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.
Что такое bsr в бурении
ГОСТ 33006.2-2014
(ISO 10407-2:2008)
Нефтяная и газовая промышленность
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РОТОРНОГО БУРЕНИЯ
Контроль и классификация применяемых элементов бурового инструмента. Общие технические требования и методы контроля
Petroleum and natural gas industries. Rotary drilling equipment. Part 2. Inspection and classification of used drill stem elements. General technical requirements and control methods
Дата введения 2016-01-01
Предисловие
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «ТЕХНОНЕФТЕГАЗ» (ООО «ТЕХНОНЕФТЕГАЗ») на основе собственного аутентичного перевода на русский язык стандарта, указанного в пункте 5
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Нефтяная и газовая промышленность»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 5 декабря 2014 г. N 46)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 12 августа 2015 г. N 1138-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33006.2-2014 (ISO 10407-2:2008) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2016 г.
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей.
Международный стандарт разработан техническим комитетом по стандартизации ISO/TC 67 «Материалы, оборудование и морские сооружения для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности», подкомитетом SC 4 «Буровое и добывающее оборудование».
Перевод с английского языка (en).
Официальные экземпляры европейского регионального стандарта, на основе которого подготовлен настоящий межгосударственный стандарт, имеются в ФГУП «Стандартинформ».
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования европейского регионального стандарта в связи с неточностью перевода.
Сведения о соответствии межгосударственных стандартов ссылочным международным стандартам приведены в дополнительном приложении ДА.
1 Область применения
Настоящий стандарт устанавливает требования по контролю для каждого уровня проверок (таблицы В.1-В.15) и процедуры для контроля и испытаний элементов бурильной колонны, бывших в эксплуатации. В соответствии с настоящим стандартом бурильная колонна включает следующие элементы: тело бурильной трубы, резьбовое упорное соединение, утяжеленную и толстостенную бурильные трубы, переводники бурильной колонны. Кроме приведенных выше элементов в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.
Настоящий стандарт содержит рекомендации для практических процедур и стандартных технологий, применяемых при проверках.
Практические процедуры, содержащиеся в настоящем стандарте, являются рекомендованными для проверок и/или диагностических испытаний, и их не следует трактовать как обязательные к применению со стороны организаций или владельцев, или они могут являться дополнением к другим методикам, расширяя существующие методы.
Настоящий стандарт содержит требования к квалификации персонала, проводящего проверки, методам для проведения проверок и калибровке оборудования, а также методики поверок. В проекте также приведена процедура для оценки дефектов и маркировки проверенных элементов колонны бурильных труб.
Настоящий стандарт содержит требования к изготовителям оригинального оборудования с минимально необходимой информацией для проверок оборудования, перечисленного в приложении А.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использована нормативная ссылка на следующий межгосударственный стандарт:
ГОСТ ISO 9000-2011 Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь
3 Термины и определения
Для целей настоящего стандарта применяются термины и определения, приведенные в ГОСТ ISO 9000 (для терминов по системе контроля качества, не приведенных ниже).
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 армирование/наплавка твердым сплавом (hard-banding/hard-facing): Нанесение твердосплавного материала на наружную поверхность замка для уменьшения его износа.
3.2 безмуфтовый резьбовой конец (pin end): Элемент резьбового упорного соединения элемента бурильной колонны с наружной резьбой.
3.3 бесшовная труба (seamless pipe): Трубное изделие из деформируемой стали, изготовленное без сварного шва.
3.4 бурильная колонна (drill stem): Все составляющие элементы между вертлюгом или верхним силовым приводом и корпусом долота, включая буровую штангу. Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, тонкостенных стальных бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, к нижней части которых присоединяется буровое долото. В зависимости от условий бурения вблизи долота устанавливаются центрирующие, калибрующие, стабилизирующие и расширяющие устройства. Верхняя труба бурильной колонны соединена с вертлюгом, который с помощью крюка, талевого блока и каната подвешен на кронблоке, установленном в верхней части буровой вышки.
3.5 бурильная труба (drill pipe): Тело бурильной трубы с замками, приваренными методом сварки трением (рисунок 1).
3.6 виток резьбы (lead): Часть выступа резьбы, соответствующая одному полному обороту точек винтовой поверхности резьбы относительно оси резьбы.
3.7 ведущая, или рабочая труба (kelly): Толстостенная стальная труба, имеющая в сечении квадратную или шестигранную форму.
3.8 верхний шаровой клапан ведущей штанги (upper kelly cock): Клапан, находящийся непосредственно на ведущей трубе, который может быть закрыт для герметизации трубного пространства колонны бурильных труб.
3.9 владелец (owner): Физическое лицо, юридическое лицо или организация, обладающие правом собственности на оборудование.
3.10 вмятина (gall): Дефект поверхности в виде произвольно расположенных углублений различной формы, образовавшихся вследствие повреждения и ударов поверхности при транспортировке, правке, складировании и других операциях.
3.11 внутренняя резьба (box thread): Внутренняя резьба резьбового упорного соединения.
3.12 высаженный конец трубы (upset): Кованый конец бурильной трубы, используемый для повышения толщины стенки.
3.13 гибкая лента (pi tape): Гибкая стальная лента для измерения наружного диаметра трубы.
3.14 диаметр фаски замка (bevel diameter): Наружный диаметр упорных уплотнительных поверхностей (торца муфты и уступа ниппеля) резьбового упорного соединения замка.
3.15 допуск (tolerance): Поле, ограниченное наибольшим и наименьшим предельными размерами и определяемое величиной допуска и его положением относительно номинального размера.
3.16 заводская маркировка на трубе (mill slot): Отшлифованная поверхность на наружном диаметре замка бурильной трубы для обозначения марки материала, массы и серийного номер*.
3.17 зажимаемый роторными клиньями участок трубы (slip area): Часть тела трубы, на которой видно, что при подъеме и спуске бурильного инструмента клиновой захват неоднократно зажимается в одном и том же месте (рисунок 4).
3.18 зазубрина (dent): Изменение контура поверхности, вызванное механическим воздействием, не сопровождающееся сильными дефектами металла.
3.19 заточка (grind, noun): Место, где металл был снят с помощью точильного колеса в процессе оценки или устранения дефекта.
3.20 измерение (measure): Определение величины размера и указание ее в рабочем журнале.
3.22 калибровка (calibration): Совокупность операций, устанавливающих соотношение между значением величины, полученным с помощью данного средства измерений, и соответствующим значением величины, определенным с помощью эталона, с целью определения действительных метрологических характеристик этого средства измерений.
3.23 класс 2 (class 2): Второй класс в иерархии классификации эксплуатации бурильных труб, бывших в употреблении, не соответствующих требованиям премиум-класса.
3.24 класс 3 (class 3): Третий класс в иерархии классификации эксплуатации бурильных труб, бывших в употреблении, не соответствующих требованиям класса 2.
3.25 код массы трубы на единицу длины (weight code): Безразмерное условное обозначение массы единицы длины тел бурильных труб. Код массы используют при оформлении заказов на бурильные трубы, а также при их маркировке.
3.26 колонна бурильных труб (drill string): Соединение нескольких секций или звеньев бурильной трубы с бурильными замками.
3.27 контроль/осмотр (inspection): Процесс замера, осмотра, шаблонирования, проверки или другие способы подтверждения соответствия изделия установленным требованиям.
3.28 коррозия (corrosion): Изменения или разрушения материала под влиянием среды.
3.29 коэффициент прочности на изгиб (КПИ) [bending-strength ratio (BSR)]: Отношение момента сопротивления внутренней резьбы и наружной резьбы на последнем витке.
3.30 критическая область (critical area): Зона от основания упорного заплечика бурильного замка до поверхности, удаленной на 660 мм (26 дюймов), или у окончания вмятин от клиньев, в зависимости от того, что находится на большем расстоянии (рисунок 4).
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 σзм, то есть σа = σзм.
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 Qв и Qн, приложенные к нижнему и верхнему концам участка набора зенитного угла, но только при коэффициенте трения μ= 0 и за вычетом нагрузки на долото Gд. 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 Qр = Qв.
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 σа напряжение σзм (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) mуд = 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):Qв3 = 359,7 кН.
Действуя аналогичным образом, получаем осевые усилия по участкам:
Проиллюстрируем методику расчёта Qвi и Mхв 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 Qв6 = 922,1 кН. Тогда для седьмой секции Qк7 = 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:
Qв8 = 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 Qд = 0 не приводятся):
Qв8 = 1144300 – 250000 = 737500 Н = 894,3 кН.
Qв7 = 987500 – 250000 = 737500 Н = 737,5 кН.
Qв6 = 922100 – 250000 = 672100 Н = 672,1 кН.
Qв5 = 875500 – 250000 = 737500 Н = 625,5 кН.
Qв4 = 543400 – 250000 = 737500 Н = 293,4 кН.
Qв3 = 359700 – 250000 = 737500 Н = 109,7 кН.
Qв2-1 = 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: Qв4 = 737,5 кН, Qн4 = 672,1 кН; αт= 0; αн= 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: Мхв1+2 = 436 Н * м; Мхв3 = 323 Н * м; Мхв4 = 2013 Н * м; Мхв5 = 3653 Н * м; Мхв6 = 513 Н * м; Мхв7 = 7040 Н * м; Мхв8 = 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 Мд 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) – Qр = 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 рв при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений;
— критического избыточного внутреннего давления рвт , при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предела текучести σт.
Давление рв 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 рвт 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 рн 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 рнт, 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 fт – площадь поперечного сечения тела трубы;
С – коэффициент охвата трубы клиньями; определяется по формуле:
; (6.2)
dср – средний диаметр трубы;
γ – угол охвата трубы плашками одного клина, град;
k – количество клиньев;
αкл – угол наклона клина, град;
φ – угол трения на поверхности сопряжения клина с корпусом клинового захвата, град.
Конструктивное исполнение клиновых захватов таково, что величину ctg(αкл + φ) можно принимать равной 2,5. Коэффициент охвата не превышает 0,9.
Допускается воспользоваться значениями Qтк, 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 Qтк =1881 кН. С учетом того, что фактическое значение коэффициента охвата С=0,9, величину Qтк скорректируем умножением табличного значения на 0,9. Имеем: Qтк = 1881*0,9=1693 кН.
Запас прочности: nтк = 1693000 / 1647100 = 1,027
Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет