны действующих и допустимых по условиям прочности вращающего момента при бурении и продольного усилия при подъёме бурильной колонны для вышеупомянутых вариантов Б и А компоновок бурильной колонны соответственно.

Допустимые значения, как продольного усилия, так и вращающего момента, соответствуют развитию в теле трубы эквивалентных напряжений, составляющих 80% от предела текучести материала трубы.

С целью повышения продольной устойчивости, а также для снижения износа тела трубы при роторном бурении, что особенно актуально при бурении длинных горизонтальных стволов, трубы 1_ДЮР-147х13Р оснащены протекторным утолщением в центре.

К концам трубной заготовки на специальной трапецеидальной резьбе ТТ-138 с использованием «температурной» сборки по технологии ЗАО «Акватик» присоединены стальные элементы замка: ниппель и муфта, оснащённые замковой резьбой З-147(5^"-РИ).

Итоги

Применение алюминиевых бурильных труб в составе компоновки А по сравнению со стальной компоновкой Б, при бурении горизонтальной скважины длиной 11945 м, обеспечивает за счёт облегчения бурильной колонны и уменьшения сил трения, снижение основных показателей работы с буровой колонной:

• собственного веса бурильной колонны в буровом растворе — в 2,4 раза;

• крутящего момента на приводе вращения БК при бурении — в 2,1 раза;

• растягивающей нагрузки на крюке при подъёме инструмента — в 2,6 раза;

• сжимающей нагрузки на крюке при бурении — в 1,54 раза.

Рис. 3 — Распределение крутящего момента вдоль БК при бурении на отметке 11945 м (Компоновка БК, составленная из алюминиевых бурильных труб LAIDP-147x13P)

Рис. 4 — Распределение продольного усилия вдоль БК при подъёме труб с отметки 11945 м (Компоновка БК, составленная из алюминиевых бурильных труб LAIDP-147x13P)

Распределение момента по длима колоны Нзгру.ша (кН)

геммд» i5oa.fi гооо.о

Расстояние по длимекололни 1м)

Рис. 5 — Распределение крутящего момента вдоль БК при бурении на отметке 11945 м (Компоновка БК, составленная из стальных бурильных труб)

Рис. 6 — Распределение продольного усилия вдоль БК при подъёме труб с отметки 11945 м (Компоновка БК, составленная из стальных бурильных труб)

Выводы

При этом минимальный запас прочности у комбинированной БК, как в процессе бурения, так и при подъёме инструмента, оказался выше нормативного, равного 1.2 и примерно одинаковым со стальной колонной. Гидравлические потери в циркуляционной скважины при использовании компоновки А оказались на 10.9 МПа меньше, чем для

компоновки Б.

Сопоставление полученных расчётных показателей с силовыми парметрами принятой для бурения скважины Р-01 буровой установки показывает, что для бурения стальной компоновкой буровая установка будет затрачивать больше энергии, как в части грузоподъёмности, так и в части привода вращения ротора.

Рис. 7 — Общий вид легкосплавной бурильной трубы LAIDP-147х13P, 1953Т1.

Список

используемой литературы

1. Будников В.Ф., Булатов А.И., Петерсон А.Я., Шаманов С.А.. Контроль и пути улучшения технического состояния скважин. Москва: Недра, 2001.

2. Басович В.С., Гельфгат М.Я., Файн Г.М. Состояние и перспективы применения изделий из алюминиевых сплавов в нефтегазодобывающей отрасли // Бурение и нефть. 2003. Апрель.

3. Кульчицкий В.В., Калинин А.Г. Естественное и искусственное искривление скважин // РГУ Нефти и газа. 2006.

4. Шаков В.И., Трифель М.С., Ахмедов Г.М. Применение и защита от коррозии алюминия и его сплавов в морских нефтепромысловых сооружениях. М: ВНИИОЭНГ. 1971.

5. Файн Г.М. и др. Нефтяные трубы из легких сплавов. М: Недра, 1990.

6. Файн Г.М., Штамбург В.Ф., Данелянц С.М. Нефтяные трубы из легких сплавов. М: Недра, 1990.

7. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев: ВИНИнефть, 1989.

ENGLISH

DRILLING

Aluminum drill pipe as optimum hydraulic conductor for the drilling longest wells

UDC 622.24

Authors:

Ivan A. Shevchenko — technologist1, graduate student2, shev-vanva@vandex.ru Roman S. Raykhert — assistant3, ravkhert roman@mail.ru

1Gazprom dobycha Shelf, Moscow, Russian Federation

2Technical Institute of Oil and Gas Sakhalin State University, Yuzhno-Sakhalinsk, Russian Federation

3Gubkin Russian State University of Oil and Gas, Department of "Oil and gas wells", Moscow, Russian Federation

Abstract

Lately almost universally complicated drilling conditions. Increased drilling depth, started to drill horizontal wells with a large deviation from the vertical.

Today an increasingly important role played by the total weight of the drill string, depending on the weight increase of the friction force, more effort and stress-strain state of the column. For deep, ultra-deep drilling and horizontal drilling pipes of aluminum alloys have an advantage over steel - the weight of the column is several times smaller. Use of aluminum drill pipe also avoids the maximum flow resistance in the circulation system of the well in order to transmit impulses to downhole telemetry and to best removal of cuttings to the surface.

Materials and methods

Analysis, research.

Results

Use of aluminum drill pipe comprising A composition as compared with the arrangement of steel S, when the drilling of horizontal wells 11,945 m in length provides relief through the drill string and reduce friction forces, reducing the performance of the core with the drill string:

• Its own weight of the drill string in the drilling mud — 2.4 times;

• The torque on the drive rotation BC when drilling — 2.1 times;

• A tensile load on the hook when lifting tool

— 2.6 times;

• Compressive load on the hook when drilling

— 1.54 times.

inclusions

The minimum margin of safety combined BC, as in the drilling process, and when lifting tool was higher standard, equal to 1.2 and about the same with a steel column. Hydraulic losses in the circulation wells using Layout A were 10.9 MPa less than to build S.

Comparison of the calculated indices with power parameter has adopted for drilling wells P-01 rig shows that for steel drilling rig layout will expend more energy , both in terms of carrying capacity, and the rotation of the rotor of the drive.

Keywords

aluminum drill pipe, pipe material, the drill string, margin of safety longitudinal force

References

1. Budnikov V.F., Bulatov A.I., Peterson A.Ya., Shamanov S.A. Kontrol' iputi uluchsheniya tekhnicheskogo sostoyaniya skvazhin [Control and ways to improve the technical condition of the wells]. Moscow: Nedra, 2001.

2. Basovich V.S., Gel'fgat M.Ya., Fayn G.M. Sostoyanie i perspektivy primeneniya izdeliy iz alyuminievykh splavov v neftegazodobyvayushchey otrasli [Status and prospects of production of aluminum

alloys in the oil and gas industry]. Burenie i neft', 2003. April.

3. Kul'chitskiy V.V., Kalinin A.G. Estestvennoe i iskusstvennoe iskrivlenie skvazhin [Natural and artificial bending wells]. RGU Nefti i gaza. 2006.

4. Shakov V.I., Trifel' M.S., Akhmedov G.M. Primenenie izashchita ot korrozii alyuminiya i ego splavov v morskikh neftepromyslovykh sooruzheniyakh [Application and corrosion protection of aluminum and its alloys

in offshore oil installations]. Moscow:

VNIIOENG, 1971.

5. Fayn G.M. i dr. Neftyanye truby iz legkikh splavov [Oil pipes and other light alloys]. Nedra, 1990.

6. Fayn G.M., Shtamburg V.F., Danelyants S.M. Neftyanye truby iz legkikh splavov [Oil pipes of light alloys]. Moscow: Nedra, 1990.

7. Instruktsiya po raschetu obsadnykh kolonn dlya neftyanykh i gazovykh skvazhin [Instructions for calculation of casing for oil and gas wells]. Kuybyshev; VINIneft', 1989.