Обоснование выбора марки стали для обсадных труб при бурении нефтяных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Одной из важнейших специальных дисциплин, по специальности "бурение нефтяных и газовых скважин", является дисциплина "Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин".

Геологические условия современного бурения на нефть и газ, сравнительно большая глубина скважин, наличие в разрезе проницаемых пластов с аномально высокими и аномально низкими пластовыми давлениями диктуют необходимость постоянного совершенствования технологии и техники бурения скважин.

К сожалению, даже при использовании современных достижений в области конструирования и технологии сооружения скважин, зачастую не удается избежать осложнений, препятствующих скоростному и эффективному бурению.

Наиболее часто возникают такие осложнения, как поглощения бурового промывочного и тампонажного растворов, нефте-, водо- и газопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, затяжки и посадки бурового инструмента при спускоподьемных операциях.

Мировой опыт последних лет показывает, что практически все скважины в той или иной степени осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Именно поэтому в большинстве случаев используют многоколонные конструкции скважин и разнообразные по технологическим свойствам буровые растворы.

Современный горный инженер должен уметь успешно бурить скважину в осложненных горно-технологических условиях, отдавая себе отчет в том, что при соблюдении технологических требований и условий технического проекта все осложнения преодолимы известными приемами и методами.

Как видим, к осложнениям при бурении скважин относят нарушения непрерывности технологического процесса сооружения скважины при соблюдении технического проекта и правил безаварийного ведения буровых работ, вызванные горно-геологическими условиями проходимых пород.

Однако, несмотря на то что осложнения считаются, в сущности, ожидаемой ситуацией и для их преодоления предусмотрены технологические приемы, иногда они переходят в категорию аварий.

Аварией считают нарушение непрерывности технологического процесса сооружения скважины, требующее для его ликвидации проведения специальных работ, не предусмотренных техническим проектом.

Затяжки и посадки бурового инструмента могут привести к его неосвобождаемому прихвату; пластовые флюидопроявления и поглощения бурового раствора могут перерасти в открытый аварийный фонтан и т.д.

Обычно такие ситуации возникают из-за халатного отношения к осложнениям производителей буровых работ или из-за их низкой квалификации. В ряде случаев, особенно при бурении первых разведочных скважин, аварийные ситуации возникают из-за недостаточной изученности вскрываемого скважиной разреза горных пород. Другая группа аварий связана с браком и плохим качеством изготовления бурового инструмента: непредвиденная поломка в скважине долота или бурильной трубы, поломка забойного двигателя, смятие или обрыв обсадной колонны, обрыв геофизического снаряда или кабеля. Но и в этой группе аварий часто повинны непосредственные производители буровых работ, которые невнимательны к спускаемому в скважину буровому инструменту, несвоевременно проводят контрольно-профилактические мероприятия с бурильными трубами и допускают их чрезмерный износ, превышают технологические и режимные ограничения (осевые нагрузки на бурильный инструмент, давление внутри колонны и др.).

В третьей группе аварий: падении различных предметов в открытую скважину, оставлении шарошек долота из-за передержки его на забое, падении инструмента в скважину из-за захвата элеватора одним штропом или недокрепления резьб -- полностью повинны непосредственные производители буровых работ.

Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные инструменты: шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер, паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя его дефектоскопию, профилактику и замену.

1. Классификация

Фрезеры-ловители предназначены для извлечения из скважин металлических предметов, обладающих ферромагнитными свойствами, как путем прямого их захвата, так и с предварительным обуриванием. Эти фрезеры изготовляют двух видов: без механического захвата ФМ и с механическим захватом ФМЗ.

Данными фрезерами рекомендуется работать совместно со шламометаллоуловителями с целью захвата последними неферромагнитных предметов (зубьев штыревых долот, металлических предметов из легких сплавов и тд.). У фрезеров с постоянными магнитами промывочные отверстия расположены по периферии нижнего торца, что позволяет вымыть осадок и шлам и обеспечить непосредственный контакт с извлекаемыми предметами. Обычно между корпусом фрезера и магнитным стержнем имеется бронзовая втулка, поэтому при движении фрезера внутри стальных труб не возникает заметных дополнительных сил трения.

Перед спуском фрезера-ловителя в скважину надо определить его подъемную силу, а также возможность захвата извлекаемого предмета путем приложения и отрыва от полюса магнита предмета, аналогичного извлекаемому.

Затем надо присоединить фрезер к бурильной колонне и закрепить машинными ключами. Б открытом стволе фрезер следует спускать осторожно, особенно в зонах резкого изменения азимута и кривизны, а также в интервалах нахождения каверн и уступов. Не доходя до извлекаемого предмета 10-15 м, необходимо включить циркуляцию и в дальнейшем фрезер спускать с промывкой скважины при подаче насосов 12-20 дм³/с и с частотой вращения колонны 20-60 об/мин.

Для лучшего извлечения предметов с забоя надо тщательно промывать скважину. Продолжительность промывки зависит от состояния забоя и глубины скважины.

Так как забой может быть загрязнен шламом, особенно при бурении с применением воды в качестве промывочной жидкости, необходимо наряду с интенсивной промывкой ловитель вращать в течение 10-20 мин на расстоянии 20-30 см от извлекаемого предмета. Затем бурильную колонну с ловителем постепенно опускают на 20-30 см и вращают ее на забое в течение 10 мин.

Дальнейшие работы зависят от контуров и размеров извлекаемого предмета.

Ловители хорошо притягивают металлические предметы, если они находятся на расстоянии 1--2 см от полюса. Если предмета находятся на большом расстоянии, то работа не даст результатов.

2. Расчет обсадных колонн

Расчет эксплуатационной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны D_эк=127 мм.

Плотность цементного раствора с_цр=1850 кг/м³.

Плотность бурового раствора с_бр=1100 кг/м³.

Интервал с АВПД=4350-4500 м.

Пластовое давление в период ввода скважины в эксплуатацию p_пл=70,6 МПа.

Пластовое давление при окончании эксплуатации p_плк=4,4 МПа.

Колонна должна быть зацементирована до устья.

Найдем избыточное давление на заключительной стадии эксплуатации скважины. Поскольку колонна зацементирована по всей длине, избыточное наружное давление на устье p_и.н.у.=0 МПа.

На глубине z=4350м:

,

Для определения избыточных внутренних давлений в период проверки герметичности колонны опрессовкой, вычислим наибольшее давление у устья в начальный период эксплуатации:

.

Построим эпюры давлений.

Рисунок 1. Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений

Вычислим необходимую прочность труб на разрыв в устьевом сечении.

Вычислим необходимую прочность труб на разрыв у башмака колонны.

Исходя из полученных данных и данных таблицы 1, составляем нашу секцию из труб, критическое давление которых p_кр=77,4 МПа; давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести p_б=96,1 МПа.

Таблица 1. Прочностные характеристики обсадных труб

Это трубы группы прочности М с толщиной стенки 9,2 мм. Вес одного метра труб q=0.268 кН/м.

Длина нижней секции, перекрывающей продуктивный пласт, равна длине интервала с АВПД=4350-4500=150 м.

Вес нижней секции:

Во избежание смятия для второй снизу секции необходимы трубы.

Эта секция составляется из труб группы прочности Л с толщиной стенки д=9,2 мм, для которых p_кр=69,2 МПа и p_б=83,0 МПа.

Третью секцию составим из труб группы прочности Д с толщиной стенки д=9,2 мм, для которых p_кр=43,0 МПа и p_б=48,1 МПа.

Тогда длина второй секции:

.

Вес второй секции:

.

Четвертая секция составляется из труб группы прочности Д с д=7,5 мм, для которых p_кр=32,2 МПа и p_б=39,2 МПа, q=0,221.

Длина третьей секции:

.

Вес третьей секции:

.

В нижнем сечении четвертой секции напряжение осевого растяжения:

Определим фактический коэффициент запаса прочности на смятие:

,

где у_m - предел текучести, МПа.

Так как неравенство выполняется, то коэффициент запаса прочности на смятие достаточен.

Вычислим допустимую длину четвертой секции:

.

Округляем до h₄=912,5 м.

Вес четвертой секции:

.

Длина пятой секции h₅=1587,5 м. Следовательно, найдем требуемую прочность труб для составления данной секции.

По полученным данным, для составления пятой секции выбираем трубы из стали группы прочности Е с толщиной стенки д=9,2 мм, p_б=1167кН.

Вес пятой секции:

.

Таблица 2. Конструкция эксплуатационной колонны

Номер секции	Интервал глубин, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Вес, кН
1	4500-4350	150	М	9,2	40,2
2	4350-3350	1000	Л	9,2	268
3	3350-2500	850	Д	9,2	227,8
4	2500-1587,5	912,5	Д	7,5	201,7
5	1587,5-0	1587,5	Е	9,2	425,45
Итого		4500			1163,15

Расчет второй промежуточной колонны.

Глубина спуска H=3975 м.

Наружный диаметр промежуточной колонный D_к=168 мм.

В интервале 3825-3975 м залегают проницаемые песчаники с пластовым давлением 59,67 МПа; выше пластовые давления гидростатические.

Герметичность колонны предполагается проверить опрессовкой буровым раствором с плотностью с_оп=1500 кг/м³.

Избыточное наружное давление на устье p_ин=0 МПа.

Рисунок 2. Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений

Первую снизу секцию составим из труб группы прочности М с толщиной стенок д=12,1 мм, для которых p_кр=76,3 МПа, P_р=2630 кН, p_б=95,4 МПа, q₁=0.466 кН/м.

Вторую секцию составим из труб группы прочности Е с толщиной стенок д=10,6 мм, для которых p_кр=47,9 МПа, P_р=1843 кН, p_б=60,7 МПа, q₂=0.415 кН/м.

Длина первой секции:

=3975-3512,5=462,5 м.

Вес первой секции:

.

Третью секцию составим из труб группы прочности Д с толщиной стенок д=10,7 мм, для которых p_кр=35,4 МПа, P_р=1588 кН, p_б=41,9 МПа, q₃=0.415 кН/м.

Длина второй секции:

.

Вес второй секции:

.

Вес третьей секции:

.

Длина четвертой секции l₄=212,5 м.

По полученным данным, для составления четвертой с секции выбираем трубы из стали группы прочности Лс толщиной стенки д=8,9 мм, p_б=1677кН.

Вес четвертой секции:

.

Таблица 3. Конструкция второй промежуточной колонны

Номер секции	Интервал глубин, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Вес, кН
1	3975-3512,5	462,5	М	12,1	215,53
2	3512,5-2600	912,5	Е	10,6	378,69
3	2600-212,5	2378,5	Д	10,6	990,81
4	212,5-0	350	Л	8,9	75,44
Итого		3975			1660,41

Расчет первой промежуточной колонны.

Глубина спуска z_c=2300 м.

Наружный диаметр промежуточной колонны D_к=245 мм.

В интервале 1250-1300 залегают породы, склонные к вспучиванию, объемная плотность толщи пород равна 2100 кг/м³.

Плотность опрессовочной жидкости с_опж=1500 кг/м³.

Избыточное наружное давление на устье p_ин=0 МПа.

Строим эпюры.



Рисунок 3. Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений

Первую снизу секцию составим из труб группы прочности М с толщиной стенок д=12,0 мм, для которых p_кр=33,2 МПа, P_р=3903 кН, p_б=65,1 МПа, q₁=0,697 кН/м.

Вторую секцию составим из труб группы прочности Е с толщиной стенок д=12,0 мм, для которых p_кр=29,3 МПа, P_р=3079 кН, p_б=47,4 МПа, q₂=0,697 кН/м.

Длина первой секции:

=2300-2150=150 м.

Вес первой секции:

.

Третью секцию составим из труб группы прочности Д с толщиной стенок д=11,1 мм, для которых p_кр=20,2 МПа, P_р=2471 кН, p_б=30,1 МПа, q₃=0,647 кН/м.

Длина второй секции:

.

Вес второй секции:

.

Четвертую секцию составим из труб группы прочности Д с толщиной стенок д=8,9 мм, для которых p_кр=12,4 МПа, P_р=2000 кН, p_б=24,2 МПа, q₄=0,532 кН/м.

Длина третьей секции:

.

Вес третьей секции:

.

Пятую секцию составим из труб группы прочности Д с толщиной стенок д=7,9 мм, для которых p_кр=9,2 МПа, P_р=1755 кН, p_б=21,5 МПа, q₅=0,472 кН/м.

Длина четвертой секции:

.

Вес четвертой секции:

.

Достаточной является длина пятой секции l₅=675 м, тогда вес этой секции:

.

Таблица 4. Конструкция первой промежуточной колонны

Номер секции	Интервал глубин, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Вес, кН
1	2300-2150	150	М	12,0	104,55
2	2150-1475	675	Е	12,0	436,73
3	1475-900	565	Д	11,1	300,58
4	900-675	225	Д	8,9	106,2
5	675-0	675	Д	7,9	318,6
Итого		2300			1271,38

Выбор бурового оборудования.

Наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при спуске 168-мм промежуточной колонны. Максимальная вертикальная нагрузка от веса второй промежуточной колонны:

.

Для бурения данной скважины рационально использовать установку БУ 5000/320ДГУ.

Таблица 5. Основные параметры буровой установки БУ 5000/320ДГУ

Параметры	Значение
Допускаемая нагрузка на крюке, кН	3200
Условная глубина бурения, м	5000
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,2
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,82
Расчетная мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	1100
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Расчетная мощность привода ротора, не более, кВт	370
Мощность бурового насоса, кВт	950
Вид привода	ДГ
Площадь подсвечников для размещения свечей диаметром 114 мм, м2	6000
Высота основания (отметка пола буровой), м	8,0
Просвет для установки блока превенторов, м	6,7

Таблица 6. Комплектация и набор бурового оборудования БУ 5000/320ДГУ

Лебедка буровая	ЛБУ37-1100Д
Насос буровой	УНБТ-950А
Ротор	Р-700
Комплекс механизмов АСП	АСП-3М4
Кронбок	УКБА-6-400
Талевый блок	УТБА-5-320
Крюкоблок	-
Вертлюг	УВ-320МА
Вышка	ВМА-45-320
Привод основных механизмов	Лебедки, ротора и буровых насосов: групповой от 4 силовых агрегатов типа СА-10
Циркуляционная система	ЦС5000ДГУ

3. Патентно-информационный обзор

3.1 Авторское свидетельство №2049222: Магнитный ловитель

Скважинный магнитный ловитель содержит круговой цилиндрический корпус 1 (внешний диаметр D) с переходником 2 и фрезерной коронкой 3, установленную в корпусе магнитную систему с промывочными каналами 4. Магнитная система имеет центральный магнитопровод 5 и соосный с ним внешний магнитопровод 6, выполненные из магнитомягкого материала, и расположенные между ними постоянные магниты 7 с радиальной магнитной текстурой. Центральный магнитопровод 5 может быть выполнен в виде кругового цилиндра, а внешний магнитопровод 6 в виде круговой трубы или набора отдельных пластин, размещенных по внутреннему периметру корпуса. Магнитный ловитель работает следующим образом: При помощи переходника 2 ловитель присоединяется к колонне бурильных труб для спуска в скважину. При приближении к забою включают циркуляцию промывочной жидкости. Проходя через промывочные каналы 4, расположенные на периферии магнитной системы, промывочная жидкость очищает ферромагнитные объекты (обломки инструмента, твердосплавные зубцы шарошек) от слоя мелких частиц породы, разрушаемой фрезерной коронкой 3. При достижении забоя скважины струи промывочной жидкости из периферийных промывочных каналов 4 перемещают ферромагнитные объекты, улучшая условия для их захвата ловителем. Находящиеся в забое ферромагнитные частицы и обломки инструмента улавливаются и притягиваются к нижнему торцу магнитной системы скважинного ловителя. Благодаря указанным выше конструктивным особенностям магнитной системы скважинного ловителя тяговое усилие имеет более слабую зависимость от изменения зазора между торцом магнитной системы и улавливаемым ферромагнитным объектом по сравнению с уже существующими магнитными ловителями. При величине зазора 9 мм тяговое усилие предлагаемого скважинного магнитного ловителя равно 150 кгс, что значительно превышает тяговые усилия других ловителей. Достигнутая тяговая характеристика позволяет свободно улавливать и притягивать мелкие и достаточно крупные ферромагнитные обломки инструмента, оказавшиеся в забое. А максимальная грузоподъемная сила скважинного магнитного ловителя, превосходящая в 1,5 раза грузоподъемность ЛМПГ, позволяет надежно удерживать и поднимать на поверхности, захваченные ферромагнитные объекты. Извлеченный на поверхность скважинный магнитный ловитель освобождают от уловленных ферромагнитных предметов, и он готов к следующему спуску в забой.

3.2 Авторское свидетельство №2094589: Магнитный ловитель

На рис. 4 изображен предлагаемый магнитный ловитель, в котором один из магнитопроводов выполнен в виде пластины с продольными пазами.

Рисунок 4. Ловитель магнитный: 1 - корпус, 2 - переходник, 3 - фрезерная коронка, 4 - промывочные каналы, 5 - центральный магнитопровод, 6 - внешний магнитопровод, 7 - магниты

Конструкция магнитного ловителя выполнена сборно-разборной и включает в себя корпус 1 и фрезерную коронку 2, соединенные на резьбе. А также магнитный узел, установленный между ними. Последний выполнен в виде отдельного конструктивно завершенного узла и включает в себя магнитопроводы 3 и 4 противоположной полярности и размещенные между ними постоянные магниты 5, намагниченные в направлении продольной оси корпуса 1 и включенные в магнитную цепь параллельно. В нем магнитопровод 3 выполнен в виде пластины с несколькими продольными пазами, в которые установлены постоянные магниты 5.

Другой магнитопровод выполнен в виде продольных пластин 4 по числу пазов в первом магнитопроводе 3. В промежутках между боковыми стенками пазов в магнитопроводе 3 и постоянными магнитами 5 с магнитопроводом пластинами 4 установлены немагнитные вкладыши 6.

Для обеспечения магнитной развязки магнитного узла с корпусом 1 магнитопровод 3 установлен в немагнитной обойме 7. Снизу на обойму 7 установлена пластина 8 из немагнитного материала с окном под магнитопроводы 3 и 4 и вкладыши 6. В обойме 7 и пластине 8 выполнены промывочные отверстия 9. Каждый магнит 5 может быть как целым, так и составным. В последнем случае все составные части магнита 5 включены в магнитную цепь параллельно, т.е. все они намагничены в одном направлении.

Число продольных пазов в магнитопроводе 3 и соответственно и число магнитов 5 в магнитном узле определяется поперечными размерами ловителя и конструкцией магнитного узла. Минимальное число пазов в магнитопроводе 3 - один.

Возможна конструкция ловителя, в магнитопроводе 3 магнитного узла которого пазы выполнены кольцевыми. В этом случае второй магнитопровод выполняется в виде кольцевых дисков. Число пазов в магнитопроводе 3 и соответственно и число магнитов 5 в магнитном узле также определяется поперечными размерами ловителя и конструкцией магнитного узла. При этом каждый магнит 5 может быть как целым в виде кольца, так и составным.

Возможна также конструкция ловителя без магнитной развязки его корпуса 1 с магнитным узлом. В этом случае немагнитная обойма 7 магнитного узла отсутствует, а магнитопровод 3 соприкасается с фрезерной коронкой 2.

Магнитный ловитель работает следующим образом:

Резьбовой частью корпус 1 ловителя соединяется с нижней частью колонны бурильных труб и спускается в скважину. При подходе ловителя к забою скважины через промывочные отверстия 9 осуществляется промывка забоя скважины, очищая разбуренную породу от ферромагнитных предметов. Одновременно с промывкой производится вращение колонны с постоянным спуском ловителя на забой. Фрезерная коронка 2, разрыхляя разбуренную породу, способствует смещению ферромагнитных предметов к рабочему торцу магнитного узла и их надежному удержанию.

После этого ловитель вместе с уловленными ферромагнитными предметами извлекается на поверхность.

3.3 Авторское свидетельство №2106473: Магнитный ловитель

Магнитный ловитель содержит корпус 1 с переводником 2 и фрезерную коронку 3.

Рисунок 5. Магнитный ловитель: 1 - корпус, 2 - фрезерная коронка, 3, 4 - магнитопроводы (разной полярности), 5 - постояные магниты, 6 - немагнитные вкладыши, 7 - немагнитная обойма, 8 - немагнитная пластина, 9 - промывочные каналы

В полости корпуса 1 установлены основная и дополнительная магнитные системы соответственно 4 и 5, выполненные в виде набора пластин магнитов и магнитопроводов разноименной полярности и образующие совместно со стенками корпуса 1 промывочные каналы 6.

Основная и дополнительная магнитная системы соединены между собой крепежными элементами 7 и через кольцо 8 из немагнитного материала опираются на фрезерную коронку 3, соединенную с корпусом 1 резьбой.

Между корпусом 1 и боковыми торцевыми плоскостями 9 основной магнитной системы 4 размещены вспомогательные магниты 10 и магнитопроводы 11, образующие вспомогательную магнитную систему, магниты 10 которой намагничены полосами 12 чередующейся полярности, соответствующими полярности примыкающих к ним магнитов и магнитопроводов основной магнитной системы 4. Это требует соблюдать при конструировании и монтаже магнитных систем ловителя следующего условия:

Hв= Tм.о+Tм.п.о,

где Hв - ширина полосы 12 определенной полярности магнита 10, Tм.о. и Tм.п.о. - толщина магнита и магнитопровода той же полярности основной магнитной системы 4, примыкающих к полосе 12.

Кроме двух вспомогательных систем в представленном ловителе используется еще одна аналогичная магнитная система, включающая магниты 10 и магнитопроводы 11, размещенные над нерабочим торцом основной магнитной системы 4. При этом, как в дополнительной 5, так и во вспомогательной магнитных системах к торцам основной магнитной системы 4 примыкают магниты 10, которые по периметру охватываются магнитопроводами 11.

Ловитель работает следующим образом. Посредством переводника 2 ловитель присоединяют к бурильным трубам и спускают в скважину. Не доводя ловитель до забоя 0,5-1,0 м, включают циркуляцию промывочной жидкости, которая, проходя через промывочные каналы 6, очищает находящиеся на забое посторонние ферромагнитные предметы от шлама. Одновременно с промывкой осуществляется постепенное опускание ловителя забой с вращением. При этом посторонние ферромагнитные предметы, попадая в полость фрезерной коронки 3, притягиваются к нижнему торцу основной магнитной системы 4. После этого вращение ловителя и циркуляции промывочной жидкости отключают, и магнитный ловитель с притянутыми предметами извлекают из скважины.

Рисунок 6. Магнитный ловитель: 1 - корпус, 2 - переводник, 3 - фрезерная коронка, 4 - основная магнитная система, 5 - дополнительная магнитная система, 6 - промывочные каналы, 7 - крепёжные элементы, 8 -кольцо из немагнитного материала, 9 - боковая торцевая плоскость, 10 - вспомогательные магниты, 11 - магнитопроводы, 12 - полосы чередующейся полярности

Предложенный магнитный ловитель благодаря снабжению вспомогательной магнитной системой и схема ее размещения позволяет значительно снизить потери магнитного потока и тем самым повысить грузоподъемность и улучшить технико-экономические показатели бурения.

3.4 Авторское свидетельство №2074947: Магнитный ловитель

Скважинный магнитный ловитель содержит круговой цилиндрический корпус 1 с переходником 2 и фрезерной коронкой 3, установленную в корпусе магнитную систему с промывочными каналами 4, расположенными на периферийном магнитопроводе 5.

Магнитная система имеет центральный магнитопровод 6, соосный с периферийным магнитопроводом 5, выполненные из магнитомягкого материала, и расположенные между ними постоянные магниты 7. Центральный магнитопровод, который заканчивается хвостовиками 8, 9 с обеих сторон, имеющими резьбы 10, 11 для навинчивания защитных диамагнитных пластин 12, 13, может быть выполнен в виде прямого кругового конуса или прямой правильной пирамиды, основанием которой является правильный многоугольник. Периферийный магнитопровод выполнен в виде сплошной трубы, имеющей на внутренней поверхности у концов кольцевые проточки 14, 15 для упора защитных диамагнитных пластин, предохраняющих постоянные магниты. Скважинный магнитный ловитель работает следующим образом:

При помощи переходника 2 ловитель присоединяется к колонне бурильных труб для спуска в скважину. При приближении к забою включается циркуляция промывочной жидкости. Проходя через промывочные каналы 4, расположенные на внешней поверхности магнитной системы, промывочная жидкость очищает ферромагнитные объекты (обломки инструмента и оборудования, твердосплавные зубья шарошек) от слоя мелких частиц породы, разрушаемой фрезерной коронкой 3. При достижении забоя скважины струи промывочной жидкости из периферийных промывочных каналов 4 перемещают ферромагнитные объекты, улучшая условия для их захвата ловителем. Находящиеся в забое, даже вдавленные в породы обломки инструмента и оборудования, включая твердосплавные зубья шарошек со слабыми ферромагнитными свойствами, улавливаются и притягиваются к рабочему нижнему торцу магнитной системы скважинного магнитного ловителя. Извлеченный на поверхность скважинный магнитный ловитель освобождается от уловленных ферромагнитных предметов и готов к следующему спуску в забой или ремонтируемую скважину.

Благодаря указанным выше конструктивным особенностям магнитной системы скважинного магнитного ловителя одновременно достигаются следующие положительные эффекты.

Улучшение конструкции и повышение технологичности изготовления и сборки достигается за счет выполнения периферийного магнитопровода сплошным, в виде трубы, имеющим на внутренней поверхности проточки для ограничения хода защитных пластин.

Рисунок 7. Магнитный ловитель: 1 - корпус, 2 - переходник, 3 - фрезерная коронка, 4 - промывочные каналы, 5 - периферийный магнитопровод, 6 - центральный магнитопровод, 7 - постоянные магниты

4. Техническое предложение

Из рассмотренных выше Магнитных ловителей следует использовать ловитель (авторское свидетельство №2049222) по следующим причинам:

· Тяговое усилие имеет более слабую зависимость от изменения зазора между торцом магнитной системы и улавливаемым ферромагнитным объектом по сравнению с уже существующими магнитными ловителями.

· Достигнутая тяговая характеристика позволяет свободно улавливать и притягивать мелкие и достаточно крупные ферромагнитные обломки инструмента, оказавшиеся в забое.

· Максимальная грузоподъемная сила скважинного магнитного ловителя превосходит в 1,5 раза грузоподъемность ЛМПГ (ловитель мелких предметов гидравлический).

Вывод

В данной работе были закреплены теоретические знания по дисциплине "Аварии и осложнения в процессе бурения" и получены практические навыки при решении вопросов, связанных с обоснованием выбора марки стали для обсадных труб. Расчета и обоснования требуемого количества секции колонн, обоснования выбора толщины стенки труб, выбора буровой установки, вывода формул для данного расчета и рассматриваемого оборудования - механического ясса.

Список использованных источников

1. Попов А.Н., Спивак А.И., Акбулатов Т.О., Мавлютов Р.Х., и др.: Под общей ред. Спивака А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО “Недра - Бизнесцентр”, 2003. - 509с.

2. Вадецкий Ю.В. Справочник бурильщика: учеб. Пособие для нач. проф. Образования - М.: Издательский центр «Академия», 2008. - 416с.

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. Пособие для нач. проф. Образования - М.: Издательский центр «Академия», 2003. - 352с.

4. Акбулатов Т.О., Ленинсон Л.М. Расчеты при бурении наклонно - направленных скважин: Учебное пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1994. - 64с.

5. Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., и доп.-М., Недра, 1982. - 296с.

6. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1990. - 303с.

Размещено на Allbest.ru

...