бурильная труба с газовой футеровкой

Формула изобретения

1. Бурильная труба с газовой футеровкой, включающая замковые соединительные муфту и ниппель, связанные с несущим трубным корпусом, и установленный в последнем кольцевой поплавковый элемент, обладающий приведенной плотностью, меньшей плотности жидкости, заполняющей скважину, отличающаяся тем, что для повышения надежности в работе при длительном контакте с агрессивной высокотемпературной скважинной гидросредой и снижения стоимости футерованной трубы ее поплавковый элемент выполнен в виде единого цельного или нескольких секционных кольцевых вкладышей, каждый из которых представляет собой выполненный в форме спирали, свернутой в габаритах вкладыша, термобаростойкий длинномерный трубчатый сосуд малого диаметра, заполненный легким газом, например гелием, при исходном давлении, обеспечивающем компенсацию сминающего внешнего давления, равного сумме гидростатического и гидродинамического давлений на глубине отработки бурильной трубы с газовой футеровкой.

2. Труба по п.1, отличающаяся тем, что несущая опора спирали длинномерного сосуда в компоновке поплавкового элемента выполнена в форме трубчатого легкосплавного ствола, по торцам которого коаксиально последнему установлены сверху - опорный фланец и снизу - шайба, а внутренняя стенка ствола снабжена противоэрозионным покрытием толщиной 0,1-1,0 мм, нанесенным напылением, наплавкой, гальваническим или иным методом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению разведочных, добывающих нефтяных и газовых скважин, шахтных стволов, может быть использовано при комплектовании соответствующего бурильного инструмента.

Известно сходное (по технической сущности и конструкции) заявленному "Устройство для крепления скважин" (а. с. N 1229301, СССР, кл. 5 E 21 B 17/00. Автор Л. Н. Шадрин - заявлено 04.08.1969 г. N 1354244/03 (072274)К. Опубликовано в БИ, 1986, N 17 [1]), включающее секции обсадной колонны с закрепленным на их внутренней поверхности элементом из материала плотностью, меньшей плотности бурового раствора, заполняющего скважину. В результате целенаправленно снижается приведенная плотность компоновки обсадной колонны, повышается ее плавучесть в жидкости, заполняющей скважину. Благодаря этому существенно увеличивается предельно допустимая длина подвески цельной (односекционной) обсадной колонны в скважине.

В описании этого изобретения в общем виде для изготовления поплавкового элемента рекомендовано использовать естественный или искусственный материал плотностью 200 - 900 кг/м³. При создании на внутренней поверхности обсадных труб (диаметром 219 мм и более) равномерного слоя толщиной 25-40 мм приведенную плотность обсадной колонны можно снизить с 7850 до 2500 - 3500 кг/м³.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к заявленному изобретению является "Бурильная труба" (патент 2015293 РФ, кл. E 21 B 17/00. Автор Л.Н. Шадрин - заявлено 12.08.91 N 5000183/03. Опубликовано в БИ 1994, N 12 [2] ), включающая оснащенный замковыми соединениями несущий трубный корпус с размещенным внутри его сплошным или разделенным на секции кольцевым поплавковым элементом из материала плотностью, меньшей плотности жидкости, заполняющей скважину. Для защиты кольцевого поплавкового элемента (либо каждой отдельной составной части его) от воздействия агрессивной скважинной среды, этот элемент (либо каждая отдельная составная часть его) помещен в замкнутый герметичный контейнер из термобаростойкого пластического материала, либо из тонколистового металла низкой плотности, например алюминия, магниевого сплава и т.п.

С целью увеличения износостойкости, долговечности и надежности термобаростойкой пластмассой или тонколистовой металлической оболочки кольцевого поплавкового элемента стенка его сквозного промывочного канала снабжена слоем противоэрозионного покрытия толщиной 0,1-1,0 мм, нанесенным посредством напыления, наплавки износостойкого материала, либо иным способом.

В прототипном техническом решении адекватно учтены экстремальные гидротермобарические условия (скважинная температура до 110-240^oC, гидростатическое давление до 90-165 МПа) эксплуатации бурильных труб, снабженных контейнерными поплавковыми элементами. Однако при очевидных технологических преимуществах указанного решения последнее, тем не менее, страдает одним недостатком сугубо коньюнктурного характера. Это непомерно возросшая в последнее время стоимость спецматериалов - наполнителей поплавковых элементов.

В отличие от приведенных выше аналога и прототипа, в данном техническом решении предложено устройство бурильной трубы, которое оснащено конструктивно иным средством увеличения ее плавучести, функционирование которого связано с утилизацией цинамики изменения термальной характеристики скважинной среды - возрастающего по интенсивности с глубиной теплового поля - для частичной компенсации механического воздействия на элементы устройства бурильной трубы также возрастающего с глубиной гидростатического и гидродинамического давления, возникающего при промывке скважины буровым раствором.

В свете изложенного целью изобретения является обеспечение конструкционной прочности, повышение эксплуатационной надежности и снижение стоимости устройства бурильной трубы, снабженной элементами, повышающими ее плавучесть в буровом растворе, которым заполнена скважина.

Поставленная цель достигается тем, что бурильная труба, включающая замковые соединительные элементы, связанные с трубчатым корпусом, снабжена установленными внутри последнего кольцевыми поплавковыми элементами плотностью, меньшей плотности жидкости, заполняющей скважину, представленными в виде цельных или секционных вкладышей, каждый из которых включает выполненный из легкого сплава пластика длинномерный сосуд малого диаметра, заполненный газом низкой плотности, например гелием, причем текущее рабочее давление газа в указанном сосуде обеспечивает устойчивость его стенок при воздействии гидростатического и гидродинамического давления на глубине размещения каждой бурильной трубы, входящей в компоновку бурильного инструмента. При этом предельно допустимое внешнее сминающее давление, действующее на упомянутый сосуд без ущерба для его целостности, может превысить названный нормативный показатель (лимитирующий величину указанной нагрузки при нормальных условиях на дневной поверхности) на величину текущего рабочего заявления газа, находящегося в сосуде. С учетом ограниченности пространства, которое отведено внутри бурильной трубы для облегчающего элемента, длинномерный сосуд малого диаметра компактно размещается в габаритах соответствующего цельного вставного кольцевого вкладыша, либо каждой секции такого вкладыша. При этом внутренняя стенка сквозного канала кольцевого вкладыша может иметь противоэрозионное покрытие толщиной 0,1 - 1,0 мм, нанесенное способами наплавки, вакуумного напыления, анодного оксидирования твердостного и др.

Следует отметить, что противоэрозионное покрытие поверхности промывочного канала вставного облегчающего вкладыша устройства бурильной трубы, помимо обеспечения цельности и долговечности этой части вкладыша, позволяет довести поверхности промывочного канала до высокой степени гладкости (практически до зеркального блеска). Это приведет к существенному снижению коэффициента гидравлических сопротивлений и соответственно, суммарных потерь давления в компоновке бурильного инструмента. За счет влияния этого позитивного фактора будет снижена острота проблемы, связанная с неизбежным ростом гидравлических потерь в связи с уменьшением диаметра промывочного канала в заявленном устройстве бурильной трубы по сравнению с обычными нефутерованными бурильными трубами, при прочих равных условиях.

Изложенное свидетельствует о том, что в сочетании позиций практического технического решения заявленное устройство бурильной трубы с газовой футеровкой приобрело новые свойства, а отличительные признаки являются существенными.

Сущность изобретения поясняется чертежами.

На фиг. 1 показана бурильная труба с газовой футеровкой, состоящая из несущего трубного корпуса 1, замковой муфты 2, замкового ниппеля 3 и элемента, повышающего плавучесть, выполненного в форме секционных вкладышей 4, каждый из которых представляет собой газонаполненный длинномерный сосуд малого диаметра из легкосплавного либо пластического материала, компактно размещенный (например, в форме спирали) в габаритах соответствующего футеровочного вкладыша.

Осевое перемещение сборки вкладышей 4 ограничено торцами замковых муфты 2 и ниппеля 3. Внутренний диаметр промывочного канала секционных вкладышей 4 равен внутреннему диаметру проходного канала в элементах замкового соединения (фиг. 1). Благодаря этому обеспечивается гладкопроходимость одноразмерной секции бурильной колонны, составленной из футерованных труб одного типоразмера.

На фиг. 2 показано устройство размещенного в бурильной трубе 1 отдельного секционного вкладыша, включающего ствол 5, соединенный с опорным фланцем 6, в котором закреплены концы длинномерного сосуда 7, уложенного в кольцевом пространстве между упомянутым стволом и стенкой бурильной трубы в форме однорядной или двухрядной спирали, осевое перемещение которой ограничено снизу шайбой 8. Концы герметично закрытого длинномерного трубчатого сосуда закреплены в опорном фланце с помощью гаек 9.

На фиг. 3 и фиг. 4 приведены соответственно вид по А на фиг. 2 и сечение по В-В. на фиг. 2.

Внутренняя поверхность ствола 5, являющаяся поверхностью промывочного канала, армирована противоэрозионным покрытием 10 толщиной 0,1 - 1,0 мм, нанесенным способами наплавки, вакуумного напыления, анодного оксидирования твердостного и др.

Бурильную трубу с газовой футеровкой монтируют и подготавливают к эксплуатации следующим образом.

На участке футерования и подготовки бурильных труб центральной трубной базы производственного объединения по добыче нефти и газа, прокатнорементного цеха труб и турбобуров бурового предприятия (геолого-разведочной экспедиции сверхглубокого бурения, шахтостроительного предприятия и т.п.) на специальном стенде осуществляется сборка цельных вставных облегчающих вкладышей, либо секций этих вкладышей (см. фиг. 2). На стволе 5, изготовленном из легкого металла, либо композиционного материала, закрепляется (например, посредством сварки или иным способом опорный фланец 6. В отверстия этого фланца вслед за этим вводятся концы длинномерного сосуда 7, уложенного на стволе 5 в форме однорядной или многорядной спирали с таким расчетом, чтобы скомпонованный в форме катушки сосуд мог свободно разместиться в ограниченном пространстве между стволом вкладыша и стенкой бурильной трубы 1. Для предотвращения осевого смещения упомянутой катушки относительно ствола 5 на нижний конец последнего навинчивается шайба 8. После заполнения длинномерного сосуда 7 сжатым газом, например гелием, давление в сосуде поддерживается на заданном уровне с помощью установленного в одном из концов сосуда обратного клапана. Концы герметично закрытого длинномерного сосуда закрепляются в опорном фланце 8 с помощью гаек 9.

Собранный таким образом цельный вставной облегчающий вкладыш, либо каждая собранная секция такого вкладыша пропускается через специальную калибрующую втулку, внутренний диаметр которой равен минимальному внутреннему диаметру подготовленных для футеровки бурильных труб соответствующего типоразмера.

После калибровки каждый вкладыш или секцию вкладыша взвешивают, подвергают опрессовке гидравлическим давлением, затем освобождают от влаги и снова взвешивают. Если изделие пригодно для эксплуатации (по результатам указанных испытаний), то поверхность внутренней стенки ствола вкладыша (секции вкладыша), являющегося поверхностью промывочного канала, армируют противоэрозионным покрытием толщиной 0,1 - 1,0 мм, которое наносится способами наплавки, вакуумного напыления, анодного оксидирования твердостного и др.

Монтаж устройства бурильной трубы (например, представленного на фиг. 1) осуществляется при наличии полного набора испытанных на герметичность и взвешенных секций вставного облегчающего вкладыша на участке футерования бурильных труб.

В этом случае трубный корпус 1 с навинченными замковой муфтой 2 и ниппелем 3 шаблонируют и подвергают испытанию гидравлическим давлением в соответствии с общепринятой стандартной процедурой. Вслед за этим в трубу, размещенную на стенде в горизонтальном положении, вводят одну за другой секции вставного облегчающего вкладыша. По окончании заполнения бурильной трубы этими секциями навинчивают замковую муфту 2 и замковый ниппель 2, которые своими торцами фиксируют комплект размещенных внутри трубы секций облегчающего вкладыша.

По завершении монтажа устройства бурильной трубы, снабженного описанной газовой футеровкой, его взвешивают, затем подвергают опрессовке гидравлическим давлением, сливают воду, удаляют с поверхностей влагу и снова взвешивают. Сравнивают вес футерованной бурильной трубы до и после гидравлического испытания. Если по итогам этих испытаний устройство бурильной трубы признано пригодным для эксплуатации, определяется место размещения его (порядковый номер секции, целесообразный с точки зрения технических и экономических соображений интервал ходимости и др.) в компоновке бурильной колонны.

Бурильные трубы, футерованные уставными поплавковыми элементами описанного выше типа, после проведения соответствующих испытаний соединяются в свечи, поворот, разворот спуск, подъем и вращение которых осуществляется так же, как при использовании свеч, собранных из обычных бурильных труб.