БУРИЛЬНАЯ ТРУБА С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ

Предложение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к бурильным трубам с приваренными замками.
Известна бурильная труба с приваренными замками (см. описание к патенту на полезную модель RU №53404, МПК (7) Е21В 17/00, опубл, 10.05.2006 г. под названием «Сбалансированная бурильная труба размером 50 мм с приваренными замками»), содержащая тело трубы с во внутрь высаженными концами, приваренные к ним ниппеля и муфты замков, при этом места их приварки и прилегающие к ним высаженные части по концам трубы имеют различный внутренний диаметр. На муфте замка выполнена прямоугольная или коническая посадочная поверхность - заплечик под элеватор. В ниппеле на выходе бурового раствора выполнен диффузор для снижения гидравлических потерь.
Известны также бурильные трубы с приваренными замками (см. ГОСТ Р 50278-92, Трубы бурильные с приваренными замками, технические условия), выпускаемые отечественной промышленностью различной конструкции с тремя типами высаженных концов - с внутренней высадкой, с комбинированной высадкой и с наружной высадкой (см. ГОСТ Р50278-92 «Трубы бурильные с приваренными замками», технические условия).
В качестве прототипа к заявляемой полезной модели можно отнести бурильную трубу с приваренными к ним замками (см. тот же источник информации, ГОСТ Р50278-92, стр.2, черт.1), включающая тело трубы с высаженными концами, заплечик, выполненный коническим или прямоугольным, а также ниппеля и муфты замков.
Указанная бурильная труба по технической сущности более близка к предлагаемой полезной модели и может быть принята в качестве прототипа.
Общим недостатком как аналога, так и принятого в качестве прототипа бурильной трубы является то, что они имеют локальные сужения проходного сечения, например, в сварных соединениях замков, препятствующие созданию эффективной нагрузки на долото весом растянутой гидравлической силой от перепада давления на нижней части колонны бурильных труб.
Все они разработаны без учета эффекта «БИТ» по научному открытию №366 (см. диплом на научное открытие №366, сборник кратких описаний научных открытий, научных идей и научных гипотез - 2008 г. Российской академии естественных наук, Москва, Санкт-Петербург, 2009 г., стр.68) и, следовательно, не обеспечивают увеличения механической скорости бурения, отсюда большие энергозатраты и увеличение стоимости строительства скважин. При этом выполнение заплечика на замке также отрицательно сказывается на прочности сварного соединения, которое несет повышенную динамическую нагрузку при посадке на ротор.
В качестве информации отмечаем, что суть эффекта заключается в следующем. Перепад давления в долоте и в гидравлическом забойном двигателе при бурении создает растягивающую бурильную колонну гидравлическую силу, которая при бурении реализуется как нагрузка на долото при разгружении на забой веса растянутой колонны бурильных труб без их зависания, причем зависание начинается после начала разгружения веса нерастянутой части колонны бурильных труб, в результате чего при одном и том же значении осевой нагрузки на долото по наземному индикатору веса, различные перепады давления на нижнем конце колонны бурильных труб приводят к созданию различных забойных нагрузок, не фиксируемых наземным индикатором веса, что в свою очередь изменяет интенсивность разрушения горной породы в забое скважины долотом, при этом увеличение гидравлической растягивающей силы от перепада давления на нижнем конце бурильной колонны приводит к увеличению, а снижение - к уменьшению механической скорости бурения. Причем растягивающая гидравлическая сила Fg определяется выражением: Fg=Pg·S, где
2
Pg - перепад давления на нижнем конце колонны бурильных труб, кг/см
2
S - площадь сечения проходного отверстия бурильных труб и определяется наименьшим внутренним диаметром, например, внутренним диаметром сварного соединения бурильной трубы с замком, см.
Наибольшее значение растягивающей гидравлической силы образуется, когда диаметр проходного отверстия будет равен внутреннему диаметру тела бурильной трубы.
Это было показано результатом бурения с применением бурильных труб ТБПВ - 127 X 107 и ТБПК - 127 X 82,6. Переход на бурение с ТБПК - 127 X 82,6, вместо ТБПВ - 127 X 107 привело к уменьшению механической скорости бурения с 36 м/час до 18 м/час, в результате уменьшения гидравлической силы F с 9 до 5 тонны. Это привело и к увеличению времени на проходку механического бурения. Так, на 100000 м время проходки механического бурения составляет 7777 час вместо 5555 час.
В настоящее время бурильные трубы с приваренными замками выпускаются по ГОСТ Р50278-92 с диаметром: 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и трех типов: ПВ, ПК и ПН
ПВ - трубы внутренней высадкой.
ПК - трубы комбинированной высадкой.
ПН - трубы наружной высадкой.
Однако рекомендации по области применения этих труб не имеются. Во всех этих трубах внутренние диаметры в сварных соединениях значительно меньше диаметра тела трубы. Например, при внутреннем диаметре 108,6 мм трубы ТБПК - 127 X 9,2 внутренние диаметры в сварном соединении равны: 88,9, 82,6, 69,9, 76,2 мм (см. таб. 2 упомянутого ГОСТа). Все это уменьшает гидравлическую силу с 9,3 тс до 3,8 тс, что приводит к резкому снижению механической скорости бурения.
Технической задачей настоящей полезной модели является создание конструкции бурильной трубы, обеспечивающей наиболее полное использование эффекта «БИТ» по научному открытию №366 и тем самым обеспечение увеличения механической скорости бурения и как следствие снижение стоимости строительства скважин, в том числе и энергозатрат.
Поставленная техническая задача решается описываемой бурильной трубой, включающей тело трубы с высаженными концами, заплечик, выполненный коническим или прямоугольным, а также ниппеля и муфты замков.
Новым является то, что она по всей длине выполнена равнопроходной с диаметром равным внутреннему диаметру тела трубы, включая замки и места приварки их к трубе, при этом для увеличения площади контактной сварки высаженные наружу концы трубы выполнены увеличенными по диаметру, не превышающими диаметра замков, причем муфта замка приварена к высаженному концу бурильной трубы с заплечиком.
Представленный рисунок поясняет суть полезной модели, где изображено тело трубы наружу высаженными концами, к которым приварены муфта и ниппель замка, а также проходной канал трубы, выполненный равнопроходным по всей ее длине.
Бурильная труба включает тело трубы 1 высаженными наружу концами 2 и 3 с интервалом 4 под элеватор (элеватор на рисунке не изображен), заплечик 5 конической или прямоугольной формы, выполненный на одном из высаженных концов, а также ниппеля 6 и муфты 7 замка. Бурильная труба по всей длине выполнена равнопроходной с диаметром равным внутреннему диаметру тела трубы, включая замки и места приварки их к трубе. Муфта 7 приварена к высаженному наружу концу бурильной трубы с заплечиком 5, являющимся опорной (посадочной) поверхностью под элеватор.
Для увеличения площади контактной сварки высаженные концы трубы выполнены увеличенными по диаметру, не превышающими диаметра замка, что обеспечивает повышенную прочность и надежность сварных соединений. Увеличение диаметра высаженных концов трубы продиктовано тем, что устранение сужения проходного канала высаженных концов приводит к существенному уменьшению толщины стенки свариваемых концов трубы, следовательно, и уменьшению площади контактной сварки.
Описанная конструкция бурильной трубы высаженными наружу концами и приваренными к ним замками справедлива для всех типов бурильных труб, применяемых в бурении нефтяных и газовых скважин.
Работа бурильной трубы заключается в следующем.
Углубление забоя скважины с использованием заявляемой равнопроходной бурильной трубы с максимальным внутренним диаметром осуществляют с компоновкой низа бурильной колонны, включающей долото, привод долота (турбобур, винтовой забойный двигатель, редукторный турбобур, ротор и др.), утяжеленных бурильных труб (УБТ) с внутренним диаметром не меньше внутреннего диаметра бурильных труб и равнопроходными бурильными трубами высаженными наружу концами в соответствии с вышеописанной конструкцией с промывкой буровым раствором. В процессе бурения скважины образуется растягивающая гидравлическая сила (эффект «БИТ»). Наибольшее ее значение достигается тогда, когда диаметр проходного отверстия будет равен внутреннему диаметру тела бурильной трубы. Таким образом, использование бурильной трубы данной конструкции позволяет максимально увеличить гидравлическое усилие от перепада давления на нижнем конце бурильной колонны: в долоте в роторном способе бурения, в долоте и в гидравлическом забойном двигателе при бурении в режиме его работы, что обеспечивает резкое увеличение механической скорости бурения.
В 1986-1990 г. с использованием эффекта БИТ только в Альметьевском УБР с применением турбобуров 3ТСШ1-195 долотами ⌀215,9 мм. пробурено 2,4 млн.м. твердо-крепких пород с механической скоростью 36-38 м/час. Это позволило довести за 1990 год проходку до 752 тыс.м. и построить 384 угленосных скважин, 146 девонских скважин с коммерческой скоростью 3292 и 2384 м./станок·мес. соответственно. Это ускорило достижение уровня добычи 3 млрда тонны нефти в Республике Татарстан.
Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.
Как было отмечено выше, использование бурильной трубы предлагаемой конструкции позволяет без дополнительных материальных и энергетических затрат за счет увеличения площади проходного отверстия бурильных труб при постоянном перепаде давления на нижнем конце бурильной колонны, при неизменной очистке забоя и с использованием забойных двигателей максимально увеличить гидравлическую силу на породоразрушающий орган, что обеспечило в два и более раз увеличить механическую скорость бурения. Все это в конечном счете позволило сократить продолжительность бурения, и как следствие затраты на строительство скважины.
Данная полезная модель относится к категории инновационных объектов.