Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин

Рекин, Сергей Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин"

РЕКИН СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗНОСА ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНЫХ И ОБСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа - 2005

Работы выполнена в научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий - ООО "ВНИИГАЗ", г. Москва.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Агзамов Фарит Акрамович

доктор технических наук, профессор Варламов Евгений Петрович

доктор технических наук, старший научный сотрудник Гилязов Раиль Масапимович

Ведущее предприятие- Буровая компания ОАО "Газпром" - ООО "Бургаз",

г. Москва

Защита диссертации состоится " 25 " ноября 2005 г. в 1300 часов на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при открытом акционерном обществе научно-производственная фирма "Геофизика" по адресу 450005, Уфа, ул.8-ое Марта, 12

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика"

Автореферат разослан "25" октября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

Д. А. Хисаева

2.2411

2217103

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Продолжительность безаварийной эксплуатации нефтяных скважин, в первую очередь, зависит от качества их строительства. Трение и износ обсадных и бурильных труб при спуско-подъемных операциях, а также в процессе бурения являются причинами резкого снижения их надежности, появления деформаций, сквозного протирания обсадных колонн и возникновения серьезных аварийных ситуаций, как при строительстве, так и при последующей эксплуатации скважин.

Протирание обсадных колонн при бурении глубоких вертикальных и наклонных скважин наблюдается на участках интенсивного локального искривления ствола, набора зенитного угла и корректировки направления скважины с помощью специальных отклоняющих устройств.

Предопределяющие износ и протирание силы взаимодействия обсадных и бурильных труб, в свою очередь, зависят от условий потери устойчивости и основных параметров упругодеформированного состояния обсадных и бурильных труб в скважине, от качества центрирования обсадной колонны на участках локального искривления ствола, набора и спада зенитного угла скважины

При трении также изнашиваются и соединительные замки бурильных труб. Интенсивность их износа в верхней (растянутой) части бурильной колонны по длине одного замка относительно равномерна. А в сжатой части, из-за пространственной упругой деформации в виде винтовой спирали, износ принимает бочкообразную форму и с приближением к долоту увеличивается. В открытом стволе скважины интенсивность износа кратно выше, чем в обсадной колонне. При высокой абразивности слагающих стенки скважины горных пород заметным становится износ не только соединительных замков бурильных труб, но и наружной поверхности утяжелённых бурильных труб (УБТ)

Эксплуатационный ресурс соединительных замков бурильных труб при спус-ко-подъёмных операциях ограничивается износостойкостью замковых резьб Поэтому для большей части отечественных нефтегазодобывающих регионов актуальными являются вопросы рационального использования труб и применение технологических методов снижения износа замковых резьб

РОС. НАЦИОНАЛЬНА-»

Основные виды износа обсадных и бурильных колонн, из-за необходимости предварительного изучения их упругодеформированного состояния в скважине, до настоящего времени исследованы недостаточно полно В результате, в промысловой практике доминирует эмпирический метод, затрудняющий возможность прогнозирования долговечности крепи скважин и возникновения аварийных ситуаций Поэтому для комплексной оценки и обеспечения возможности прогнозирования различных видов износа промежуточных обсадных колонн и бурильного инструмента в работе рассмотрены условия потери устойчивости, различные виды и основные параметры упругодеформированного состояния обсадных труб и бурильного инструмента в скважине.

Целью работы является исследование условий взаимодействия бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин и разработка на этой основе научно обоснованных методов расчета, прогнозирования износа и предупреждения возможных осложнений и аварийных ситуаций.

Основные задачи исследований

1 Анализ и исследование основных причин, вызывающих протирание обсадных колонн и абразивный износ элементов бурильного инструмента в глубоких вертикальных и наклонных скважинах.

2 Исследование вопросов устойчивости, пространственного упругодеформированного состояния и взаимодействия обсадной и бурильной колонн между собой и со стенками скважины, определяющих их износ в процессе бурения и спуско-подъемных операциях.

3 Разработка математической модели износа обсадных колонн при спуско-подъемных операциях и вращении бурильного инструмента ротором.

4. Разработка методики прогнозирования износа обсадных и бурильных колонн с учетом результатов анализа их технического состояния.

5 Исследование влияния основных технологических факторов на эксплуатационный ресурс замковых резьбовых соединений бурильных труб Прогнозирование износа и разработка технологических мероприятий по его снижению.

Основные защищаемые положения

1 Результаты исследований упругой пространственной деформации обсадных и бурильных колонн в скважине, а также расчёт сил их взаимодействия между собой и со стенками открытого ствола скважины.

2 Аналитическая модель прогнозирования износа обсадных и бурильных колонн на базе проведённых исследований сил взаимодействия между ними.

3 Результаты промысловых исследований влияния эксплуатационных факторов на износ резьбовых соединений бурильных труб.

4. Методика прогнозирования износа промежуточных обсадных колонн при бурении глубоких вертикальных и наклонных скважин

При бурении скважин практически во всех случаях интенсивность протирания обсадных колонн зависит от сил прижатия и трения соединительных замков бурильных труб к их внутренней поверхности Взаимодействие, а также интенсивный износ (за исключением износа резьбовых соединений) обсадной и бурильной колонн рассматриваются, в первую очередь, на участках

1 Локального искривления ствола в вертикальной и наклонной скважинах, вызванных различными неблагоприятными условиями бурения

- большими углами падения пластов в вертикальных скважинах;

- отклонениями направления ствола от нормали к плоскости напластования пород в наклонных скважинах;

- частой перемежаемостью пропластков различной твердости;

- анизотропностью пород.

2. Набора зенитного угла с небольшими (до 60... 120 м) радиусами искривления ствола.

3 Корректировки траектории ствола наклонной скважины с применением различных видов отклонителей.

Научная новизна

1 Для различных способов бурения на базе анализа основных видов потери устойчивости, плоской и пространственной форм упругой деформации элементов бурильного инструмента проведены исследования сил их взаимодействия со стенками обсадной колонны.

2 Разработана методика расчёта сил прижатия бурильных труб к стенкам обсадной колонны на различных интервалах бурения вертикальных искривлённых и наклонных скважин

3 Установлены основные эксплуатационные факторы, определяющие интенсивность и величину механического износа обсадных колонн при бурении скважин, приводящие к нарушению их технического состояния и герметичности скважины в целом.

4 Разработаны теоретические основы выявления потенциально опасных участков износа обсадных и бурильных колонн по результатам инклинометриче-ских замеров в реальной скважине. Создана методика рационального выбора технико-технологических мероприятий по снижению интенсивности износа на этих участках.

5 Впервые разработаны и научно обоснованы методы прогнозирования износа обсадных колонн по результатам анализа их технического состояния и бурильных труб по результатам отработки контрольных комплектов

6 Проведены экспериментальные исследования влияния веса свечей, три-бологических характеристик смазок, режимов предварительной приработки и ряда других эксплуатационных факторов на износ резьбовых соединений бурильной колонны.

Практическая ценность

1 Полученные результаты исследований позволяют прогнозировать допустимую величину износа, выделять интервалы с наиболее изношенными участками колонн, оценивать их остаточную прочность, выбирать профилактические мероприятия, периодичность инструментального контроля и время проведения предупредительного ремонта в процессе строительства и последующей эксплуатации скважины

2 На основе проведенных теоретических исследований разработан и внедрен комплекс технологических мероприятий по приработке и снижению износа резьбовых соединений бурильной колонны, позволяющий сократить расход бурильных труб в Западной Сибири - до 37 % в год.

3 Разработаны практические мероприятия по увеличению надежности оборудования, включающие в себя использование секций обсадных колонн с боль-

шей толщиной стенки, подбор соотношений твердости трущихся поверхностей элементов бурильных и обсадных колонн

4 Установлены режимы предварительной приработки резьбовых соединений бурильных колонн перед вводом в эксплуатацию, определён их эксплуатационный ресурс в реальных горно-геологических условиях бурения скважин

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях

- на учёном совете нефтетехнологического факультета СамГТУ (Самара, 1995);

- на международной конференции' "Актуальные проблемы переработки нефти и перспективы производства смазочных материалов в Узбекистане" (Ташкент, 1996);

- на научно-техническом совете НПЦ "Кольская сверхглубокая" (Заполярный, 1996);

- на 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (Уфа, 1997);

- на всероссийской конференции молодых учёных, специалистов по проблемам газовой промышленности России;

- на научно-практической конференции (Уфа, БашНИПИнефть, 2002);

- на отраслевом совещании ОАО "Газпром": Методы и технологии противокоррозионной защиты, новые материалы и оборудование для защиты магистральных газопроводов, коммуникаций подземных и морских промыслов, ГПЗ, ПХГ от различных видов коррозии (Саратов, 2003).

Публикации

По результатам проведенных исследований опубликована 41 работа, в том числе:

2 монографии, 33 статьи, 2 инструкции, тезисы докладов, получено 4 авторских свидетельства и патентов РФ на изобретения

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций Изложена на 248 стр , содержит 22 табл , 63 рис., 2 приложения, 121 библиографическую ссылку.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы борьбы с износом обсадных и бурильных колонн, определены цель и задачи исследований, намечена стратегия разработки новых технологических решений

В главе 1 "Современное состояние в области разработки и применения технологических решений для снижения износа обсадных и бурильных колонн" представлены результаты исследований в области профилактики и снижения интенсивности износа обсадных и основных элементов бурильных колонн в процессе строительства скважин Показано, что упругая деформация обсадных или бурильных труб в растянутой части колонны принимает форму, близкую к оси скважины Предопределяющие абразивный износ поперечные нагрузки имеют наибольшую величину на участках локального искривления ствола, вызванных неблагоприятными горно-геологическими условиями проводки скважины и использованием компоновок низа бурильных колонн (КНБК) с отклоняющими элементами для набора зенитного угла, а также корректировки направления скважины В промысловой практике на этих участках наблюдаются аварийные ситуации, связанные с протиранием обсадных колонн и нарушением их герметичности, а также с поломками бурильных труб, вызванных вырывом резьб или мапоцикловым усталостным разрушением их по телу вблизи замковых соединений.

Эксплуатационный ресурс бурильных колонн, зачастую, предопределяется износом замковых резьб В отдельных регионах (Северный Кавказ, Прикарпатский прогиб) при бурении глубоких скважин кроме износа резьб может наблюдаться и износ наружной поверхности замков и УБТ Однако для Западной Сибири такие виды износа не являются превалирующими Поэтому в работе приводится аналитический обзор исследований по снижению интенсивности износа замковых резьб различных видов УБТ, стальных и легкосплавных бурильных труб Проведен анализ методов поверхностно-пластического упрочнения резьб (обкатка роликом, дробеструйный наклеп и др ), влияния трибологических свойств резьбовых смазок

на увеличение эксплуатационного ресурса, оценка эффективности приработки новых резьбовых соединений и ряд других.

На основе проведенного анализа сформулированы задачи и цели исследований, заключающиеся в раскрытии качественных и количественных картин влияния различных эксплуатационных и конструктивных факторов на основные виды износа обсадных и бурильных колонн, в разработке рациональных методов их снижения Причем рассматриваемые в работе аспекты износа увязываются, в первую очередь, с условиями потери устойчивости, продольно-поперечной деформации и, соответственно, взаимодействия колонн обсадных и бурильных труб как между собой, так и со стенками открытого ствола скважины Аналитические решения приводятся для обсадной и бурильной колонн Аналогичные решения для обсадной колонны полностью идентичны частному случаю приведенных при

значениях крутящего момента, центробежных сил инерции и динамических нагрузок равных нулю

В главе 2 "Устойчивость бурильной и обсадной в скважине" рассматриваются различные формы устойчивости обсадных и бурильных колонн в вертикальной и наклонных скважинах различного профиля при бурении забойными двигателями и ротором. Показано, что бурильная колонна в скважине под действием продольных осевых нагрузок, крутящего момента, центробежных сил инерции (при роторном бурении), динамических нагрузок и других факторов теряет прямолинейную форму продольной устойчивости После потери устойчивости её ось становится пространственно искривленной В отличие от бурильной в обсадной колонне нет моментов кручения При разгрузке части её веса на забой отсутствует депланация поперечных сечений. Но при разгрузке части веса обсадных труб на забой после

к потери прямолинейной формы устойчивости сжатый участок колонны в точке ка-

сания стенки ствола уже при небольшом приращении осевой сжимающей нагрузки начинает скользить по цилиндрической образующей поверхности скважины и практически мгновенно преобразовывается в винтовую спираль

Показано, что в сжатой части колонны поперечные нагрузки резко возрастают после потери продольной устойчивости Причем с элементами круглого поперечного сечения колонна теряет продольную устойчивость только один раз с последующей упругой деформацией в виде какой-либо пространственной, в простейшем случае, спиралеобразной кривой С ростом величины сжимающей на-

грузки происходит эквивалентное ему постепенное наращивание потенциальной энергии изгиба колонны Поэтому скачкообразных изменений форм упругой деформации колонны не происходит (в этом легко убедиться при сжатии круглого стержня в прозрачном вертикальном или наклонном цилиндре) Таким образом, первоначальная форма кривой изгиба остается неизменной, а наблюдается лишь уменьшение радиуса кривизны (шага спирали)

Исключение составляют случаи упругой деформации, например, низа бурильной колонны, состоящей из квадратных, шестигранных или овальных утяжеленных труб (УБТ). В этих случаях, как и при сжатии пластинчатого стержня, размещенного между двумя плоскостями, могут наблюдаться потери устойчивости (с резким скачкообразным "прощелкиванием" стержня) второго и последующих родов, соответствующие критериям потери устойчивости по Эйлеру

Среди работ по пространственной деформации колонны в виде винтовой спирали в вертикальной скважине можно выделить три основных типа-

1-й тип работ рассматривает не представляющие большого практического интереса для сжатого участка критерии устойчивости бурильной колонны (или стержня) в скважине, рассмотренные еще А. Гринхиллом (для длинных пароходных валов), А Н Динником, Е,Л. Николаи и др.

2-й тип работ, к которым относятся, в частности, работы В П. Стрельченко, рассматривает вопросы спиральной деформации полу- или бесконечных стержней с численным решением их с учетом сил трения колонны о стенки скважины, как внешних нагрузок, а не как производных от радиус-вектора точки упругой линии оси колонны, что как показывают проведенные исследования, может привести к искажению конечных результатов.

3-й тип работ - работы А. Лубинского, И.К. Майорова и В.Н. Алексеева и некоторых др В частном случае, при крутящем моменте М = 0, их работы приводят к одному результату Наиболее полной из них является работа В Н Алексеева, в которой автор рассматривает уравнение упругой линии одного витка спирально деформированной упругой линии оси колонны, нагруженной осевой нагрузкой, крутящим моментом и центробежными силами инерции Но общим недостатком этих работ является то, что они не учитывают сопротивления изменению кривизны упругой линии оси спирально деформированной колонны от трения её о стенки ствола скважины при изменении осевой нагрузки или крутящего момента. Поэтому результаты этих работ целесообразно использовать для расчетов колонн при маЮ

лых коэффициентах трения труб о стенки скважины, например при наличии антифрикционных добавок в скважинной жидкости Именно этим и объясняется наблюдаемое несоответствие между осевой нагрузкой, передаваемой колонной труб на забой (замеренной в процессе эксперимента) и полученной расчетным путем (Б.Е. Доброскок, P.A. Максутов, Ю В. Волов) на основании работы Ю А. Пес-ляка, которая содержит те же результаты, что и работа И.К. Майорова Этим же объясняются и высокие значения коэффициентов трения между бурильными или насосно-компрессорными трубами и обсадной колонной, принимаемые различными исследователями. Другие работы по пространственной упругой деформации колонны в скважине сводятся к одному из указанных трех типов или основываются на каком-либо из них.

На наклонном участке ствола скважины колонна может потерять плоскую форму деформации с преобразованием в пространственную Но в точке бифуркации системы сжимающая нагрузка выше критической 1-го рода по Эйлеру (из-за необходимости преодоления поперечной составляющей сил собственного веса) Величина ее соответствует условию эквивалентности фиктивной поперечной нагрузки в упругодеформированном стержне поперечной составляющей его веса q-sina, что эквивалентно равенству нулю реакции ограничивающей прогиб стенки на верхней образующей наклонного цилиндра (стенки скважины) Для спирально деформированной колонны условие это имеет вид

qsiaa = di^T, (1)

eis

где р - радиус-вектор произвольно выбранной точки упругой линии оси колонны,

ds - элементарная длина дуги оси колонны.

Между точкой, соответствующей условию (1), и нейтральным сечением упругая деформация колонны будет происходить в форме змейки, лежащей на нижней стенке ствола скважины. Однако изгибающие напряжения на длине этой змейки невелики и практического значения не имеют Поэтому для практических задач условие (1) можно считать соответствующим точке бифуркации системы, т е потере плоской формы устойчивости

После потери продольной устойчивости колонны дальнейшее увеличение энергии деформации с ростом осевой нагрузки происходит при наличии реакции

ограничивающей изгиб стенки скважины В этом случае исследование упругой деформации колонны, происходящей в так называемой за-Эйлеровой области, с помощью известных решений, например основанных на предложенных в 50-е годы Г Вудсом и А.Лубинским, затруднительно. В ряде методик и нормативных материалов упругая деформация колонны в за-Эйлеровой области не рассматривается, что приводит к ошибкам в прогнозах, выражающимся в следующем

- в заниженных оценках усилий прижатия колонны труб к ограничивающей прогиб цилиндрической поверхности, что приводит к уменьшению прогнозируемых величин износа обсадных колонн и соединительных замков - бурильных труб;

- выбор конструкции низа колонны исходя из критериев устойчивости различного рода по Эйлеру затрудняет или делает невозможным выбор рациональных модификаций КНБК с учетом устойчивости их к изменению горногеологических и технологических условий проводки скважин при безориентированном управлении траекторией ствола (зенитным углом и азимутом скважины);

- выбор длины УБТ до настоящего времени осуществляется в преимущественной зависимости от нагрузки на забой и без учета условий проводки скважины (частота вращения долота, механические свойства разбуриваемых пород, долговечность примыкающего к УБТ упругодеформированного в пространстве участка бурильной колонны) и др.

Устойчивость влияет на величины сил взаимодействия бурильных и обсадных колонн между собой и со стенками ствола скважины в за-Эйлеровой области. После потери устойчивости могут резко возрасти вызывающие износ силы прижатия к ограничивающей прогиб цилиндрической поверхности (обсадной колонны или открытого ствола) на отдельных интервалах скважины Поэтому силы прижатия в работе рассматриваются для колонн в за-Эйлеровой области, в которой интенсивность износа обсадной и основных элементов бурильной колонн интенсифицируется. При этом величины определяемых сил прижатия могут существенно превышать соответствующие "критериям потери устойчивости по Эйлеру 2-го и последующих родов".

В главе 3 "Упругодеформированное состояние обсадной и бурильной колонн в вертикальных и наклонных скважинах" рассматриваются различные формы пространственной и плоской формы упругой деформации обсадных и бурильных ко-

лонн в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах различного профиля при бурении забойными двигателями и ротором Показано, что бурильная колонна в наклонных и горизонтальных скважинах практически всегда находится в состоянии продольно-поперечной деформации, т.е в за-Эйлеровой области. Причем её упругая деформация в растянутой части колонны может быть как пространственной, так и близкой к плоской А в нижней части сжатого участка колонны при превышении какой-то критической величины - только пространственной Между обеими формами может быть промежуточная форма деформации в виде так называемой "змейки".

При исследовании упругодеформированного состояния колонны в общем случае на наклонном искривленном участке скважины рассматриваются условия равновесия произвольно выбранного участка обсадных или бурильных труб на каком-то элементарном участке длиной аЬ. Радиус кривизны р этого участка зависит от влияния сосредоточенных и распределенных продольных, поперечных нагрузок, а также распределенного момента от влияния ограничивающей прогиб наружной цилиндрической поверхности В результате полученные усилия прижатия, например, для сжатой части колонны в 1,83 раза превышают определяемые без учета влияния ограничивающей прогиб цилиндрической поверхности на кривизну р рассматриваемого участка на элементарной длине йи Соответственно, будет возрастать и интенсивность износа.

Таким образом, в результате проведенных исследований упругодеформированного состояния обсадной или бурильной колонны установлено, что трубы при отсутствии крутящего момента принимают форму, близкую к оси скважины. На колонну действуют растягивающие нагрузки и только на участках локального искривления ствола в поперечном сечении труб возникают вызываемые поперечными нагрузками изгибающие напряжения. В промысловой практике при бурении глубоких скважин на этих участках наблюдаются аварийные ситуации, проявляющиеся в протирании обсадных колонн или в нарушении их герметичности и в поломках бурильных труб, связанных, часто, с вырывом резьб или с мапоцикловым усталостным разрушением по телу вблизи замковых соединений

Неучет влияния ограничивающей прогиб цилиндрической поверхности на упругую пространственную деформацию сжатой части колонны сдерживает решение ряда технико-технологических задач и может привести, в частности.

- к заниженным оценкам усилий прижатия соединительных замков бурильных труб к стенке скважины в наиболее нагруженной нижней части бурильного инструмента и, соответственно, к уменьшению прогнозируемых величин их износа.

- к заниженным значениям усилий прижатия обсадной колонны к стенкам скважины, что может явиться причиной ошибочности выбора центрирующей оснастки в зоне продуктивного комплекса

- к неправильному проектному выбору рациональной длины труб и к ряду других нежелательных последствий (Например, на отечественных промыслах используются 12-метровые бурильные трубы, в отличие от применяемых ведущими зарубежными буровыми подрядчиками 9-метровые, что ведет к росту аварийности в бурении и к росту износа замков по наружной поверхности и замковых резьбовых соединений)

На основании рассмотренной картины плоских и пространственных форм деформации бурильной и обсадной колонны в скважине получены формулы для определения сил взаимодействия бурильной колонны с промежуточной обсадной и со стенками открытого ствола на различных интервалах вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин.

В главе 4 "Износ обсадных и бурильных колонн при бурении глубоких скважин" приведены решения задач по расчету прижимающих усилий, удельных нагрузок, оценке влияния физического состояния ствола скважины и ряда других факторов, позволяющих прогнозировать интенсивность механического износа обсадных колонн и нарушения их технического состояния. Проведенные исследования и анализ работ других исследователей показали, что насечки, риски, наличие твердого сплава на поверхностях трения инструментов в десятки раз увеличивают скорость износа материала обсадных труб. Механическое изнашивание усиливается и при наличии ряда других факторов, например при коррозионном воздействии

Показано, что превалирующим видом износа является продольное (осевое) истирание металла обсадных труб соединительными замками бурильных при спуско-подъемных операциях в процессе последующего углубления скважины, а также отмечено значительное влияние на износ вращения колонны ротором в процессе бурения В незначительной мере (из-за суммарной непродолжительно-

сти процесса) износ промежуточной (технической) колонны усиливается и при вращении бурильного инструмента в процессе проработки скважины Доминирующее наличие при вращении ротором одностороннего желобообразного износа обсадных колонн объясняется тем, что бурильная колонна на большей части длины своей вращается по траектории "вокруг своей искривленной оси" И лишь на отдельных участках может наблюдаться вращение по траектории "вокруг оси скважины" В этом случае будет наблюдаться относительно равномерный износ по всему периметру внутренней поверхности обсадных труб. Наблюдающийся в промысловой практике, как показывает М Л Кисельман, волнообразный (по винтовой линии) вдоль оси обсадных труб желобообразный износ их удовлетворительно объясняется вращением сжатого спирально деформированного участка низа бурильного инструмента по траектории "вокруг своей искривленной оси".

Кроме сквозного протирания, другим последствием абразивного износа обсадных труб замками бурильных и муфтами насосно-компрессорных (в процессе последующей эксплуатации скважины) является смятие эксплуатационных колонн из-за потери первоначальной прочности.

При износе возрастает и возможность потери герметичности обсадных колонн, приводящей к тяжелым последствиям с точки зрения экологического аспекта проблемы.

Наибольший износ промежуточной обсадной колонны в процессе строительства скважины наблюдается на участках скважины с интенсивной локальной кривизной ствола, тес наименьшим радиусом искривления В промысловой практике такие участки, вплоть до так называемых резких перегибов ствола, наиболее часто наблюдаются на верхнем вертикальном интервале скважины, на участках стабилизации зенитного угла и корректировки направления ствола с помощью различного вида специальных откпонителей, устанавливаемых в нижней части КНБК В меньшей мере локальное искривление проявляется на участках естественных спада или набора зенитного угла, т.е там, где при бурении использовались безориентированные КНБК. При необходимости наиболее точного прогнозирования интенсивности износа и оценки возможности протирания обсадных колонн целесообразно дополнительное использование результатов анализа технического состояния обсадных колонн на ранее пробуренных на данном месторождении скважинах

В общем виде при трении бурильной колонны о внутреннюю поверхность промежуточной обсадной колонны наиболее распространенными можно считать два вида механического износа' модель адгезионного износа и абразивный (или т н рельефный) износ. К модели рельефного износа можно отнести износ внутренней поверхности обсадных труб долотом, шероховатой поверхностью замков (в период приработки трущихся поверхностей), абразивным материалом (твердой фазой), содержащимся в промывочной жидкости и "захватываемым" элементами бурильной колонны при ее вращении, и некоторые др. В этих случаях износ происходит в результате однократного воздействия. При адгезионном износе (теория усталостного разрушения) частицы в виде порошка или зерен с более мягкой поверхности вырываются после многократного воздействия в результате адгезионного взаимодействия (возникновения молекулярной связи) микроучастка контакта более мягкой внутренней поверхности обсадных труб с обычно более твердой наружной поверхностью соединительных замков бурильных Как показали выполненные исследования, наиболее значимым (по суммарной величине износа) в промысловой практике является адгезионный износ уже приработанных (обычно не более чем через несколько часов работы) трущихся поверхностей

После выпадения из трущихся поверхностей часть продуктов износа может занимать новое положение с образованием, например, новых адгезионных связей. Возможно и дробление выпавших частиц. Но такие процессы для износа пары "обсадная колонна - элементы бурильного инструмента" доминирующими не являются

Интенсивность износа можно прогнозировать, например, при использовании следующей формулы:

(2)

где

/3 = к2- а - кг. ■(10£)~1+<2у+1) -Д(2у+1) ,

1 + 1

кг 0,5' _1 .2»;

k1 - множитель, определяемый геометрической конфигурацией и расположением по высоте единичных неровностей на поверхностях твердых тел (обычно kl - 0,2);

а - коэффициент перекрытия, равный отношению номинальной площади контакта к фактической,

v - параметр опорной кривой шероховатости трущихся поверхностей, для случая распределения неровностей трущихся поверхностей по закону, близкому к нормальному v s 2;

t' - параметр кривой фрикционной усталости;

о0 - разрушающее напряжение при однократном растяжении, МПа;

к,- - поправочный коэффициент, учитывающий нестационарность нагружения пятен контакта, определяемый по специальным номограммам в зависимости от v

и/';

р - давление на контакте замка со стенкой обсадной трубы, максимальная величина которого, соответствующая начальному периоду износа

р = />ms„ = 0,564^102 /"(/ • г • 0J ), МПа ;

F (кН) - усилие прижатия соединительного замка (длиной I = 13 и наружным диаметром Я = R3) бурильных труб или муфты (длиной / = /« и диаметром R = R„) насосно-компрессорных к внутренней поверхности обсадной колонны радиусом

Гол!

г = rOK R{r.JK -/?)'- кривизна в зоне упругого контакта замка (муфты) с колонной,

0Ъ =0, +в1 - упругая постоянная для случая контакта двух твердых тел, 1.2 р

1,2

Ец и v'r,2 - соответственно, модуль упругости и коэффициент Пуассона для материала каждой из деформируемых поверхностей;

Д - комплексная характеристика шероховатости поверхности, равная для частично приработанных поверхностей (практически интересующий нас случай протирания обсадных колонн соединительными замками бурильных или муфтами

насосно-компрессорных труб после частичной приработки на участках возможного "протирания" обсадных колонн)

А -г5'4 Г"3'4

д «-т0 'Л • р 0!^ ,

аг - коэффициент гистерезисных потерь,

т0 - сдвиговое сопротивление при экстраполяции нормального давления к нулю;

к = — = - коэффициент, характеризующий напряженное состояние на т до

контакте и зависящий от природы контакта, для упругодеформируемых материалов пары трения "обсадная колонна - замок бурильной трубы", который при практических расчетах в соответствии с проведенным анализом (учитывая, что деформация упругих цилиндров тела обсадных труб и замка много больше деформации материала поверхностей их) будем принимать к = 4;

Ь, = 2р = 2,256^10~( ОггЯ~' , м - ширина площадки контакта с радиусом р в начальный период износа, а при наличии износа

Р (кН) - усилие прижатия одного замка или муфты к стенке обсадной трубы,

/< - коэффициент трения замков или муфт о внутреннюю поверхность обсадной колонны,

й - суммарный путь трения ("вояж") при интенсивности износа /,.

Для локально искривленного участка скважины усилие прижатия одного замка или муфты к стенке обсадной трубы или ствола может бьггь определена из полученного выражения

<3)

Здесь у - угол охвата, определяемый по распространенной формуле М М Александрова или по приведенной в работе;

Е1 - жесткость поперечного сечения колонны на изгиб,

в - расстояние между замками;

q - вес единицы длины колонны в скважине;

п - зенитный угол скважины;

/ - интервал инкпинометрии, соответствующий рассматриваемому углу охвата у.

В табл 1 представлены результаты расчета по формуле (2) износа промежуточной обсадной колонны на единицу пути трения (I, мм/мм) и суммарного износа (Г / S), где S- сумма длин спускаемой и поднимаемой колонны за весь цикл бурения скважины (т н "вояж"), глубиной 6000 м при размещении участка локального искривления на глубине 1200 м и при текущих глубинах, равных L, = 3000, 4000, 5000 и 6000 м.

Нэ рис.1 показаны полученные для этих же условий величины износа обсадной колонны SIS в зависимости от осредненной величины сил прижатия F соединительных замков бурильных труб к стенкам ствола скважины Как исходит из анализа табл 1 и рис 1, для рассмотренных условий протирание обсадных колонн наиболее заметно при коэффициентах трения ц = 0,2 .0,3 и более и усилиях прижатия, превышающих какую-то критическую величину (сплошные линии на рис.1), что указывает на необходимость наиболее возможного ограничения в промывочной жидкости при бурении глубоких скважин твердой фазы (т е на целесообразность глубокой очистки раствора, в т.ч и с использованием гидроцикпонных устройств), а также на целесообразность ограничения интенсивности локального искривления ствола в зависимости от глубины и горно-геологических условий проводки скважины

Для сравнения в работе представлены и результаты исследования износа обсадных колонн при вращении бурильного инструмента ротором. При этом суммарный путь трения 1ЛТ замков о стенки ствола определялся для нижней секции бурильных труб из выражения

1,ПТ„ = S „ + = S. +16 Ь.. (4)

где Ь - время механического бурения при конкретном долблении и в породах определенной категории твердости, час.;

п, - частота вращения долота;

d3 - наружный диаметр соединительного замка труб

sm и 13 - средняя длина, соответственно, бурильных труб и соединительных замков к ним.

Таблица 1 - Износ промежуточной обсадной колонны на единицу пути трения (/) и суммарный износ (SIS) на участке локального искривления ствола при

спуско-подъемных операциях в процессе бурения скважины глубиной 6000 м

Параметры Примечания

F, кН 3 6 9 12

Ьь мм 0,097 0,137 0,170 0,194

Pi 7,86 8,21 14,22 16,42

т0(р,), МПа 0,088 0,089 0,271 0,271

1 1 и=0.06, мм/мм 1,0-10"13 1,1-10"la 6,5-1013 10,3-10'13 к = 4; р = 140 ; р = Р1 ; Ь = bi ; Оо = 862 МПа ; m = 0,55

1 1 и=0.14 0,79* 10"lu 0,91 -Ю-10 5,27-1010 8,32-10"10

I I (1=0.22 2,81-10" 3,23-10a 18,62-10э 29,39-10"

1 ! u-0.30 32,6-10'" 37,5-10" 216,3-10" 341,4-10"

£ 1 S 1 м=0.06, MM 0,55-10~5 0,61-10'" 3,56-10" 5,67-10'5 i-4 — Locb irax = =6000м

£ 1 S | ii=o,i4 0,43-10* 0,50-10* 2,90-10"2 4,58-10*

£ I S I ц=0,22 0,154 0,178 1,024 1,616

£ I SI м=о.зо 1,79 2,06 11,89 18,78

£ I S | n=o.06, MM 0,33-10"" 0,36-10"5 2,13« Ю-5 3,37.10" 1-3 = 5000 M

£ I SI n-o.i4 0,26-10"2 0,30-10" 1,72-10* 2,72-10*

£ I S I ц=0 22 0,092 0,106 0,609 0,961

£ I SI м=о.зо 1,07 1,23 7,07 11,16

£ I S I ц=о,об, мм 0,17-10"5 0,19-10-" 1,12-10" 1,78-10* Ц = 4000 M

£ I SI n=o.i4 0,14-10* 0,16-10* 0,91-10* 1,44-10*

£ 1 S 1 it=0.22 0,049 0,056 0,322 0,508

£ 1 S1 ц=о,зо 0,56 0,65 3,74 5,91

£ 1 SI ^=о.об, мм 0,074-10'5 0,081 • 10"ь 0,481-10'5 0,762-10" L2 = 3000 M

£ 1 S1 u=o.i4 0,058-10* 0,067 • 10* 0,390-10* 0,616-10*

£ I S 111=0,22 0,021 0,024 0,138 0,217

£ 1 S 1 ц=о.зо 0,24 0,28 1,60 2,53

6 9

Усилие прижатия - Р, кН

Рисунок 1 - Влияние усилия прижатия Яна изменение износа (£15} промежуточной обсадной колонны соединительными замками бурильных труб при спускоподъемных операциях; ц - коэффициент трения, I - глубина скважины

Результаты расчетов приведены в табл.2 При этом было принято общее (проектное) время механического бурения I Ь = 51 • 24 = 1224 часа; общий (проектный) расход долот /3 =140; расход долот до спуска промежуточной обсадной колонны перекрывшей интервал локального искривления ствола /3 ^ . и>« = 12 ; средняя (доминирующая) частота вращения долота Лф = 56 мин"1 ¡остальные исходные данные соответствуют условиям табл. 1 и рис. 1.

Таблица 2 - Износ промежуточной обсадной колонны на единицу пути трения (/) и суммарный износ (ИБрот) от вращения колонны ротором на участке ло-

кального искривления ствола в процессе бурения скважины глубиной 6000 м.

Параметры Примечания

Р, кН 300 600 900 1200

Ь-|, мм 0,097 0,137 0,170 0,194

Р1 7,86 8,21 14,22 16,42

То(рт), МПа 0,088 0,089 0,271 0,271

11 д=0,06 ■ мм/мм 1,0-10'" 1,1-10" 6,5-10'" 10,3-10" к = 4; 0 = 140; р = Рь Ь = Ь-ь о0 = 862 МПа; т = 0,55

I I и=0,14 0,79-10'10 0,91-10"10 5,27-10'10 8,32-10"10

I I и=0,22 2,81-Ю* 3,23 •10"а 18,62- 10'а 29,39-10'а

I I ц-0,30 32,6-Ю'9 37,5-10"э 216,3-10* 341,4-Ю'а

£ 1 в 1,4=0.06, мм 1,03-10"ь 1,13-10" 6,70-10"5 10,61 • 10"ь 1-4 — (-СКВ тах = =6000м

£! Э1 ц=о,14 0,81 • 10* 0,94-10'2 5,43-10* 8,57-10 2

£ 1 Э | д=0,22 0,29 0,33 1,92 3,03

£ 1 Б1 ц=озо 3,36 3,86 22,28 36,19

£ 1 БI и=о.об, мм 0,72-10' 0,79-10"5 4,65-Ю'ь 7,37-10'5 1-3 = 5000 М

£ 1 Э | Ц=0,14 0,57-10'2 0,65-10* 3,77-10"2 5,96-10'г

£ I Б I ц=022 0,20 0,23 1,33 2,10

£ I ЭI цл,зо 2,33 2,69 15,49 24,44

£ I ЭI „=0.06, мм 0,40-10" 0,44-10'5 2,61 • 10"" 4,14-10'5 1-2 = 4000 м

£ I Б I ц=0,14 0,32-10 2 0,37-10"* 2,12-10"2 3,34-10'2

£ I Э | ,1=0.22 0,11 0,13 0,75 1,18

£ 1 Б1 и=о.зо 1,31 1,51 8,69 13,72

£181 ц=о.об, мм 0,23-10"'' 0,25-10'5 1,46-10 5 2,32-Ю'ь Цг = 3000 м

£ 1 БI ц=о.и 0,18-10'* 0,20-10"2 1,18-Ю2 1,87-Ю'г

£ I Э| ,4-0,22 0,06 0,07 0,42 0,66

£151 ц=о,зо 0,73 0,84 4,87 7,68

Из сравнения данных таблиц 1 и 2 видно, что для условий данного примера износ при вращении ротором (из-за многократно большего суммарного пути трения) выше, чем при спуско-подъемных операциях. Следовательно, в данных условиях целесообразно использование комбинации различных способов бурения и ряда других профилактических мероприятий по снижению износа.

Для реальных условий проводки скважин основными методами предупреждения истирания замков бурильных и протирания обадных колонн могут являться- уменьшение коэффициента трения /г путем внесения смазывающих добавок (нефть, СМАД и др.) в промывочную жидкость;

- ограничение допустимой величины интенсивности локального искривления ствола путем снижения осевой нагрузки на долото;

- использование протекторов, устанавливаемых на бурильных трубах,

- применение специальных компоновок низа колонны, повышенной жесткости, более устойчивых к изменению горно-геологических и технологических условий проводки скважин, а также снижение сил прижатия F путем специального, как правило не реализуемого на практике, подбора типоразмера бурильных труб, т.е. изменения конструкции колонн бурильных труб.

Снижение коэффициента трения ц, как показано в табл.1...2, многократно снижает интенсивность износа Величина ц в общем виде может быть представлена:

H=H0-aV-pw, (5)

где fio - коэффициент трения покоя,

а и Р - коэффициенты, учитывающие влияние скорости V и ускорения W продольного перемещения колонны в скважине.

Из приведенной формулы видно, что с увеличением скорости спуска или подъема колонны коэффициент трения уменьшается Поэтому Jl.A. Алексеевым, Г В Конесевым, Р М Сакаевым и др. предлагается для уменьшения интенсивности износа увеличить скорости движения бурильных колонн при спуско-подъемных операциях.

Некоторый резерв снижения износа заключается в использовании наддо-лотных демпфирующих устройств и различного вида антивибрационных составных компоновок бурильных колонн. В этих случаях увеличивается проходка на долото, снижается общее количество спуско-подъемных операций и, соответственно, уменьшаются путь трения и общая величина износа.

По результатам инклинометрии скважины целесообразной может оказаться и установках на отдельных участках с локальным искривлением ствола, превышающим предельно допустимую величину (определяется расчетным путем), обсадных труб с повышенной толщиной стенки или, хуже, более высокой прочности. В последнем случае прочность внутренней поверхности обсадных труб не должна быть ниже твердости контактирующих с ними замков или муфт Причем возможность установки обсадных труб с повышенной толщиной стенки целесообразно предусматривать уже на стадии проектных расчетов

Метод снижения сил прижатия путем облегчения общего веса бурильной колонны с заменой в ней части стальных бурильных труб легкосплавными менее изучен, хотя и представляет определенный практический интерес. Для прогнозирования износа в этом случае представим формулу (2) для определения интенсивности износа на единицу длины пути трения в виде

где V г 2 - параметр опорной кривой шероховатости трущихся поверхностей;

/'-параметр кривой фрикционной усталости;

Р = Р^= 0,564-^Ю2 /"(/ • г ■ Оу)"' , МПа ,

Г (кН) - усилие прижатия соединительного замка (длиной I - 13 и наружным диаметром Я = Ял) бурильных труб или муфты (длиной / = /„ и диаметром Я = Я«) насосно-компрессорных к внутренней поверхности обсадной колонны радиусом

г = Гок Я (г0к - R)'1 - кривизна в зоне упругого контакта замка (муфты) с колонной,

92. = 0г + вг - упругая постоянная для случая контакта двух твердых тел;

Егг (МПа) и У1:г - соответственно, модуль упругости и коэффициент Пуассона для материала каждой из деформируемых поверхностей;

остальные обозначения соответствуют формуле (2)

В этом случае получаемая из формулы (6) прогнозируемая величина износа J или относительная будут соответствовать выражению

(6)

J ( F V+'

а определение ее резко упрощается.

Для наглядного примера влияния на интенсивность износа промежуточных обсадных колонн снижения усилий прижатия к ним замков бурильных труб на участке локального искривления ствола, например, путем замены части стальных труб (СБТ) на легкосплавные (ЛБТ) на рис 2 представлена построенная по формуле (7) зависимость относительной величины износа М0 от интенсивности локального искривления ствола, характеризуемого определяемым геометрическим путем, так называемым углом обхвата

у = 180— = 0,5[(со5Дф-1) соь(а +а )-(со8Д<р + 1)со5Да], (8)

определяемым по интенсивности приращения, на концах интервала инклиномет-рических замеров длиной /, зенитного угла Аа= од - а ¡' 1 и азимута А(р =<р,-фГ1. Здесь р - радиус локального искривления ствола. Приведенная зависимость построена для случаев использования (изнашивающих промежуточную обсадную колонну) бурильных труб СБТ 127x9 и ЛБТ 141x11 длиной 12 и 9 м, растягиваемых собственным весом колонны длиной I =3000 м с УБТ 178 длиной 1.3=150 м и весом 6=225 кН. За базовый принят износ при применении СБТ 127x9 длиной з=12 м на участке ствола с углом охвата у=4о/100 м. Параметры /' и V приняты равными I' =7,9 и у=2, растягивающая нагрузка

где ц' - вес единицы длины труб в жидкости с удельным весом 0,012 Н/см3.

Здесь следует иметь в виду, что формулой (7) удобно пользоваться при наличии какой-то базовой «Л, или допустимой [Л] величины износа, определяемой по результатам стендовых испытаний или анализа фактического износа промежуточных обсадных колонн в ранее пробуренных на данном месторождении скважинах.

Из рис. 2 видно, что износ замков и, соответственно, вероятность протирания обсадных колонн можно многократно уменьшить снижением жесткости труб (в т.ч. и заменой СБТ на ЛБТ), облегчением веса колонны и, в меньшей мере, заменой 12-метровых труб 9-метровыми.

Рисунок 2 - Влияние кривизны ствола и типоразмера труб на интенсивность

износа.

В этих случаях возможен полный или частичный отказ от ограничения скорости проводки скважины, вынужденно применяемый в ряде случаев, с целью снижения интенсивности локального искривления ствола.

В ряде нефтегазодобывающих регионов эксплуатационный ресурс бурильных труб и др элементов колонны предопределяется не только усталостным и коррозионно-усталостным разрушением СБТ и УБТ, а также абразивным износом резьбовых соединений, но и механическим износом наружной поверхности замков и УБТ. Поэтому с использованием формулы (6) и рассмотренных сил взаимодействия со стенками ствола скважины разработана и аналитическая модель прогнозирования абразивного износа основных элементов бурильной колонны (ЛБТ - по телу и замкам, СБТ - по замкам, УБТ) Дифференцированно рассмотрены картины износа в процессе спуско-подъемных операций и при вращении бурильной колонны ротором Подтверждено, что износ замков в зависимости от характера вращения рассматриваемого участка колонны в скважине может иметь концентричный (близкий к равномерному по окружности - вращение вокруг своей оси), эксцентричный (вращение вокруг оси скважины) или комбинированный (различ-

ные промежуточные виды вращения) характер Из-за удовлетворительности практическим целям обычно рассматриваются только первые два вида износа При определенных величинах осевых нагрузок эксцентричный износ может вызываться и изогнутостью труб, возникающей, например, при раскреплении свечей с помощью только одного ключа и клиновых захватов, т е при нарушении технологии раскрепления

Следует также отметить, что абразивный износ обсадных колонн и замковых соединений бурильных труб заметно зависят от промывочной жидкости В промысловой практике для снижения коэффициентов трения в растворы вводятся смазывающие добавки (СМАД-1; кубовые остатки синтетических жирных кислот, омыленные жирные кислоты; гудрон соапстока; некоторые виды ПАВ - сульфанол, ОП-Ю и др.).

Фрикционные свойства снижают применением высококачественных глинопо-рошков и утяжелителей, улучшением очистки растворов. Наименьшими показателями фрикционных свойств обладают растворы, содержащие нефтепродукты с длинными углеводородными цепями (окисленный петролатум, синтетические жирные кислоты и т.п). Используется на промыслах и такая смазочная добавка, как сырая нефть

Таким образом, рассмотренные основные факторы механического износа колонн, приводящие к нарушению их технического состояния и герметичности скважины, в цепом, позволили подтвердить или установить, что проведение спуско-подъемных операций, бурение, фрезерные и Другие виды работ при строительстве скважины могут привести к интенсивному механическому изнашиванию, вплоть до полного истирания обсадных труб на отдельных участках ствола, а также к возникновению аварийных ситуаций с бурильной колонны. Полученные результаты позволяют по совокупности факторов и эксплуатационных данных дать оценку остаточной прочности обсадных и бурильных колонн с учетом выполненных или намечаемых к выполнению видов и объемов работ в скважине. Выделить потенциально опасные с точки зрения износа интервалы обсадных колонн. Уменьшить величину и скорость их износа Более обоснованно решить вопросы о возможности и целесообразности проведения профилактических мероприятий, которые по своей функциональной направленности можно разделить на организационные, технические и технологические. Так, например, при прогнозировании или при выявлении (по результатам инклинометрических замеров в скважине) потенциально

опасных участков ствола на них могут быть установлены обсадные трубы с большей толщиной стенки или прочностью, чем предусмотрено проектом

В отдельных случаях (в зависимости от условий эксплуатации) целесообразной может оказаться и оценка остаточной (текущей) прочности обсадной колонны на избыточное внутреннее и наружное давления с учетом результатов инструментальных и аналитических исследований технического состояния колонны. Методы инструментальных исследований известны Но они связаны с существенными затратами времени и средств Поэтому наряду с инструментальными могут быть реализованы и разработанные в работе аналитические методы.

Износ обсадных колонн сопровождается чаще всего неравномерным односторонним желобообразным уменьшением толщины стенки обсадных труб В отдельных случаях износ может быть равномерным по окружности или с образованием нескольких желобообразных выработок При равномерном износе по толщине стенок труб оценка остаточной прочности не вызывает проблемы. Она может быть осуществлена по известной общепринятой методике расчета на прочность новых обсадных колонн.

В главе 5 "Износ резьбовых соединений бурильных труб" представлены результаты исследований влияния различных эксплуатационных факторов на срок службы замковых резьб различных элементов бурильной колонны

Для оценки износа резьбовых соединений предложено использовать метод контроля расстояния И между упорным торцом муфты и уступом ниппеля, замеряемым перед началом свинчивания. Частота замеров величины И принята равной трем циклам свинчивания-развинчивания - для УБТ, 5-и - для СБТ и 10-и -для ЛБТ (до величины И = 22...23 мм ).

Раскрыта количественная картина влияния приработки резьбовых соединений на их эксплуатационный ресурс Показано, что снижение износа резьб обеспечивается созданием требуемой шероховатости трущихся поверхностей и образованием на них т н островных пленок мягких металлов, переносимых из резьбовых смазок Исследование механизма такого переноса обеспечивает разработку рациональных требований к типу и составу смазок

Произведена оценка влияния веса бурильных свеч на эксплуатационный ресурс замковых резьб при использовании отдельных видов смазок Так, например, если для 215,9-мм скважин принять в качестве базовой износостойкость замковых

резьб СБТ 127 х 9,19 , то износостойкость ЛБТ 147 х 11 составляет 219 %, УБТ 178 х 90 - 25 % , УБТ с винтовым оребрением наружной поверхности - 36 % .

Установлено, что пленки мягких металлов (¿п, РЬ), входящих в состав резьбовых смазок, формируются при первых циклах свинчиваний-развинчиваний резьбовых соединений и толщина этих пленок мало изменяется в период последующей эксплуатации, что предъявляет соответствующие требования к периоду предварительной приработки новых резьб.

Промысловая апробация влияния предварительной приработки было проведена на буровой 618 Известинской площади. Полученные в результате испытаний корреляционные зависимости величины Ь от количества свинчиваний-развинчиваний п имеют вид

для резьб с предварительной приработкой -

й = 32,0 - 0,076л0'91; (9)

без предварительной приработки -

А =32,0-0,087«"'". (10)

Проведенный по результатам промысловых исследований в Западной Сибири анализ показал, что износостойкость резьбовых соединений в результата предварительной приработки, по предложенной технологии, увеличивается на 50...55%.

Металлографический анализ образцов различных видов резьбовых соединений подтвердил, что предпочтительной структурой металла замковой резьбы является сорбит отпуска. Эта структура обеспечивает относительно наиболее удовлетворительные свойства. Отличные от сорбита структуры, которые можно объяснить нарушениями режимов термообработки, обладают, как показали результаты испытаний, более низкой износостойкостью.

При испытаниях использовались различные типы резьбовых смазок Например, при многократных свинчиваниях-развинчиваниях с применением в качестве резьбовой смазки состава ГС-1 , а также смеси машинного масла с дизельным топливом и порошком графита резьбовые соединения с поверхности зуба на глубину до 0,3. .0,4 мм имеют более светлую зону при травлении, отличную от основного металла Наличие этой зоны свидетельствует о частичном обезуглероживании поверхности трения При замере твердости образцов на расстоянии 3...4 мм

от поверхности отмечено повышение твердости на 2 3 единицы по Роквеллу У образцов, испытанных с применением смазки Резьбол-ОМ, обезуглероженный слой отсутствовал, что свидетельствует о более качественных трибологических свойствах

При проведении испытаний было отмечено, что замена части СБТ на ЛБТ позволила не только увеличить эксплуатационный ресурс замковых резьб, но и снизить энергетические затраты на спуско-подъемные операции. Так, например, в условиях проведения испытаний в 215,9-мм скважине глубиной 3000 м на Известинской площади затраты на подъем бурильного инструмента с СБТ составили 91,3 * 103 кВт'час, а с ЛБТ - 14,3 * 103 кВт'час .

Проведенные исследования позволили выявить и степень снижения эксплуатационного ресурса резьбовых соединений труб в промысловых условиях по сравнению со стендовыми Для условий проведения экспериментов в Западной Сибири это снижение составило для СБТ - 85...87 %; для ЛБТ - 80 ..83 %, для УБТ- 90...92% .

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Проведенные исследования устойчивости, упругодеформированного состояния, условий взаимодействия и износа обсадной колонны и основных элементов бурильной в вертикальных искривленных и наклонных скважинах позволили установить или подтвердить следующее:

1 На вертикальном участке ствола растянутая часть колонны обсадных или бурильных труб (при отсутствии крутящего момента) принимает форму, близкую к оси скважины На колонну действуют растягивающие нагрузки, а на участках локального искривления ствола в поперечном сечении труб дополнительно возникают вызываемые поперечными нагрузками изгибающие напряжения В промысловой практике при бурении глубоких скважин на этих участках наблюдаются аварийные ситуации, проявляющиеся в протирании обсадных колонн или в нарушении их герметичности, а также в попомках бурильных труб, в том числе связанных с их мапоцикловым усталостным разрушением по телу вблизи замковых соединений

2 Сжатая часть нефтепромысловой колонны с элементами круглого поперечного сечения теряет продольную устойчивость в скважине только один раз с

последующей упругой деформацией своей оси в виде какой-то пространственной (в простейшем случае, спиралеобразной) кривой Дальнейший рост величины сжимающей нагрузки сопровождается эквивалентным ей постепенным наращиванием потенциальной энергии изгиба Деформация колонны происходит в плоскости цилиндра При этом скачкообразных изменений форм упругой деформации колонны, соответствующих критериям потери устойчивости 2-го, 3-го и последующих родов (по Эйлеру) не происходит.

3 В наклонной скважине между сжатым спирально деформированным участком колонны и нейтральным сечением может наблюдаться деформация труб в виде змейки, лежащей на нижней стенке ствола Однако заметного роста на увеличение сил взаимодействия бурильной колонны с обсадной или со стенками открытого ствола скважины такая деформация не оказывает и поэтому в расчетах может не учитываться.

4 Игнорирование влиянием криволинейности поверхности ствола скважины или внутренней стенки обсадной колонны на упругую пространственную деформацию сжатого участка колонны бурильных труб или НКТ в скважине ведет к занижению в 1,8 раза расчетных усилий прижатия муфт или замков к стенке ствола или обсадных труб и, соответственно, к более интенсивному износу внутренней поверхности обсадной колонны.

5 Интенсивность износа можно уменьшить, вплоть до кратной величины, путем снижения коэффициентов трения (использованием смазочных добавок в промывочную жидкость и лучшей её очисткой), уменьшением сил прижатия замков к стенке обсадной колонны (заменой части СБТ на ЛБТ, снижением интенсивности локального искривления на отдельных участках ствола и др.), целенаправленной комбинацией бурения ротором и забойными двигателями и использованием ряда других технико-технологических мероприятий Для уменьшения износа обсадных труб на потенциально опасных участках ствола целесообразно на стадии проектирования предусматривать превышение твердости (группы прочности) обсадных труб над твердостью материалов соединительных замков и муфт бурильных труб, НКТ, штанг и ряда других инструментов, спускаемых в скважину

6 Разработаны усовершенствованные режимы предварительной приработки замковых резьб элементов бурильной колонны (момент свинчивания - 80 % от номинального момента крепления; скорость свинчивания 4 6 мин"', количество циклов свинчивания-развинчивания - 5 6 и др ) Обеспечение этих режимов по-

зволипс увеличить эксплуатационный ресурс в условиях проведения испытаний в Западной Сибири - до 50 %

7 Получены корреляционные зависимости, позволяющие прогнозировать эксплуатационный ресурс замковых резьб для различных типов труб (СБТ, ЛБТ и УБТ) с проведением операций предварительной приработки резьбовых соединений и использованием различных видов резьбовых смазок, что позволяет сократить общий расход бурильных труб (в частности, в Западной Сибири в АО "Пур-нефтегазгеология" - до 37 % в год) Показано значительное влияние веса свечи на интенсивность износа замковых резьб

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1) Рекин С А , Янтурин А Ш Устойчивость, упругая деформация, износ и эксплуатация бурильных и обсадных колонн (Механика системы «колонна - скважина - пласт»).- Санкт-Петербург- Недра, 2005,- 460 с.

2) Рекин С А Износ и коррозия бурильных и обсадных колонн при строительстве и эксплуатации скважин.-М ■ ВНИИОЭНГ, 2001,- 44 с.

3) Рекин С А, Файн Г М Выбор моделей для прогнозной оценки работы бурильной колонны / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -М ВНИИОЭНГ, 1995-№ 6-С 15

4) Рекин С А , Файн ГМК прогнозной оценке перспектив применения бурильных труб из сплавов алюминия (ЛБТ) в АО "Пурнефтеазгеология" // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -М ВНИИОЭНГ, 1995.-№ 7-8.-С.6.

5) Рекин С А , Файн Г.М Оценка влияния предварительной приработки замковых соединений бурильных труб на их долговечность в процессе эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,-М..ВНИИОЭНГ, 1996.- № 1-2. С. 38.

6) Рекин С А., Файн Г.М. Влияние веса свечи бурильных труб на износостойкость замковых соединений // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- М.:ВНИИОЭНГ, 1996,- №3, С. 11.

7) Рекин С А , Файн Г М , Любинин И.А Выбор антифрикционных резьбовых смазок для замковых соединений элементов бурильной колонны // Строительство

нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М. ВНИИОЭНГ, 1996,- № 3, С. 12.

8) Рекин С А , Файн Г М., Любинин И А Исследование изменений геометрических параметров замковой резьбы бурильных труб при их многократном свинчивании-развинчивании // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- М.ВНИИОЭНГ, 1996.- № 11, С. 40.

9) Рекин С А , Файн Г М , Любинин И А Промысловые испытания резьбовых смазок II Сборник' Актуальные проблемы переработки нефти и перспективы производства смазочных материалов в Узбекистане -Ташкент Фергана, 1996,- С. 178.

10) Рекин С А, Файн ГМ, Любинин И А Исследование механизма смазочного действия резьбовых смазок Сборник// Актуальные проблемы переработки нефти и перспективы производства смазочных материалов в Узбекистане -Ташкент Фергана, 1996- С. 174.

11) Рекин С А , Конесев Г В , Янгиров Ф Н Смазочные материалы для резьбовых соединений бурильных труб И Сборник 48 научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых,- Уфа, 1997,- С.17.

12)Рекин С А., Янгиров Ф Н. Разработка смазочных материалов для резьбовых соединений бурильных труб // Сборник: всероссийской конференции молодых ученых, специалистов по проблемам газовой промышленности России

13) Рекин С А, Файн ГМ Оценка влияния исходной микроструктуры материала бурильных замков на их эксплуатационный ресурс // Сборник трудов' Нефтегазовое дело,- Самара, 1997.- С.31-36.

14) Рекин С А, Файн ГМ, Любилин И. А Исследования взаимодействия антифрикционного герметизирующего резьбового состава с поверхностью сопрягаемых замковых резьбовых соединений бурильных труб И Сборник трудов: Нефтегазовое дело,- Самара, 1997 - С. 37/

15) Рекин С А , Файн Г.М К выбору стандартизуемого параметра эксплуатационного ресурса замковых соединений элементов бурильной колонны // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа - М Нефть и газ, 998 -№ 2 1998

РОС НАЦИОНАЛ1 НЛЛ БИБЛИОТЕКА С. Петербург Ю М ш

16) Рекин С А , Файн ГМК сертификационным испытаниям замковых соединений элементов бурильной колонны // Надёжность и сертификация оборудования для нефти и газа - M Нефть и газ, 998 -№ 3 1998

17)Рекин С А, Файн Г M Сертификационные испытания по оценке эксплуатационного ресурса замковых соединений элементов бурильной колонны // Надёжность и сертификация оборудования для нефти и газа - M • Нефть и газ, 998 -N2 3 1998

18)Рекин С.А, Файн Г.М. К оценке эксплуатационного ресурса замковых резьб элементов бурильной колонны // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- М. ВНИИОЭНГ, 1995.- № 7-8.- С. 6.

19)Мулюков Р А , Ковтуненко C.B., Рекин С.А, Янгиров Ф.Н., Конесев Г.В., Мавлю-тов М.Р., Исмаков Р.А Уплотнительная низкотемпературная пластичная смазка для резьбовых соединений бурильных труб "УГС" I Патент РФ № 2136722, Бюл №25, 10 09.1999

20) Рекин С А, Файн Г M Применение труб из сплавов алюминия для лифтовых колонн, эксплуатирующих скважины с агрессивными средами // Надёжность и сертификация оборудования для нефти и газа,- М.: Нефть и газ, 2002.-№ 2.

21)Рекин С А, Янтурин АШ Основные аспекты выбора центрирующей оснастки обсадных колонн // НТЖ "Нефтепромысловое дело". - M • ВНИИОЭНГ, 2002,-№ 4 - С. 24-26

22) Рекин С А , Янтурин Р А Центрирование обсадной колонны на участках набора и спада зенитного угла скважины // НТЖ "Нефтепромысловое дело". - M : ВНИИОЭНГ, 2002 - № 5,- С. 33-36.

23) Рекин С А Влияние локальной интенсивности искривления вертикального участка ствола на центрирование обсадной колонны в скважине // НТЖ "Нефтепромысловое дело" - M • ВНИИОЭНГ, 2002 - № 4,- С. 39-41.

24) Рекин С А, Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Л, Шайхаттаров ФХ. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудования в сероводородсо-держащих средах // НТЖ "Нефтепромысловое дело". - М.. ВНИИОЭНГ, 2002-№5 С. 38-41.

25) Рекин С А , Янтурин Р А Частота размещения и жесткость центраторов обсадкой колонны на наклонных и горизонтальных участках скважины // НТЖ "Нефтепромысловое дело". - M ' ВНИИОЭНГ, 2002 - № 8. С. 39-41.

26)Рекин С А , Газаров А Г , Абуталипов У M Модифицированный параметр Зом-мерфильда для исследования трения штанг и труб // Сб науч.тр Башнипи-нефть - Уфа 2001 - Вып 106 - С 54-59.

27) Рекин С А , Газаров А Г Лабораторный стенд для исследования трения и износа оборудования при бурении и эксплуатации скважин // Сб тезисов докладов научно-практической конференции - Уфа: Башнипинефть, 2002 - С. 172.

28) Рекин С А , Янтурин РАО необходимости дифференцации требований к центрированию обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах / Сб. тезисов докладов научно-практической конференции - Уфа: Башнипинефть, 2002,- С. 173.

29) Рекин С А Инструкция по расчету скважинных колонн для сероводородсодер-жащих месторождений/ ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГАЗ" - Москва, 2002 - 40с.

30)Уразаков К.Р , Газаров А Г, Рекин С.А., Валишин Ю.Г., Минликаев В 3 Устройство для испытания материалов на трение и износ / Полезная модель. Свидетельство № 25352 U17 G013/56 Б.И.№ 27 от 27 09.2002.

31)Янтурин РА, Рекин С.А О влиянии упругодеформированного состояния компоновки низа бурильной колонны на локальную кривизну ствола // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов Проблемы и решения Уфа- Изд-во "Монография", 2003 Выпуск IV.- С 166-173.

32) Рекин С.А , Резванов M А , Уразаков К Р Муфта для бурильных и насосно-компрессорных труб / Патент РФ N2 2209293, Бюл. № 21, 27.07.2003

33) Уразаков К Р , Громов Б H , Рекин С А , Агамалов Г Б. Стенд для испытания материалов на трение и износ / Патент РФ № 2235307, Бюл № 24, 27.08.2004

34)Уразаков КР, Янтурин А.Ш , Рекин С А., Агамалов Г.Б. Определение допускаемого момента вращения колонны НКТ или обсадных труб II Сбнаучтр. Башнипинефть - Уфа, 2004.- Вып 116 - С. 43-49.

35) Рекин CAO силе трения при спуске и подъеме бурильной колонны в наклонно направленные скважины // Сб науч тр Башнипинефть - Уфа, 2004 - Вып 116-С 132-141.

36) Рекин С А , Матвеев А Б , Набутовский 3 А., Добренков А.Н К выбору герметизирующих смазок для резьбовых соединений НКТ сероводородсодержащих месторождений // Наука и техника в газовой промышленности -2002.-№3.-С 2022.

37) Рекин С А Выбор отечественных материалов для изготовления труб нефтяного сортамента применительно к условиям сероводородсодержащих месторождений ОАО "Газпром" / Материалы отраслевого совещания ОАО "Газпром" по теме методы и технологии противокоррозионной защиты, новые материалы и оборудование для защиты магистральных газопроводов, коммуникаций подземных и морских промыслов, ГПЗ, ПХГ от различных видов коррозии (Саратов, 2003 г ). - М. ООО "ИРЦ Газпром", 2004.- С.164-170.

38) Матвеев А Б , Набутовский 3 А, Рекин С.А. Ингибирующая смазка для резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб, эксплуатирующихся на сероводородсодержащих месторождениях/ Материалы отраслевого совещания ОАО "Газпром" по теме методы и технологии противокоррозионной защиты, новые материалы и оборудование для защиты магистральных газопроводов, коммуникаций подземных и морских промыслов, ГПЗ, ПХГ от различных видов коррозии (Саратов, 2003 г ) - М ООО "ИРЦ Газпром", 2004 С 79-84.

39) Рекин С А , Матвеев А Б Обеспечение длительной защиты резьбовых соединений обсадных и насосно-компрессорных труб, эксплуатирующихся на сероводородсодержащих месторождениях // НТЖ Нефтепромысловое дело,-2004,- №9 - С. 54-56.

40) Щербаков Б.Ю , Рекин СА, Емельянов А В Результаты стендовых и промысловых испытаний новых конструкций резьбовых соединений обсадных труб для нефтяных и газовых скважин // Нефть и капитал -2004г -№5,- С 42-48.

41) Рекин С.А, Янтурин А.Ш , Алексеев ДЛ. Инструкция прогнозирования износа промежуточных обсадных колонн при бурении глубоких вертикальных скважин/ ОАО "Газпром" - ООО "ВНИИГАЗ", 2005.- 60с.

РЕКИН СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Лицензия на издательскую деятельность Na Б848184 от 21.04 99 г. Подписано в печать 25.10.2005 г. Формат 60x841/ie. Усл.печ л 2,09. Бумага офсетная. Гарнитура Arial. Тираж 100 экз. Заказ № 25-10. Печать методом ризографии.

Типография ГУП НИИБЖД РБ 450005, Уфа, ул. 8 Марта, 12/1.

0 4 3J

РНБ Русский фонд

2006-4 22412

Содержание диссертации, доктора технических наук, Рекин, Сергей Александрович

СОДЕРЖАНИЕ.:.

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ В ОБЛАСТИ РАЗРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ИЗНОСА ОБСАДНЫХ И БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН.

1.1 Основные виды и причины отказов обсадных колонн.

1.2 Износ обсадных колонн при строительстве скважин.

1.3 Надёжность колонны бурильных труб при строительстве скважин.

1.3.1 Абразивный износ наруэюной поверхности бурильных труб, соединительных замков и УБТ.

1.3.2 Износ замковых резьб бурильных труб. выводы.

2 УСТОЙЧИВОСТЬ БУРИЛЬНОЙ И ОБСАДНОЙ КОЛОНН В СКВАЖИНЕ.

2.1 Общие положения.

2.2 Устойчивость колонны в вертикальной скважине.

2.2.1 Устойчивость невращающейся колонны.

2.2.2 Вращение колонны ротором.

2.3 Продольная устойчивость колонны труб в наклонной скважине.

Выводы.

3. УПРУГОДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ОБСАДНОЙ И БУРИЛЬНОЙ КОЛОНН В ВЕРТИКАЛЬНЫХ И НАКЛОННЫХ СКВАЖИНАХ.

3.1 Общие положения.

3.2. упругодеформированное состояние бурильной колонны в наклонной скважине.

3.3 упругодеформированное состояние направляющего участка бурильной колонны (КНБК) в вертикальной скважине.

3.4 Пространственная спиральная деформация колонны труб в наклонной скважине.

3.5 Спиральный изгиб растянутой части бурильной колонны при роторном бурении.

3.6 Влияние соединительных замков (муфт) труб на спиральную деформацию колонны

3.7 Продольно-поперечный изгиб бурильных труб в наклонной скважине.

3.8 Силы прижатия бурильной колонны к стенке обсадной колонны или открытого ствола скважины при плоских формах деформации.

3.8.1 Участки локального искривления ствола.

3.8.2 Наклонная скваэюина.ПО выводы.

4 ИЗНОС ОБСАДНЫХ И БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН ПРИ БУРЕНИИ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН.

4.1 Интенсивность износа колонн.

4.2 износ промежуточных обсадных колонн при спуско-подъёмных операциях.

4.3 износ обсадных колонн при вращении бурильного инструмента ротором.

4.4 Снижение интенсивности износа обсадных колонн.

4.5 Прогнозирование износа обсадных колонн по результатам анализа технического состояния обсадных колонн в скважине или стендовых испытаниях натурных образцов.

4.6 Другие виды износа обсадных колонн.

4.7 износ элементов бурильных колонн.

4.7.1 Влияние упругой деформации и характера вращения, бурильного инструмента на виды износа основных элементов колонны.

4.7.2 Износ соединительных замков бурильных труб при спуско-подъёмных операциях.

4.7.3 Износ соединительных замков при спуско-подъёмных операциях.

4.7.4 Износ соединительных замков бурильных труб при вращении колонны ротором.

4.7.5 Износ УБТ. выводы.

5 ИЗНОС РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ.

5.1 Основные элементы механики износа замковых резьб.

5.2 Результаты исследований износа резьбовых соединений.

5.2.1 Взаимодействие резьбовой смазки с поверхностью резьбы.

5.2.2 Влияние предварительной приработки на эксплуатационный ресурс замковых резьб.

5.2.3 Влияние типов антифрикционных герметизирующих составов на эксплуатационный ресурс резьбовых соединений.

5.2.4 Влияние веса свечи бурильных труб на эксплуатационный ресурс замковых резьб.

5.2.5 Изменение геометрических параметров резьбы при многократном свинчивании-развинчивании.

5.2.6 Результаты металлографических исследований.

5.3 Регламентация технологических требований, обеспечивающих повышение эксплуатационного ресурса замковых резьб.

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин"

Эксплуатационный ресурс соединительных замков бурильных труб при спуско-подъёмных операциях ограничивается износостойкостью замковых резьб. Поэтому для большей части отечественных нефтегазодобывающих регионов актуальными являются вопросы рационального использования труб и применение технологических методов снижения износа замковых резьб.

Основные виды износа обсадных и бурильных колонн, из-за необходимости предварительного изучения их упругодеформированного состояния в скважине, до настоящего времени исследованы недостаточно полно. В результате, в промысловой практике доминирует эмпирический метод, затрудняющий возможность прогнозирования долговечности крепи скважин и возникновения аварийных ситуаций. Поэтому для комплексной оценки и обеспечения возможности прогнозирования различных видов износа промежуточных обсадных колонн и бурильного инструмента в работе рассмотрены условия потери устойчивости, различные виды и основные параметры упругодеформированного состояния обсадных труб и бурильного инструмента в скважине.

Основные задачи исследований

1. Анализ и исследование основных причин, вызывающих протирание обсадных колонн и абразивный износ элементов бурильного инструмента в глубоких вертикальных и наклонных скважинах.

2. Исследование вопросов устойчивости, пространственного упругодеформированного состояния и взаимодействия обсадной и бурильной колонн между собой и со стенками скважины, определяющих их износ в процессе бурения и спуско-подъемных операциях.

3. Разработка математической модели износа обсадных колонн при спуско-подъемных операциях и вращении бурильного инструмента ротором.

5. Исследование влияния основных технологических факторов на эксплуатационный ресурс замковых резьбовых соединений бурильных труб. Прогнозирование износа и разработка технологических мероприятий по его снижению.

Основные защищаемые положения

1. Результаты исследований упругой пространственной деформации обсадных и бурильных колонн в скважине, а также расчёт сил их взаимодействия между собой и со стенками открытого ствола скважины.

2. Аналитическая модель прогнозирования износа обсадных и бурильных колонн на базе проведённых исследований сил взаимодействия между ними.

3. Результаты промысловых исследований влияния эксплуатационных факторов на износ резьбовых соединений бурильных труб.

4. Методика прогнозирования износа промежуточных обсадных колонн при бурении глубоких вертикальных и наклонных скважин.

При бурении скважин практически во всех случаях интенсивность протирания обсадных колонн зависит от сил прижатия и трения соединительных замков бурильных труб к их внутренней поверхности. Взаимодействие, а также интенсивный износ (за исключением износа резьбовых соединений) обсадной и бурильной колонн рассматриваются, в первую очередь, на участках:

1. Локального искривления ствола в вертикальной и наклонной скважинах, вызванных различными неблагоприятными условиями бурения:

- большими углами падения пластов в вертикальных скважинах;

- отклонениями направления ствола от нормали к плоскости напластования пород в наклонных скважинах;

- частой перемежаемостью пропластков различной твердости;

- анизотропностью пород.

2. Набора зенитного угла с небольшими (до 60. 120 м) радиусами искривления ствола.

3. Корректировки траектории ствола наклонной скважины с применением различных видов отклонителей.

Научная новизна

1. Для различных способов бурения на базе анализа основных видов потери устойчивости, плоской и пространственной форм упругой деформации элементов бурильного инструмента проведены исследования сил их взаимодействия со стенками обсадной колонны.

2. Разработана методика расчёта сил прижатия бурильных труб к стенкам обсадной колонны на различных интервалах бурения вертикальных искривлённых и наклонных скважин.

3. Установлены основные эксплуатационные факторы, определяющие интенсивность и величину механического износа обсадных колонн при бурении скважин, приводящие к нарушению их технического состояния и герметичности скважины в целом.

4. Разработаны теоретические основы выявления потенциально опасных участков износа обсадных и бурильных колонн по результатам инклинометри-ческих замеров в реальной скважине. Создана методика рационального выбора технико-технологических мероприятий по снижению интенсивности износа на этих участках.

5. Впервые разработаны и научно обоснованы методы прогнозирования износа обсадных колонн по результатам анализа их технического состояния и бурильных труб по результатам отработки контрольных комплектов.

6. Проведены экспериментальные исследования влияния веса свечей, три-бологических характеристик смазок, режимов предварительной приработки и ряда других эксплуатационных факторов на износ резьбовых соединений бурильной колонны.

Практическая ценность

1. Полученные результаты исследований позволяют прогнозировать допустимую величину износа, выделять интервалы с наиболее изношенными участками колонн, оценивать их остаточную прочность, выбирать профилактические мероприятия, периодичность инструментального контроля и время проведения предупредительного ремонта в процессе строительства и последующей эксплуатации скважины.

2. На основе проведенных теоретических исследований разработан и внедрен комплекс технологических мероприятий по приработке и снижению износа резьбовых соединений бурильной колонны, позволяющий сократить расход бурильных труб в Западной Сибири - до 37 % в год.

3. Разработаны практические мероприятия по увеличению надежности оборудования, включающие в себя использование секций обсадных колонн с большей толщиной стенки, подбор соотношений твердости трущихся поверхностей элементов бурильных и обсадных колонн.

4. Установлены режимы предварительной приработки резьбовых соединений бурильных колонн перед вводом в эксплуатацию, определён их эксплуатационный ресурс в реальных горно-геологических условиях бурения скважин.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях:

- на учёном совете нефтетехнологического факультета СамГТУ (Самара,

1995);

- на международной конференции: "Актуальные проблемы переработки нефти и перспективы производства смазочных материалов в Узбекистане" (Ташкент, 1996);

- на научно-техническом совете НПЦ "Кольская сверхглубокая" (Заполярный,

1996);

- на 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (Уфа, 1997);

- на всероссийской конференции молодых учёных, специалистов по проблемам газовой промышленности России;

- на научно-практической конференции (Уфа, БашНИПИнефть, 2002);

Публикации

По результатам проведенных исследований опубликована 41 работа, в том числе:

2 монографии, 33 статьи, 2 инструкции, тезисы докладов, получено 4 авторских свидетельства и патентов РФ на изобретения.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций. Изложена на 248 стр., содержит 22 табл., 63 рис., 2 приложения, 121 библиографическую ссылку.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Рекин, Сергей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Проведённые исследования устойчивости, упругодеформированного состояния, условий взаимодействия и износа обсадной колонны и основных элементов бурильной в вертикальных искривленных и наклонных скважинах позволили установить или подтвердить следующее:

1. На вертикальном участке ствола растянутая часть колонны обсадных или бурильных труб (при отсутствии крутящего момента) принимает форму, близкую к оси скважины. На колонну действуют растягивающие нагрузки, а на участках локального искривления ствола в поперечном сечении труб дополнительно возникают вызываемые поперечными нагрузками изгибающие напряжения. В промысловой практике при бурении глубоких скважин на этих участках наблюдаются аварийные ситуации, проявляющиеся в протирании обсадных колонн или в нарушении их герметичности, а также в поломках бурильных труб, в том числе связанных с их малоцикповым усталостным разрушением по телу вблизи замковых соединений.

2. Сжатая часть нефтепромысловой колонны с элементами круглого поперечного сечения теряет продольную устойчивость в скважине только один раз с последующей упругой деформацией своей оси в виде какой-то пространственной (в простейшем случае, спиралеобразной) кривой. Дальнейший рост величины сжимающей нагрузки сопровождается эквивалентным ей постепенным наращиванием потенциальной энергии изгиба. Деформация колонны происходит в плоскости цилиндра. При этом скачкообразных изменений форм упругой деформации колонны, соответствующих критериям потери устойчивости 2-го, 3-го и последующих родов (по Эйлеру) не происходит.

3. В наклонной скважине между сжатым спирально деформированным участком колонны и нейтральным сечением может наблюдаться деформация труб в виде змейки, лежащей на нижней стенке ствола. Однако заметного роста на увеличение сил взаимодействия бурильной колонны с обсадной или со стенками открытого ствола скважины такая деформация не оказывает и поэтому в расчетах может не учитываться.

4. Игнорирование влиянием криволинейности поверхности ствола скважины или внутренней стенки обсадной колонны на упругую пространственную деформацию сжатого участка колонны бурильных труб или НКТ в скважине ведет к занижению в 1,8 раза расчетных усилий прижатия муфт или замков к стенке ствола или обсадных труб и, соответственно, к более интенсивному износу внутренней поверхности обсадной колонны.

5. Интенсивность износа можно уменьшить, вплоть до кратной величины, путем снижения коэффициентов трения (использованием смазочных добавок в промывочную жидкость и лучшей её очисткой), уменьшением сил прижатия замков к стенке обсадной колонны (заменой части СБТ на ЛБТ, снижением интенсивности локального искривления на отдельных участках ствола и др.), целенаправленной комбинацией бурения ротором и забойными двигателями и использованием ряда других технико-технологических мероприятий. Для уменьшения износа обсадных труб на потенциально опасных участках ствола целесообразно на стадии проектирования предусматривать превышение твердости (группы прочности) обсадных труб над твердостью материалов соединительных замков и муфт бурильных труб, НКТ, штанг и ряда других инструментов, спускаемых в скважину.

6. Разработаны усовершенствованные режимы предварительной приработки замковых резьб элементов бурильной колонны (момент свинчивания - 80 % от номинального момента крепления; скорость свинчивания 4.6 мин"1; количество циклов свинчивания-развинчивания - 5.6 и др.). Обеспечение этих режимов позволило увеличить эксплуатационный ресурс в условиях проведения испытаний в Западной Сибири - до 50 %.

7. Получены корреляционные зависимости, позволяющие прогнозировать эксплуатационный ресурс замковых резьб для различных типов труб (СБТ, ЛБТ и УБТ) с проведением операций предварительной приработки резьбовых соединений и использованием различных видов резьбовых смазок, что позволяет сократить общий расход бурильных труб (в частности, в Западной Сибири в АО "Пурнефтегазгеология" - до 37 % в год). Показано значительное влияние веса свечи на интенсивность износа замковых резьб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Рекин, Сергей Александрович, Уфа

1. Адлер Е. П., Марков Е. В., Грановский Ю. В., Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Недра, 1976.- с. 279

2. Александров М.М. Силы сопротивления при движении труб в скважине. -М.: Недра, 1978.

3. Алексеев В.Н. О спиральной форме бурильной колонны // Изв. вузов. Сер. Теология и разведка",- 1973,- № 10,- С.31-34.

4. Армягов Л.Н., Определение крутящего момента при свинчиании-развинчивании труб машинными ключами. "Нефть и газ".: МИНХи ГП., 1972.

5. Бабаян С.А., Закономерности износа конической резьбы.// Азербайджанское нефтяное хозяйство.-1972,- 4.- С.44-46

6. Бабаян С.А. Распределение нагрузки по виткам конической резьбы // Химическое и нефтяное машиностроение. М.; 1972.- № 1.

7. Бажалук Я. М., Карпаш О.М., Мигаль И. Г., Неразрушающий контроль резьбовых участков ведущих и утяжелённых бурильных труб на наличие усталостных трещин. // В сб.: "Нефтепромысловые трубы".- Куйбышев, 1977.- С. 153-156.

8. Басович Д.В. Прогнозная оценка износа бурильной колонны при проводке сверхглубоких скважин // Сб. Техника и технология бурения. М.:ВНИИОЭНГ, 2000,- № 1.-С. 5-8.

9. Баштанников Л.А., Копей Б.В. Надежность бурильных и обсадных труб и контроль качества их материала. М.: ВНИИЭГазпром, 1987,- 53 с.

10. Баштанников Л.А. Неразрушающий контроль бурильных и обсадных колонн в практике отечественного и зарубежного бурения.- М.: ВНИИЭГазпром, 1988.-40 с.

11. Белоусов Г.А., Кисляк С.А., Скориков Б.М. Исследование причин износа обсадных труб промежуточной колонны // Сб. Техника и технология бурения. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.-№5.-С. 12-15.

12. Билык С.Ф. Герметичность и прочность конических резьбовых соединений труб нефтяного сортамента М.: Недра, 1981.- 352 с.

13. Бозырев Ю.С. Смятия обсадных колонн в эксплуатационных и нагнетательных скважинах и пути их предотвращения // НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море"- М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-№3,- С.6-10.

14. Бревдо Г.Д. Проектирование режима бурения,- М.: Недра, 1988,- 200 с.

15. Вайнштейн В.Э., Трояновская Г.И. Сухие смазки и самосмачивающиеся материалы,- М.: Машиностроение, 1968.- С 179.

16. Волобуев Г.П., Куланов П.И. Выбор допустимых пределов загрязненности вод, нагнетаемых в трещиноватые карбонатные пласты нефтяных месторождений ЧИАССР //Тр. СевКавНИИ.-1972.- Вып. 4.

17. Вольмир А.С. Устойчивость деформируемых систем.- М.: Физматгиз, 1963,- 879 с.

18. Ворожбитов М.И., Губерман Д.М., Иванников В.И. К вопросу оценки основных показателей бурения сверхглубоких скважин в заданный срок // Тр. ВНИИБТ.-1975,- Вып. XXXIV.

19. Гайворонский А.А. Расчет и технология крепления нефтяных и газовых скважин,- М.: Недра, 1969.-333 с.

20. Гидравлические силы сопротивления, действующие на ряды насосных стержней// Обзорн. инф. Фирмы J. M. Huber Corporation.- Texas, USA 1992,- 11 p.

21. Гоник A.A., Низамов K.P., Тихова Е.М. К вопросу защиты от коррозии оборудования и коммуникаций // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.^ 972/-№ 4.

22. Грачев К.В. Повышение срока службы замков для бурильных труб в роторном бурении: Автореферат Дисс. . канд. техн. наук.- Грозный; 1965.-24 с.

23. Григулецкий В.Г. К исследованию упругой устойчивости нижней части бурильных труб (динамические задачи)// Изв. вузов. Сер."Нефть и газ",- 1981,- № 12,- С. 17-22.

24. Григулецкий В.Г., Лукьянов В.Т. Проектирование компоновок нижней части бурильной колонны,- М.: Недра, 1990.- 302 с.

25. Доброскок Б.Е., Максутов Р.А., Волов Ю.В. Об осевой нагрузке, передаваемой колонной труб на забой скважины // Нефтяное хозяйство,- 1972.- № 4,-С.26-28.

26. Дон Н.С. Применение смазок резьбовых соединений труб при бурении нефтяных и газовых скважин// Обз. инф. ВНИИ орг., упр. и экон. нефтегазовой промышленности. Бурение.- 1985.- №4.- 45с.

27. Дятлов A.B. О некоторых ошибках в исследовании устойчивости сжато-скрученного стержня // Строительная механика и расчет сооружений.- М.: Строй-издат, 1974,- № 3.- С.30-32.

28. Зозуля В.Д., Шведков Е.Л., Ровинский Д.Я., Браун Э.Д. Словарь справочник по трению, износу и смазке деталей машин.- Киев: Наук, думка, 1990.- 264с.

29. Измайлов Л.Б., Кокаев В.Н. О повышении долговечности обсадных колонн// Нефтяное хозяйство.- 1982.- № 8,- С.16-19.

30. Измайлов Л.Б., Карнаухов Л.А., Кисельман М.Л. Эффективность защиты стандартными резиновыми предохранительными кольцами обсадных колонн при глубоком бурении // Нефтяное хозяйство.-1996,- С.24-26

31. Измайлов Л.Б. О повреждениях обсадных колонн в скважинах // Тр. Сев-КавНИИ.-Грозный, 1967,-Вып. 1

32. Измайлов Л.Б., Карнаухов Л.А. Защита обсадных колонн от повреждений при спуске долот / Текущая информация, сер. "Бурение",- М.: ВНИИОЭНГ, 1967.-Вып. 1.

33. Измайлов Л.Б. Современные способы предупреждения повреждений обсадных колонн / Обзорная информация.- М.: ВНИИОЭНГ, 1978, 38 с.

34. Измайлов Л.Б. Исследование и расчет зацементированной части обсадных колонн.- М.: Недра, 1966.-167 с.

35. Измайлов Л.Б., Карнаухов Л.А., Кисельман М.Л. Сопротивляемость обсадных труб смятию при повреждении их буровыми долотами // Тр.СевКавНИИ.-Грозный: Северо-Осетинское изд-во, 1967,- Вып.2

36. Израильский A.M., Финкелынтейн Г.М. Эксплуатация и ремонт бурильных и обсадных колонн,- М. : Недра, 1966,- 224 с.

37. Калашников В.А. Исследование влияния азотирования на геометрические параметры и износостойкость замковой резьбы 3-147. //Депонированные рукописи." 1980,- №8/106 /.

38. Кисельман М.Л. Работа крепи скважин при односторонних повреждениях обсадных колонн// Нефтяное хозяйство,- 1979.- № 2,- С.8-11.

39. Кисельман М.Л. Износ и защита обсадных колонн при глубоком бурении.-М.: Недра, 1971 .-210 с.

40. Ковалев М.К. Нарезание и контроль резьбы бурильных труб и замков. -М.: Недра, 1965, 157 с.

41. Кольская сверхглубокая. Исследование глубинного строения континентальной коры с помощью бурения Кольской сверхглубокой скважины,- М.: Недра, 1984,-490 с.

42. Комбалов B.C. Влияние шероховатости твердых тел на трение и износ. -М.: Наука. 1974.-11 с.

43. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Мулюков P.A. Смазочное действие сред в буровой технологии.- М.: Недра, 1993.- 72с.

44. Костецкий Б.И., Надёжность и долговечность машин.- Киев.: Техника, 1975,- 145 с.

45. Коржик Н.Ф., Коржик Я.В., Косив А.Р. Основные закономерности трения и изнашивания элементов бурильной колонны в скважине.: ИФИНГ,- Ивано-Франковск, 1989,- 17 с.: Деп. В УкрНИИНТИ 18.05.89; № 1283-Ук.89.

46. Крагельский И.В., Михин Н.М. Узлы трения машин,- М.: Машиностроение, 1981,- 220 с.

47. Крыжановский Е.И., Пришляк A.M. Влияние осевого натяга на работу замковых резьбовых соединений.- Машины и нефт. оборудование. Реферативный науч.-технич. сб.- 1977.- №18.- 24 с.

48. Кутьков A.A. Износостойкие и антифрикционные покрытия. М.: Машиностроение, 1976.- 152 с.

49. Лачинян Л.А., Угаров С.А. Конструирование, расчёт и эксплуатация бурильных геологоразведочных труб и их соединений.- М.: Недра, 1975,- 272 .

50. Лачинян Л. А., Работа бурильной колонны,- М.: Недра, 1979,- 207с.

51. Лачинян Л.А., Давыдов Г.А. Повышение надёжности замков для бурильных труб путём применения рациональной марки стали и оптимальных методов термообработки.// Экспресс информация ВИ-ЭМС,- М.; 1972.- №11,- С 1-20.

52. Лачинян Л.А., Давыдов Г.А. Некоторые пути повышения работоспособности бурильных труб и их соединений.// ОНТИ, ВИЭМС- С. 967.

53. Лаштабега В.И., К вопросу износостойкости резьбовых соединений бурильных колонн.// АН.- Баку, 1970.- №9,- С 12.

54. Лаштабега В.И., Удянский С.Н., Испытание антифрикционных и антиза-дирных свойств резьбовой смазки Р-113 // "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений" М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1972,- №1

55. Лебедев Н.Ф. Динамика гидравлических забойных двигателей.- М.: Недра, 1981.-251 с.

56. Любинин И.А., Губарев A.C., Каличевская Е.А. Смазка Резьбол-ОМ для резьбовых соединений труб нефтяного сортамента // Современное состояние производства и применения смазочных материалов: Доклад и тезисы доклада конференции,- Фергана, 1994.- С. 82-83.

57. Майоров И.К. Спиральный продольный изгиб колонны труб в скважине // Нефтяное хозяйство 1966,- № 4.- С. 28-32.

58. Майоров И.К., Руцкий A.M. Определение нагрузки, передающейся на забой от веса колонны труб.- Нефтяное хозяйство,- 1967.- № 6.

59. Мамедов A.A. Предотвращение нарушений обсадных колонн,- М.: Недра, 1990,- 240 с.

60. Маталин А. А. Технологические методы повышения долговечности деталей машин.- Киев.: Техника, 1971.

61. Мацейчик В.И. К вопросу вращения бурильной колонны// Изв. вузов. Сер. "Нефть и газ", 1970,- N 12,- С. 39-41.

62. Мрозек Е.Р. Способ определения технического состояния колонны обсадных труб // Сб. Техника и технология бурения.-М.:ВНИИОЭНГ, 1986/- №3.- С. 56.

63. Озеренко А.Ф. О вероятности поломок труб в различных интервалах бурильной колонны // Нефтяное хозяйство.- 1967.- № 1.- С. 36-39.

64. Охапкина Н.Я. Исследование поверхности износа бурильных труб в условиях колонкового разведочного бурения: Дисс. . канд. техн. наук.- Свердловск, 1970.-21 с.

65. Папшев Д.Д., Упрочнение деталей обкаткой шариками. // М: Машиностроение, 1977.

66. Песляк Ю.А. Продольный изгиб и зависание колонны труб в скважине.-Тр. ВНИИ.-М.: Недра, 1967,- Вып. 51.- С.120-130.

67. Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин.- М.: Недра, 1973.-211 с.

68. Крагельский И.В., Щедров B.C. Развитие науки о трении,- М.: Изд-во АН СССР, 1956.-234 с.

69. Погодин-Алексеев Г.И. Динамическая прочность и хрупкость металлов.-М.: Машиностроение, 1966.

70. Причины нарушения и повышение долговечности крепи скважин: Учеб. пособие/Л.А. Алексеев, Г.В. Конесев, P.M. Сакаев и др.,- Уфа: Изд-во УННТУ, 2002,- 70 с.

71. Прочность, устойчивость, колебания: Спр-к.- В 3-х т./ Под ред. Биргера И.А., Пановко Я.Г.- Машиностроение, 1968,- Т.З.- 568 с.

72. Расулов Н.М., Алекперов А.Ю. Исследование поверхностных слоев витков замковых резьб нефтепромыслового сортамента.// За технический прогресс,-1979,- №6.-С34.

73. Расулов Н.М., Ярошевский Ф.М. Влияние нагрузки на изменение коэффициента трения при свинчивании и развинчивании замковых резьб // АНХ.- Баку, 1976,- №7,-С 62.

74. Ребрик Б.М. Справочник по бурению инженерно-геологических скважин.-М.: Недра, 1983,- 288 с.

75. Рекин С.А. Влияние локальной интенсивности искривления вертикального участка ствола на центрирование обсадной колонны в скважине // НТЖ "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 2002,- № 4,- С. 39-41.

76. Рекин С.А., Янтурин Р.А. Частота размещения и жесткость центраторов обсадкой колонны на наклонных и горизонтальных участках скважины // НТЖ "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 2002,- № 8. С. 39-41.

77. Рекин С.А., Файн Г.М., Выбор моделей для прогнозной оценки работы бурильной колонны.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- М.:ВНИИОЭНГ, 1995,- № б,- С.15.

78. Рекин С.А. Совершенствование технологии эксплуатации бурильной колонны (на примере АО "Пурнефтегазгеология"). Автореферат дисс. .канд. техн. наук.- Уфа, 1977.

79. Рекин С.А. Инструкция по расчёту скважинных колонн для сероводород-содержащих месторождений/ ОАО "Газпром", ООО "ВНИИГАЗ". Москва, 2002,-40с.

80. Рекин С.А., Файн Г.М., К прогнозной оценке перспектив применения бурильных труб из сплавов алюминия (ЛБТ) в АО "Пурнефтегазгеология".// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М.:ВНИИОЭНГ, 1995.-№ 7-8, С. 6.

81. Рекин С.А., Файн Г.М., Оценка влияния предварительной приработки замковых соединений бурильных труб на их долговечность в процессе эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М.:ВНИИОЭНГ, 1996.-№ 1-2,-С. 38.

82. Рекин С.А., Файн Г.М., Влияние веса свечи бурильных труб на износостойкость замковых соединений// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1996.- № -2.- С. 30.

83. Рекин С.А., Файн Г.М., Выбор антифрикционных резьбовых смазок для замковых соединений элементов бурильной колонны // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- М.:ВНИИОЭНГ, 1996.- № 1-2.- С. 38.

84. Рекин С.А., Янтурин А.Ш. Устойчивость, упругая деформация, износ и эксплуатация бурильных и обсадных колонн (Механика системы "колонна скважина - пласт").- Санкт-Петербург: Недра, 2005.- 439 с.

85. Савченко В.В., Олексюк В.И., Жиденко Г.Г. и др. Устойчивость обсадных эксплуатационных колонн,- М.: ВНИИЭГазпром, 1988,- 35 с.

86. Сароян А.Е. Трубы нефтяного сортамента: Справочное пособие. -М.: Недра, 1976,- 504 с.

87. Сароян А. Е. Бурильные колонны в глубоком бурении.- М.: Недра", 1979.231 с.

88. Северинчик H.A., Копей Б.В. Долговечность и надёжность геологоразведочных бурильных труб.- М. : Недра, 1979.- 176с.

89. Северинчик H.A., Копей Б.В. Повышение износостойкости замковых резьб бурильной колонны дробеструйной обработкой и металлизационным цинкованием // "Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений".- Львов, 1978.

90. Северинчик H.A., Лудчак Е.В. Смазки ГС эффективное средство для повышения ресурса резьбовых соединений нефтепромысловых труб,- М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-64с.

91. Снарев А.И., Папировский В.Л., Определение оптимальных моделей кривых проходки для Западной Сибири // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ. № 6.- С 25.

92. Султанов Б.З., Ишемгужин Е. И., Шаммасов Н. X. и др. Работа бурильной колонны в скважине,- М.: Недра, 1973,- 275 с.

93. Ткачёв В.Н., Методы повышения долговечности деталей машин,- М.: Машиностроение, 1971.

94. Трение, изнашивание и смазка: Справочник в 2-х т./ Под ред. И.В. Кра-гельского.-М.: Машиностроение, 1978,-Т.1.-400 с.

95. Файн Г.М., Неймарк A.C. Проектирование и эксплуатация бурильных колонн для глубоких скважин.- М.: Недра, 1985.-237с.

96. Файн Г.М., Штамбург В.Ф., Данелянц С.М. Нефтяные трубы из лёгких сплавов,-М.: Недра, 1990.-222с.

97. Филин А.П. Прикладная механика твердого деформируемого тела: В 3-х т.- М.: Наука, 1978,-Т.2.-616 с.

98. Фройштетер Г.Б., Трилиский К.К., Ищук Ю.Л., Ступак П.М. Геологические и теплофизические свойства пластичных смазок / Под редакцией Виноградова Г.В.-М.: Химия, 1980.-176.

99. Штамбург В.Ф., Файн Г.М., Данелянц С.М. Бурильные трубы из алюминиевых сплавов.- М.: Недра, 1980,- 240с.

100. Черский Н.В., Виноградов В.Н., Савченко В.В. и др. Деформация обсадных колонн эксплуатационных скважин месторождений Северного Кавказа.- М.: ВНИИЭГазпром, 1989.- 44 с.

101. Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. Резьбовые соединения труб нефтяного сортамента и забойных двигателей.- М. : Недра, 1974,- 56 с.

102. Щербюк Н.Д., Израильский A.M., Котельников P.A. Результаты промысловых испытаний замковых резьб повышенной износостойкости.// Нефтяное хозяйство,- 1972.- №7.- С 16.

103. Щербюк Н.Д., Повышение прочности резьбовых соединений бурового оборудования обкаткой впадин резьбы роликом Новости нефтяной и газовой техники,- М.: ГОСИНТИ, 1961.- №3.

104. Щербюк Н.Д., Пейсахова И.А., Пути повышения износостойкости замковых резьбовых соединений // Сб. Машины и нефтяное оборудование,- М.: ВНИИОЭНГ, 1975,-№12,-С. 18-20.

105. Щербюк Н.Д., Якубовский Н.В. Крутящий момент свинчивания резьбовых соединений турбобуров // Нефтяное хозяйство,- 1974.- № 2.- С. 15-16.

106. Щербюк Н.Д., Чайковский Г.П. и др. Ресурс замковых резьбовых соединений бурильных труб при многократном свинчивании // Нефтяное хозяйств,-1987, №1.-С.9-10.

107. Щербюк Н.Д., Газанчан Ю.И. и др. О выборе крутящего момента свинчивания замкового соединения.// Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений.-Львов, 1986.- №17.-С 41.

108. Эрлих Г.М. Эксплуатация бурильных труб,- М. : Недра, 1969,- 312 с.112. .Янтурин А.Ш., Султанов Б.З. Спиральная деформация колонны труб в наклонной скважине// Нефть и газ.- 1977.- № 5,- С.15-20.

109. Hauk V. Rohre und Verbindungen fur ubertiefe bohrungen.// rdol- Erdgas-Zeitochrift", 92, 1976, № 12, p. 420-422.

110. Levesaue Charles. Treatments help new pipe grins resist gallg.// Oil and Gus J.", 1984, 143, 118 p.

111. Nester I.H., Lankins D.R., Limon R. Resistancts to Failure of oil well casing Subjected to Mon-Uniform Transerse Loading. "Drill, and Prod. Pract", API, 1955.

112. Poriwwood. Lubrication requirements of rotary shouldered look the connections.//Spokesman, 1981, 8, p. 270.

113. Smith, Tomas. How to make your drill string last longer.// Drilling", 1976, № 9, p. 55.

114. Torque verus makeup system.// "Drilling", 1977, № 6, p. 62.

115. Lubinski A., Althouse W.S., Logan G.L.Helical Buckling of Tubing Sealed in Packers // Journal of Petroleum Technology. 1962. June.- P.655-670.

116. Rogers W. Drill pipe failures: causes and preventions.- Drilling, 1975, V.36, 1X, No.12,- P.125-129.

117. Paslay P.R., Body D.B. The stability of a circular Rod Laterally Constrained to be in Contact with, an inclined Mech.(Dec., 1964).-P.608-6107

Информация о работе

Рекин, Сергей Александрович
доктора технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.15

Диссертация

Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Исследование и разработка методов прогнозирования износа элементов бурильных и обсадных колонн при строительстве скважин - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы