что такое bsr в бурении

О применении реагента БСР при бурении

Бурение производилось на одной из скважин ЯНАО с применением реагента БСР производства ООО НПП «Химпэк». Интервал активных глин зафиксирован с глубины 420 м. После подтверждения изменения литологического состава породы со слабосцементированного песчаника на глину, была произведен ввод 40 м3 свежеприготовленного бурового раствора с реагентом БСР. Снижение условной вязкости бурового раствора зафиксировано с 102 сек/кварта до 35 сек/кварта. Общий объем сброса бурового раствора с целью разбавления за интервал составил 40 м3. При бурении данного интервала с применением разжижителя объем сброса БР составляет порядка 100 м3.

При бурении до гл. 1100 м концентрация реагента БСР в буровом растворе поддерживалась в диапазоне 2,5-3 кг/м3. Далее до окончательного забоя 1356 м производилась обработка бурового раствора разжижителем (1-1,5 кг/м3). В процессе бурения при периодическом пополнении объема условная вязкость не превышала 36 сек/кварта. Показатель MBT бурового раствора находился в диапазоне 56-90 кг/м3. Интенсивной наработки плотности бурового раствора не наблюдалось. Отмечена высокая стабильность и отсутствие неконтролируемого изменения параметров промывочной жидкости.

Стоит отметить, что при входе в интервал активных глин, выбуренная порода была представлена твердыми неслипающимися частицами. Размер шлама – мелкая/средняя фракция. Выбуренная порода не забивала сепарационный слой ситопанелей. Переливов раствора по виброситам, закупоривания желобной системы не наблюдалось. На протяжении всего интервала проблем с хождением инструмента, нестабильностью ствола скважины не зафиксировано.

ВЫВОД:

При добавлении в состав малоглинистого полимерного раствора реагента БСР наблюдается тенденция снижения реологических параметров, при воздействии на глинистые частицы шлама реагент препятствует их слипанию.

Применение реагента БСР позволило обеспечить безаварийную проводку интервала под кондуктор, исключить проведение контрольной шаблонировки перед спуском ОК-245 мм. Показателем эффективности БСР производства ООО НПП «Химпэк» также является отсутствие сальника на элементах КНБК.

Источник

Наружный диаметр, Внутренний диаметр, Коэффициент прочности на изгиб (BSR)

Тип: B, C

Основание: Наружный и внутренний диаметры соединения измеряются на компонентах КНБК для определения коэффициента прочности соединения на изгиб (BSR).

Требования: Допустимые значения определяются типом соединения и указанным диапазоном значений BSR.

Исходные документы: DS-1™: Таблица 3.12. «Практические рекомендации 7G института АНИ»: Рисунки 26-32. К определенному соединению и его коэффициенту прочности на изгиб «Практическими рекомендациями 7G института АНИ» и стандартом DS-1™ применяются одинаковые требования в части наружного и внутреннего диаметров.

Воздействие: Высокий коэффициент BSR повышает вероятность усталостного излома ниппеля, а низкий – напротив, усталостного излома муфты. Пропорциональное соотношение BSR оптимально воздействует на усталостную стойкость соединения.

Корректировка: Коэффициент прочности на изгиб – это принцип, применяемый исключительно к механизму усталостного излома в компонентах КНБК. С теоретической точки зрения, «сбалансированное» соединение имеет самую высокую усталостную стойкость, поскольку обеспечивает равномерное распределение усталостного излома между муфтой и ниппелем, таким образом, что ни тот, ни другой компонент не выйдут из строя преждевременно (См. рисунок 6.5). Коэффициент BSR не имеет смысла при применении в отношении бурильных замков на стандартных бурильных трубах, а также не оказывает влияния на другие эксплуатационные характеристики соединений КНБК. Первоначально установленное значение BSR, равное 2.5, привело к принятию в промышленности «стандартного» диапазона значений от 2.25 до 2.75 в качестве приемлемого для компонентов КНБК. Однако целевое значение, скорее, основано на опыте, а не на вычислениях или большом объеме эмпирических данных. Следовательно, это значение не считается ненарушимым. Наличие оборудования, необходимость решения вопроса и данные о предшествующих отказах помогают установить целевое значение BSR. Оптимальное решение, возможно, заключается в использовании стандартных значений до тех пор, пока не появится возможность опытным путем определить другие параметры. В таком случае, при возникновении проблем, значение коэффициента BSR может быть скорректировано, как показано на рисунке 6.6.

Комментарии: Если возникает необходимость в изменении коэффициента BSR, это может быть осуществлено одним из следующих способов: Путем добавления материала к более слабому компоненту или удаления материала с более прочного компонента. Первый вариант предпочтительнее с точки зрения предупреждения отказа. С другой стороны, он не всегда экономичен, поскольку требует полной замены оборудования.

Для большинства стандартных КНБК особую важность имеет усталостный излом, поэтому прочность на кручение редко становится объектом исследования в ходе инспекции. В случае с небольшими компонентами КНБК, где ключевым фактором является усталостный излом, необходимо контролировать внутренний и наружный диаметры для поддержания прочности на кручение выше необходимого минимума.

Механизм: Усталостный излом

Инспекция: Контроль размеров 3

Дата добавления: 2015-07-20 ; просмотров: 917 | Нарушение авторских прав

Источник

Выбор ингибирующего бурового раствора в системе «буровые растворы» при строительстве скважин в ОАО «Сургутнефтегаз»

Choice inhibits mud in the mud during well construction in Surgutneftegaz

YU. ZMEEV, Surgut drilling department № 3 Surgutneftegaz OJSC

Геологический разрез месторождений Западной Сибири представляет собой чередование глин, глинистых сланцев, алевролитов и песчаников. Как правило, интервалы, сложенные глинистыми породами, склонны к повышенной кавернозности, осыпям и обвалам стенок скважины, образованию шламовых пробок. Осложнения, связанные с нарушением устойчивости стенок ствола скважины, выражаются в посадках – затяжках бурильной колонны, прихватах, непрохождении геофизических приборов, сальникообразовании, потерях циркуляции.

Presents the results of industrial tests borsilikte reagent during drilling.

На данный момент для бурения под эксплуатационную колонну в ОАО «Сургутнефтегаз» применяется естественно наработанный буровой раствор 4-го класса опасности, в основном это глинистые растворы на основе акриловых полимеров. Однако существуют условия, в которых применение обычного классического раствора на основе полиакриламидов может быть сопряжено с рядом сложностей. Одним из таких обстоятельств является получившее в последнее время широкое распространение на месторождениях Западной Сибири бурение под эксплуатационную колонну одним или двумя долблениями, без проведения промежуточных подъемов. Бурение по такой технологии заставляет предъявлять повышенные требования к буровому раствору по отношению к выносу шлама из скважины и обеспечению качественного процесса строительства в целом и характеристикам, обеспечивающим повышенные удерживающие и выносящие способности, особенно при вскрытии геологических разрезов Алымской, Вартовской, Мегионской свит и Юрской системы. И это приводит к непроизводительным временным затратам по проработкам и дополнительным промывкам ствола скважины при СПО.

Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественное вскрытие продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств, зато экономит затраты времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения.

Источник

Проверочный расчет бурильной колонны на выносливость при роторном бурении ННС

При максимальных зенитных углах профиля скважины менее 10 – 12 0 расчет на усталость (выносливость) выполняется как для вертикальных скважин (раздел 3.3.

В наиболее трудном положении в отношении усталостной прочности (выносливости) оказываются бурильные трубы, находящиеся во время бурения роторным способом на участке набора зенитного угла. На этом участке самые большие (по сравнению с нижележащими) нормальные, касательные и изгибные напряжения. Методика расчета запаса на выносливость в принципе аналогична методике расчета для вертикальной скважины с тем только отличием, что в роли амплитуды циклических колебаний выступает σ_зм, то есть σ_а = σ_зм.

Ниже излагается порядок расчета.

Выбирают опасное сечение в пределах участка набора угла.

Технологическая операция, при которой происходит накопление «усталости» в трубах – это процесс бурения, когда в трубах, находящихся на искривлённых участках имеет место циклическое изменение изгибных напряжений.

По методикам, изложенным в разделах 4.1 – 4.3, вычисляют осевые усилия Q_в и Q_н, приложенные к нижнему и верхнему концам участка набора зенитного угла, но только при коэффициенте трения μ= 0 и за вычетом нагрузки на долото G_д. Найденные при μ= 0 осевые усилия и моменты на вращение соответствуют случаю, когда скорость перемещения колонны в процессе бурения пренебрежимо мала по сравнению с окружной скоростью вращения колонны.

Если на участке набора зенитного угла расположены трубы одной секции, то можно ограничиться верхним сечением участка и соответствующим этому сечению осевым усилием Q_р = Q_в.

Затем определяют нормальное напряжение по формуле (3.13).

В соответствии с разделом 4.5 определяют касательное напряжение, затем амплитуду касательных напряжений по формуле (3.19) и запас прочности по формуле (3.20).

Вычисляют амплитуду изгибных напряжений по формулам, приведенным в разделе 4.6, затем – запас выносливости без учета влияния касательных напряжениий по формуле (3.18), используя в качестве σ_а напряжение σ_зм (4.13).

Искомый запас выносливости рассчитывают по формуле (3.21).

Как и для вертикальных скважин этот запас выносливости должен быть не меньше 1,5.

Пример расчета запаса выносливости бурильной трубы на участке набора зенитного угла.

Продолжим расчетный пример, приведенный в разделах 4.4 и 4.6.

Выберем в качестве опасного сечения начало участка набора зенитного угла с радиусом кривизны R=500 м. Трубы ТБПК127_*9,2Л с замками диаметром 155 мм. Примем, что нагрузка на долото типа СЗ диаметром 215,9 мм равна 250 кН. Скорость вращения инструмента – 90 об/мин. Удельный момент вращения для долот этого типа (табл. 3.1) m_уд = 37 (Н_*м)/(м_*кН).

Вначале выполним расчёт без учёта нагрузки на долото, но при μ= 0.

Результат расчёта для третьего участка (со спадом угла):Q_в3 = 359,7 кН.

Действуя аналогичным образом, получаем осевые усилия по участкам:

Проиллюстрируем методику расчёта Q_вi и M_хв при бурении на примере расчёта для седьмого участка (набора зенитного угла). Примем, что, расчёты усилий по схеме «снизу вверх» для шестого участка (результаты показаны выше) дали Q_в6 = 922,1 кН. Тогда для седьмой секции Q_к7 = 922,1 кН.

Для определения искомых величин воспользуемся формулами (4.1) и (4.2).

.

Полученный результат подставляем в формулу (4.2) и учтем влияние гидравлических сил, чтобы проверить выполнение условия по запасу прочности на выносливость:

Сравним: при подъёме с промывкой в наклонно направленной скважине (см. разд. 4.4) максимальное усилие при подъёме в верхнем сечении было 1523,4 кН, что на 1523,4–1144 = 379,4 кН больше, чем при бурении.

При бурении с нагрузкой на долото 250 кН в верхнем сечении колонны:

Q_в8 = 1144300 – 250000 = 894300 Н = 894,3 кН.

При бурении с нагрузкой на долото 250 кН осевые усилия во всех участках уменьшаются на величину нагрузки на долото. С учётом гидравлической силы осевое растягивающее усилие, например, в верхнем сечении седьмого участка:

Найдём осевые усилия в момент бурения в верхних сечениях всех участков (расчёты осевых усилий при Q_д = 0 не приводятся):

Q_в8 = 1144300 – 250000 = 737500 Н = 894,3 кН.

Q_в7 = 987500 – 250000 = 737500 Н = 737,5 кН.

Q_в6 = 922100 – 250000 = 672100 Н = 672,1 кН.

Q_в5 = 875500 – 250000 = 737500 Н = 625,5 кН.

Q_в4 = 543400 – 250000 = 737500 Н = 293,4 кН.

Q_в3 = 359700 – 250000 = 737500 Н = 109,7 кН.

Q_в2-1 = 258600 – 250000 = 737500 Н = 8,6 кН.

Параллельно с расчётом осевых усилий при K=1,0 и μ= 0 рекомендуется вести расчёт приращения момента на «холостое» вращение колонны при бурении. Дело в том, что для расчёта сил прижатия на искривлённых участках, без определения которых невозможно найти момент трения при вращении, необходимо рассчитать осевые силы при бурении, а не при подъёме колонны. Важно отметить и то, что при трении колонны в процессе вращения коэффициент трения μ > 0 (в отличие от методики расчёта осевых сил при бурении, когда μ принимается равным нулю).

Выполним расчёт приращения момента на «холостое» вращение для участка набора кривизны, воспользовавшись для этого формулами (4.7), (4.7) * и только что полученными результатами. В качестве примера покажем расчёт приращения момента на вращение при бурении на четвертом и седьмом участках, для которых: Q_в4 = 737,5 кН, Q_н4 = 672,1 кН; α_т= 0; α_н= 0:

.

Потребный момент на поддержание деформации бурильных труб на седьмом участке (набор угла) найдём по формуле (4.9):

,

Выполненные в соответствии с разд. 3.2 и 4.5 расчёты полного приращения моментов (с учётом момента на деформацию) по всем участкам дает результат: М_хв1+2 = 436 Н * м; М_хв3 = 323 Н * м; М_хв4 = 2013 Н * м; М_хв5 = 3653 Н * м; М_хв6 = 513 Н * м; М_хв7 = 7040 Н * м; М_хв8 = 666,6 Н * м.

Расчёт 1-го, 2-го и 8-го участков выполнен по формуле (3.5).

Суммарный момент на «холостое» вращение для верхнего сечения седьмого участка составит 14645 Н * м.

Момент на вращение долота М_д вычисляем по формуле (3.4):

Общий момент для верхнего сечения седьмого участка:

М = 1997 + 14645 = 16645 Н_*м.

Найдем изгибное напряжение в верхнем сечении участка набора зенитного угла (седьмого) для проверки запасов прочности и выносливости.

Максимальное изгибное напряжение на искривленном участке найдем по расчетному алгоритму, по которому выполнен пример в разделе 4.6.

Отличие будет заключаться только в величине осевых усилий.

Усилие растяжения при бурении (с учётом гидравлической силы) – Q_р = 830,1 кН.

.

,

Итоговое напряжение изгиба в теле трубы определяем по формуле (4.13):

Запас выносливости без учета влияния касательных напряжений найдем по формуле (3.18):

.

Найдем касательные напряжения в опасном сечении при бурении.

Суммарный вращающий момент (см. выше) равен 16645 Н_*м.

τ = 16645 / 0,000187 = 89,0 МПа.

Запас прочности по касательным напряжениям (3.20):

.

Общий запас выносливости вычислим по формуле (3.21):

.

Запаса на выносливость явно не достаточно. Необходимо либо выбрать трубу с большей толщиной стенки, чтобы уменьшить изгибные напряжения, либо выбрать трубу с меньшим диаметром замка. Можно увеличить радиус искривления.

Контрольные вопросы:

А. Как влияет нагрузка на долото на величину запаса выносливости на участке искривления скважины?

Б. Из каких компонентов состоит изгибный момент на участке набора зенитного угла?

В. Какое отличие в характере влияния скорости вращения колонны на усталостную прочность колонны труб в вертикальной и наклонной скважинах?

Г. Что такое «запас прочности» в бурильной трубе и какова его размерность?

Д. Как влияет перепад давления на долоте на величину напряженного состояния бурильной колонны в наклонной скважине?

Е. Из каких компонентов складывается крутящий момент при роторном бурении ННС?

Ж. Какие моменты сопротивления применяются при расчете изгибных и касательных напряжений в бурильной трубе?

З. Какова природа возникновения крутящих моментов, возникающих при вращении изогнутой в искривленном стволе бурильной колонны?

И. Как влияет диаметр замка на изгибное напряжение в бурильной трубе на вертикальном и наклонном участках скважины?

К. Почему доля потерь момента на вращение колонны на участке набора зенитного угла (в расчете на 1 м длины колонны) намного больше, чем на прямолинейном участке?

5. Проверочный расчет бурильной колонны на избыточные внутреннее и наружное давления.

Для определения запаса прочности на внутреннее давление необходимо знание двух параметров:

— действующего наибольшего избыточного внутреннего давления р_в при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений;

— критического избыточного внутреннего давления р_вт , при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предела текучести σ_т.

Давление р_в имеет максимальное значение, как правило, на устье скважины:

§ при промывке скважины в процессе углубления скважины;

§ при опрессовке бурильных труб или пластов с установкой пакера в заколонном пространстве;

§ при испытании пластов с помощью пластоиспытателя;

§ при цементировании раздельно спускаемых секций обсадных колонн на бурильных трубах.

Второй параметр заимствуется либо из Приложения 13, либо рассчитывается по формуле [1, раздел 3.28]:

, (5.1)

где δ – номинальная толщина стенки трубы.

Запас прочности вычисляют по формуле:

. (5.2)

Из Приложения 13 видно, что значения р_вт для труб, изготовленных даже из сталей группы прочности Д, существенно (кратно) больше давлений, при которых осуществляется промывка скважины. Поэтому можно утверждать, что этот вид нагружения не является наиболее опасным.

Избыточное наружное давление р_н на бурильную трубу также не относится к категории наиболее опасных нагружений при строительстве скважины. Чаще всего потребность в проверке на прочность возникает при спуске «закрытых» колонн без долива их раствором. Такие ситуации возникают:

— при спуске пластоиспытателя с закрытым клапаном;

— в случае, когда произошла закупорка насадок долот при спуске колонны и она не доливалась раствором;

-при спуске секций обсадной колонны с обратным клапаном.

Критические сминающие давления р_нт, соответствущие пределу текучести, для некоторых, наиболее часто применяемых труб, приведены в Приложении 14.

Запас прочности вычисляют по формуле:

. (5.3)

Допустимый запас прочности по внутреннему и наружному давлениям – 1,15.

Контрольные вопросы:

А. Назовите технологические операции, при которых внутренне давление в бурильных трубах может быть максимальным?

Б. Какие напряжения (нормальные или касательные) в теле трубы вызывает избыточное внутреннее давление?

В. Назовите технологические операции, при которых наружное давление в бурильных трубах может быть максимальным?

Г. Каков минимально допустимый запас прочности по внутреннему и наружному давлениям?

6. Проверочный расчет бурильной колонны на прочность в клиновом захвате.

Методика расчета излагается по Инструкции [1].

Клиновые захваты удерживают колонну за счет силы трения, сжимая по периметру трубу, в которой возникают напряжения.

, (6.1)

где f_т – площадь поперечного сечения тела трубы;

С – коэффициент охвата трубы клиньями; определяется по формуле:

; (6.2)

d_ср – средний диаметр трубы;

γ – угол охвата трубы плашками одного клина, град;

k – количество клиньев;

α_кл – угол наклона клина, град;

φ – угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.

Конструктивное исполнение клиновых захватов таково, что величину ctg(α_кл + φ) можно принимать равной 2,5. Коэффициент охвата не превышает 0,9.

Допускается воспользоваться значениями Q_тк, приведенными в Приложении 12. При этом надо учесть, что данные таблицы надо умножить на коэффициент охвата С.

Запас прочности в клиновом захвате определяется по формуле:

. (6.3)

Запас прочности не должен быть ниже 1,15.

Наиболее опасными сечениями являются верхние сечения секций бурильных труб.

Пример расчетазапаса прочности в клиновом захвате.

Воспользуемся примером в разделе 4.4. Проверим верхнее сечение при максимальной длине колонны. Примем, что коэффициент охвата С=0,9. Из Приложения 12 для трубы ТБПК-127_*9,2Л Q_тк =1881 кН. С учетом того, что фактическое значение коэффициента охвата С=0,9, величину Q_тк скорректируем умножением табличного значения на 0,9. Имеем: Q_тк = 1881_*0,9=1693 кН.

Запас прочности: n_тк = 1693000 / 1647100 = 1,027

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник