Автоматический буровой ключ AR4500

Возобновление работы после срабатывания блокировочных устройств. Блокировка в конце хода предназначена для защиты бурового ключа AR4500 от повреждений. Без такого средства защиты труба может проскальзывать в зажиме инструмента – под воздействием массы колонны бурильных труб произойдет сброс давления в уравновешивающем клапане каретки, что в свою очередь приведет к падению каретки. Когда автоматический буровой ключ AR4500 достигает конца своего хода, челюсти открываются и остаются в открытом положении. Переключатели CLAMP/UNCLAMP (Закрыть/открыть) для ключей TW и SW переходят в нерабочее состояние. Ручная корректировка не возможна так, как это может привести к повреждению инструмента.
Управление в режиме с автоматической последовательностью.
Автоматическая последовательность в режиме развинчивания соединений бурильных труб.
Автоматическая последовательность в режиме свинчивания соединений бурильных труб.
Режим работы с системой верхнего привода (TDS).

2.2 Расчет эксплуатационной колонны.
Исходными данными для расчетов будут:
диаметр эксплуатационной колонны Dэкс = 127 мм;
плотность цементного раствора (цр = 1850 кг/м3;
плотность бурового раствора (бр = 1100 кг/м3;
интервал с АВПД = 3850 – 4000 м;
пластовое давление в период ввода скважины в эксплуатацию (пл = 80 МПа;
пластовое давление при окончании эксплуатации Рплк = 5 МПа;
колонна должна быть зацементирована до устья.
Найдем избыточные наружные давления на заключительной стадии эксплуатации скважины.
Поскольку колонна зацементирована по всей длинне, избыточное наружное давление у устья Рину = 0 МПа.
На глубине Zc = 4000 м:
(2.1) где h – высота верхнего цементируемого участка в обсадной колонне, м;
k – коэффициент нагрузки, k = 0,25;
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
(цр – плотность цементного раствора кг/м3;
(бр – плотность цементного раствора кг/м3;
Ринб = ((1850 * 4000 – (1850 - 1100) * 0) * 9,81 * 10-6 – 5) * (1 – 0,25) =
= 50,7 МПа
На глубине Z = 3850 м:
(2.2) Рин = 48,79 МПа.
Для определения избыточных внутренних давлений в период проверки герметичности колонны опрессовкой вычислим наибольшее давление у устья скважины в начальный период эксплуатации.
(2.3) где (ср – средняя плотность пластовой нефти, (ср = 850 кг/м3;
Рпл – пластовое давление, МПа;
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
Ру = 80 – 850 * 9,81 * 4000 * 10-6 = 46,65 МПа;
Давление у устья при опрессовке колонны:
Роп = 1,1 * Ру = 1,1 * 46,65 = 51,32 МПа (2.4) Избыточное внутренне давление на глубине Zc = 4000 м:
Ривб = (Роп – ((цр – (бр) * Zc * g * (1 – k)) (2.5) где Роп – давление опрессовки, МПа
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
(цр – плотность цементного раствора кг/м3;
(бр – плотность цементного раствора кг/м3;
Ривб = (51,32 – (1850 – 1100) * 4000 * 9,81 * (1 – 0,25)) = 16,42 МПа.
Построим эпюры избыточных внутренних и наружных давлений (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 – Эпюры избыточных внутренних и наружных давлений

Вычислим необходимую прочность труб на разрыв в устьевом сечении:
(2.6) где kвн – коэффициент запаса прочности на разрыв для труб диаметром 114-219мм, kвн = 1,15.
Ру = 51,32 * 1,15 = 59,02 МПа.
Вычислим необходимую прочность труб на разрыв у башмака колонны:
(2.7) где Ривб – избыточное внутреннее давление, МПа;
kвн – коэффициент запаса прочности на разрыв для труб диаметром 114-219мм, kвн = 1,15.
Рв = 16,42 * 1,15 = 18,88 МПа
Во избежание смятия, нижнюю секцию необходимо составить из труб, критическое давление которых:
Pкр ( Рин * kсм, (2.8) где kсм – коэффициент запаса прочности на смятие для секций эксплуатационной колонны, kсм = 1,3;
Pкр ≥ 50,7 *1,3 = 65,91 МПа.
Эту секцию можно составить из труб, критическое давление которых
Pкр = 68,7 МПа,
а внутренне давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести Рб = 87,2 МПа. Это трубы группы прочности К с толщиной стенок 10,7 мм. Вес одного метра труб составляет 30,7 кг.
Длина нижней секции перекрывающий продуктивный пласт равно длине интервала с АВПД = 4000 – 3850 = 150 м.
Вес нижней секции:
G1 = q * h *q (2.9) где q – вес одного метра трубы, q = 30,7 кг/м;
h – глубина спуска, м;
g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;
G1 = 30,7 * 150 * 9,81 = 45,18 кН.
Во избежание смятия для второй снизу секции необходимы трубы, для которых:
Pкр ≥ Рин * kсм, (2.10) где kсм – коэффициент запаса прочности на смятие, kсм = 1;
Pкр ≥ 48,8 * 1 = 48,8 МПа.
Эта секция составляется из групп прочности Д с толщиной стенок δ = 10,7 мм для которых Pкр = 49 МПа и Pб = 80 МПа.
Третью секцию составим из труб группы прочности Д с толщиной стенок δ = 10,7 мм для которых Pкр = 49 МПа и Pб = 69,6 МПа.
Допустимая глубина спуска третьей секции:
2750 м (2.11) Тогда длина второй секции:
l2 = 3850 – 2750 = 1100 м.
Вес второй секции:
G1 = 30,7 * 1100 * 9,81 = 331,28 кН.
Четвертая секция составляется из труб группы прочности Д с δ = 9,2 мм, для которых Pкр = 40,4 МПа и Pб = 39 МПа.
Допустимая глубина спуска этой секции:
2125 м (2.12)
Длина третьей секции:
l2 = 2750 – 2125 = 625 м.
Вес третьей секции:
G3 = 30,7 * 625 * 9,81 = 188,23 кН.
В нижнем сечении четвертой секции напряжение осевого растяжения:
(2.13) где G1, G2, G3 – вес первой, второй и третьей колонны, кН;
Dэк – диаметр эксплуатационной команды, м.

Определим фактический коэффициент запаса прочности на смятие:
(2.14) где σm – предел текучести, МПа.
Так как неравенство (2.14) выполняется, то коэффициент запаса прочности на смятие достаточен.
Глубина верхнего сечения четвертой секции:
(2.15) .
Вычислим допустимую глубину четвертой секции:
(2.16) где [Р]нк – допустимая растягивающая нагрузка при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кН;
(2.17) .
Округляем до l4 = 530 м.
Вес четвертой секции: G4 = 26,7 * 530 * 9,81 = 138,82 кН.
Для пятой секции выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки δ = 10,7 мм Рр = 1050 кН, тогда:

Округляем до l4 = 550 м.
Вес пятой секции: G5 = 30,7 * 550 * 9,81 = 165,64 кН.
Для шестой секции трубы из стали группы прочности М с толщиной стенки δ=10,7 мм, Рр = 1050 кН, тогда:
.
Достаточной является длинна шестой секции 1045 м.
Вес шестой секции: G6 = 30,7 * 1045 * 9,81 = 314,72 кН.

Таблица 2.1 – Конструкция эксплуатационной колонны
Номер секции Интервал глубин, м Длина секции, м Группа прочности Толщина стенки, мм Вес, кН 1 4000-3850 150 К 10,7 45,18 2 3850-2750 1100 Д 10,7 331,28 3 2750-2125 625 Д 10,7 188,23 4 2125-1595 530 Д 9,2 138,82 5 1595-1045 550 Д 10,7 165,64 6 1045-0 1045 М 10,7 314,72 Итого 4000 1183,87
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Автоматический буровой ключ для свинчивания-развинчивания бурильных и обсадных труб. А.Е. Анашкина, М.Б. Грушевский: Методическое пособие. Тюмень: Издательство “Нефтегазовый университет”, 2013. – 33 с.
Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник для нач. проф. образования / Ю.В. Вадецкий. – М. Издательский центр «Академия», 2013. – 352 с.
Буровое оборудование. В.Ф. Абубакиров, В.Л. Архангельский, Ю.Г. Буримов, И.Б. Малкин, А.О. Межлумов, Е.П. Мороз: Справочник: В 2-х т. – М.: Недра, 2010. – Б 91 Т.1. с.: ил.
Диагностика и восстановление нефтепромыслового оборудования. Д.О. Макушкин. Учеб. Пособие/ Д.О. Макушкин. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2002. 142 с. Красноярск: Сиб. Федер. ун-т, 2018. – 164 с.
Ключ буровой АКБ. Руководство по эксплуатации. Ижевск: ОАО «Ижнефтемаш», 2014. – 60 с.
Ключи буровые АКБ. Каталог деталей и сборочных единиц. Ижевск: ОАО «Ижнефтемаш», 2014. – 65 с.
Конструирование узлов и деталей машин: учеб. пособие для техн. спец. вузов. – 5-е изд., перераб. и доп. П.Ф. Дунаев, О.П. Леликов – М.: Высш. шк., 2018. – 447 с. ил.
Расчет валов на статическую, усталостную прочность и жесткость: Учебное пособие. В.С. Жернаков, В.С. Куликов, Т.Н. Мардимасова; Уфимск. Гос. Авиац. Тех. Ун-т. – Уфа: УГАТУ 2013 г., 76с.
Эксплуатация оборудования для бурения скважин и нефтегазодобычи. Под общ. ред. В.Н. Протасова: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2014. – 691с.: ил.
Монтаж, ремонт, эксплуатация: электрон. библиотека. URL: http://www.bibliotekar.ru/spravochnik-114-gazovoe-oborudovanie/31.htm (дата обращения: 10.12.2013).











26