Как соединяются бурильные трубы
Обновлено: 07.07.2024
Бурильные трубы
Бурильные трубы (БТ), соединяемые в колонну, длина которой должна соответствовать глубине сооружаемой скважины, являются очень важной частью набора бурового снаряда, с помощью которого осуществляется вращательное или ударно-вращательное бурение. Колонны бурильных труб участвуют в выполнении всех основных процессов. Прежде всего, БТ служат для спуска на забой и подъема на поверхность породоразрушающего инструмента, а также для передачи ему необходимых для разрушения породы усилий — крутящего момента при определенной частоте вращения и осевой нагрузке.
Колонна БТ — канал для подачи на забой очистного агента (при прямой схеме) или выхода его на поверхность (при обратной схеме удаления продуктов разрушения). В последнем случае по этому каналу могут транспортироваться и кусочки керна. Одновременно колонна БТ может служить каналом для передачи энергии забойным машинам гидравлического или пневматического действия. Кроме того, она может воспринимать реактивный момент при использовании забойных машин вращательного действия. Наконец, бурильные трубы часто используются при выполнении некоторых специальных работ и проведении исследований в скважинах: при ориентировании отклонителей в случае направленного бурения скважин; при тампонажных работах или устройстве искусственных забоев, мостов и пробок; при ликвидации аварий; при измерении искривления скважин и в других случаях.
В связи с таким разнообразием выполняемых функций и условий работы в скважине бурильные трубы подвергаются сложным деформациям, а также абразивному износу, которые вызывают существенные, часто знакопеременные напряжения: кручения, сжатия, растяжения, изгиба и т. д. Этим и определяются основные требования, предъявляемые к БТ для бурения геологоразведочных скважин — высокая прочность и износостойкость; небольшой диаметр; возможность быстрого соединения труб в колонну и разъединения на элементы при выполнении спуско-подъемных операций; небольшая величина гидравлических сопротивлений внутреннего канала бурильной колонны; герметичность соединений; равнопрочность колонны БТ; возможность механизации СПО; надежность и долговечность работы элементов бурильной колонны.
Применение труб в качестве бурильного вала практически началось с появлением алмазного породоразрушающего инструмента в 1862 г. Диаметр и глубина скважин при этом были незначительными, а бурение осуществлялось при сравнительно малой частоте вращения. Бурильные трубы, называвшиеся ранее штангами (по аналогии с буровым инструментом для ударно-штангового бурения), собирались в колонну с помощью ниппельных резьбовых соединений (БТН), конструкция которых мало изменилась до настоящего времени. Повышалось только их качество.
С внедрением в практику вращательного бурения геологоразведочных скважин инструментов твердосплавного, дробового и шарошечного типов, с увеличением диаметра и глубины скважин, а также частоты вращения бурового снаряда, бурильные трубы ниппельного соединения небольшого диаметра оказались мало пригодными из-за недостаточной прочности резьбовых соединений, быстрого износа, больших гидравлических сопротивлений при циркуляции промывочной жидкости, а также длительности их свинчивания и развинчивания. В связи с этим стали разрабатываться и внедряться в практику бурения геологоразведочных скважин БТ с муфтово-замковыми соединениями (БТМ). Замковые соединения позволили упростить и ускорить процесс свинчивания и развинчивания БТ при спуско-подъемных операциях, а также повысить надежность разъемных резьбовых соединений. Кроме того, у колонны БТМ внутренний канал имел более равномерное сечение (без резких сужений), что заметно уменьшило гидравлические потери при циркуляции промывочной жидкости. Наконец, колонна БТМ позволяла передавать на породоразрушающий инструмент больший крутящий момент.
В практике бурения геологоразведочных скважин в настоящее время находят применение бурильные трубы, изготовляемые из сталей различных марок и из легкого сплава, параметры которых определены нормалями и государственными стандартами.
Соединение бурильных труб осуществляется с помощью резьб различными способами: с помощью ниппелей (H), муфт и замков (МЗ), ниппелей и замков (НЗ) или просто — труба в трубу. В последнем случае концы бурильных труб снабжаются специальной резьбой, соответствующей резьбе присоединяемого элемента.
Стальные бурильные трубы (СБТ) и их соединения изготовляют из легированных сталей различных марок (36Г2С, 40ХН, 45 и др.) с высокими механическими свойствами (см. табл. 5.1).
Стальные бурильные трубы ниппельного соединения (СБТН) в соответствии с ГОСТ 8467—83 имеют наружный диаметр 33,5, 42 и 50 мм, а техническими условиями ТУ14—3—679—78 предусмотрен нормальный ряд труб диаметром 24, 32, 38, 42, 54 и 68 мм. Соединяются трубы ниппелями или ниппельными замками с резьбой трапецеидальной формы, за исключением рабочей резьбы ниппельных замков для труб диаметром 68 мм (рис. 5.8).
Параметры БТ и ниппельных соединений приведены ниже.
Для повышения прочности труб в резьбовых соединениях концы их высаживаются внутрь. Собранная колонна из труб с ниппельными соединениями имеет одинаковый наружный диаметр по всей длине и в практике именуется гладкостенной. Внутренний диаметр канала такой колонны в местах соединений имеет уменьшенный размер. Это является одним из недостатков колонны БТ ниппельного соединения вследствие повышения гидравлических сопротивлений, возникающих при движении потока промывочной жидкости в местах соединений (в суженных участках).
К качеству бурильных труб предъявляются повышенные требования:
- соосность резьбы и поверхности труб в пределах 0,1 мм у торца и 0,2 мм на расстоянии 200 мм от торца;
- кривизна трубы не более 0,5 мм на 1 м длины трубы;
- стандартная длина труб 3000 и 4500 мм.
Ниппельные соединения могут быть трех типов: А, Б и В (см. рис. 5.8). Ниппели типа А и Б являются элементами замка, предназначенного для соединения свечей при сборке бурильной колонны, а типа В — для соединения труб в свече. Для соединения свечей из труб диаметром 54 и 56 мм в колонну служат ниппельные замки.
Бурильные трубы ниппельного соединения рекомендуется применять при бурении скважин алмазным породоразрушающим инструментом и при необходимости иметь небольшой зазор между стенкой скважины и бурильной колонной. Это позволяет осуществлять бурение с достаточно большой частотой вращения снаряда.
Стальные бурильные трубы с муфтово-замковым соединением (СБТМ). Государственным стандартом предусматривается выпуск СБТМ с высаженными внутрь концами трех диаметров: 42, 50 и 63,5 мм (рис. 5.8, в). В этом случае соединение бурильных труб между собой осуществляется с помощью муфт, для чего на концах бурильных труб нарезают наружную коническую резьбу треугольного профиля с небольшим шагом, а муфту снабжают соответственно внутренней резьбой. Резьба может быть правой или левой. Отраслевой нормалью, разработанной ВИТРом, было предусмотрено изготовление СБТМ с наружным диаметром 50, 60,3 и 73 мм. Бурильные трубы муфтово-замкового соединения изготовляют из стали марок 36Г2С группы Д и 40Х, 30ХГС, а муфты — из стали марок 3672С группы Д.
Для соединения СБТМ в колонну служат специальные замки, состоящие из двух частей: ниппеля и муфты. Элементы замков между собой соединяются конической замковой резьбой (3), а с трубами — трубной резьбой (T). Наружную поверхность замков при их изготовлении подвергают термообработке на глубину 1,5—2,5 мм до твердости HRC=50. Замковая (рабочая) резьба конической формы имеет увеличенный, по сравнению с трубной, шаг и также подвергается термообработке.
На каждом элементе замка делают вырезы-площадки для захвата ключами или специальными вилками. На ниппеле делают одну пару площадок, а на муфте — по две пары. Вместо таких площадок муфты могут иметь кольцевую проточку шириной 55 и глубиной 7,5 мм (при диаметре муфты 65 мм). Изготовляют замки из стали марки 40ХН. Они должны выдерживать не менее 800 циклов свинчивания-развинчивания.
Бурильные трубы с муфтово-замковыми соединениями рекомендуется применять при бурении скважин большого диаметра и значительной глубины в сложных геологических условиях при необходимости передачи крутящего момента значительной величины и при большом расходе промывочной жидкости.
Основным недостатком таких БТ является существенная разница между наружными диаметрами соединений и самих труб, что приводит к образованию значительного зазора между трубами и стенками скважины и, следовательно, к их изгибу при действии нагрузок, превышающих критическую величину. Это в свою очередь приводит к интенсивному усталостному и абразивному износу труб под действием знакопеременных нагрузок и силы трения о стенки скважины, что накладывает определенные ограничения на частоту вращения снаряда при бурении скважин. Для устранения такого недостатка стали использовать комбинированные колонны бурильных труб, например бурильные колонны с ниппельно-замковыми соединениями 50/НЗСУ-57, 43/НЗСУ-44 и 50/3-42.
Бурильная колонна 50/НЗСУ-57 состоит из труб диаметром 50 мм с внутренней трапецеидальной цилиндрической резьбой, соединяемых в свечи ниппельными замками диаметром 52 мм с резьбой 3-42. Используется такая колонна для бурения скважин диаметром 59 мм. При бурении скважин диаметром 46 мм колонна состоит из труб диаметром 42 мм, ниппелей диаметром 44 мм и замков с конусной резьбой. Такие колонны БТ работают при повышенной частоте вращения (до 900 об/мин) в скважинах глубиной до 1600 м.
Бурильная колонна 50/3-42 состоит из БТ диаметром 50 мм с двойной высадкой концов, что позволяет нарезать коническую резьбу под муфто-замковые соединения МЗ-42. Бурение такой колонной ведется до глубины 600 м с частотой вращения 600—800 об/мин.
Для повышения прочности и герметичности соединений в ПГО «Приленскгеология» разработан специальный тип конусно-винтового замкового соединения KBC (рис. 5.9). Соединения имеют цилиндрическую резьбу с конусной проточкой, блокирующей резьбу в опасном сечении и обеспечивающей постоянный нормальный натяг элементов замка или муфты на бурильной трубе. При этом длина нарезанной части замка и БТ различна, за счет чего исключается торцовый упор соединяемых деталей и плотный контакт их конических поверхностей при натяге. Работоспособность колонны БТС с такими соединениями возросла почти в два раза.
Стальные бурильные трубы для снарядов со съемными керноприемниками. В связи с разработкой и внедрением нового способа извлечения керна с помощью съемных керноприемников появились специальные БТ, отвечающие дополнительным требованиям: достаточно большое сечение и равноразмерность внутреннего канала труб, обеспечивающая свободное продвижение съемного керноприемника к забою и обратно на поверхность. Удовлетворение этих требований возможно только за счет уменьшения толщины стенки труб. В бывш. СССР были разработаны два комплекса снарядов со съемным керноприемником: ССК-ВИТР и КССК-СКБ.
В комплексе ССК-ВИТР используется гладкостенная внутри и снаружи колонна бурильных труб ТБ-ССК, соединяемых между собой резьбой трапецеидальной формы — труба в трубу (рис. 5.10,а). Ниже приводится характеристика таких труб.
Изготавливают такие трубы из стали марки 37ХНМ с механическими свойствами, соответствующими группе прочности К. Резьба соединений слабоконическая трапецеидального профиля с большим шагом и небольшой высотой витка. Необходимая прочность такого резьбового соединения при малой толщине стенки создается за счет достижения одновременного контакта по наружным и внутренним упорным выступам и боковой поверхности всех ниток резьбы. Это обеспечивается высокой точностью изготовления резьбы.
Недостатками бурильных труб типа ТБ-ССК является невозможность при существующих технических средствах механизировать процесс их свинчивания и развинчивания при выполнении СПО. Кроме того, такие трубы не следует использовать для бурения глубоких скважин при значительной разработке стенок ствола и образовании каверн из-за недостаточной прочности резьбовых соединений труба в трубу.
Бурильные трубы, применяемые в комплексе КССК, имеют более прочные муфто-замковые соединения с прорезями и кольцевыми проточками для захвата их элеватором и специальными вилками, что позволяет механизировать процесс свинчивания и развинчивания колонны при СПО (рис. 5.10,б). Изготавливают трубы из стали 36Г2С с высаженными внутрь концами. На концах трубы нарезают наружную трапецеидальную резьбу с конусностью 1:16. Высота профиля резьбы 1, 2 мм, шаг 6 мм, угол при вершине 10°. Замки и муфты изготовляют из стали марки 40ХН улучшенного качества и марки 36Г2С. Наружная поверхность муфт и замков подвергается закалке с нагревом ТВЧ.
Легкосплавные бурильные трубы (ЛЕТ). Необходимость создания таких труб определялась увеличением глубины скважин и частоты вращения бурового снаряда. Снижение массы колонны бурильных труб с сохранением их прочности стало весьма актуальной задачей. Применение ЛБТ позволило уменьшить массу бурильной колонны и существенно уменьшить расходуемую на ее вращение и подъем мощность, а также существенно увеличить частоту вращения при значительной глубине скважин (до 700— 800 об/мин на глубине более 1200 м).
С учетом специфики бурения геологоразведочных скважин СКБ НПО «Геотехника» разработаны и выпускаются серийно легкосплавные бурильные трубы с ниппельным (ЛБТН) и муфтовозамковым (ЛБТМ) соединением.
Изготавливают ЛБТ из алюминиевого сплава Д16Т, имеющего предел прочности на растяжение 450 МПа, предел текучести 330 МПа и относительное удлинение 11%.
Легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения на концах имеют внутреннюю стандартную резьбу без высадки. Соединение труб в колонну осуществляется ниппелями типа А и Б, изготовленных из стали марки 40ХН. Для повышения прочности и герметичности в резьбовых соединениях делают уплотняющие шейки (проточки) или стабилизирующие хвостовики, устраняющие концентрацию напряжений, чем они отличаются от соединений СБТН (рис. 5.11).
Легкосплавные бурильные трубы муфто-замкового соединения по конструкции аналогичные СБТМ. Промышленностью освоен выпуск труб диаметром 54 мм (ЛБТМ-54) с толщиной стенки 7,5 мм. Такие трубы имеют на концах, высаженных внутрь, наружную резьбу. В отличие от соединений СБТМ-50 на ЛБТМ в муфтах и замках делают цилиндрические стабилизирующие пояски. Кроме того, на трубах, как и на элементах соединений, делают прорези-площадки для захвата их специальными вилками, что позволяет использовать существующую технику для механизации процесса свинчивания и развинчивания колонны при СПО. Трубы изготовляют из сплава Д16Т, замки — из стали 40ХН, а муфты — из стали марки 36Г2С. Наружная поверхность муфт и элементов замка и замковая резьба упрочняются закалкой с помощью ТВЧ. Ниже приведены некоторые параметры ЛБТ.
Специальные бурильные трубы применяют при бурении с гидравлическим транспортированием керна комплексом КГК-100. Из таких труб собирают две концентрично располагающихся колонны (рис. 5.12). Трубы наружной колонны, имеющие диаметр 79 мм, соединяют с помощью замковых элементов — муфт и ниппелей. Толщина стенки труб 6,5 мм. Концы труб имеют цилиндрическую резьбу диаметром 68 мм. Элементы замка соединяются друг с другом с помощью специальной слабоконической резьбы трапецеидального профиля по типу замковой резьбы труб КССК. Муфта замка имеет две пары вырезов под вилку и элеватор, а ниппель — одну. Изготовляют наружные трубы из стали группы прочности Д.
Трубы внутренней колонны, изготовляемые из алюминиевого сплава Д16Т, имеют наружный диаметр 48 мм и толщину стенки 3 мм. К концам каждой трубы присоединяют стальные штуцеры с помощью специального клея «Герметик УТ-1». Это уплотнительный материал, вулканизирующийся при комнатной температуре при добавлении вулканизирующего вещества (перекиси марганца) и ускорителя (дифелингуанимида). При сборке колонны внутренние трубы просто стыкуются. Герметичность стыков достигается тем, что один из стыкующихся концов штуцеров каждой трубы имеет внутреннюю коническую расточку, а второй имеет вид сферической поверхности (заовален). Эта поверхность сопрягается с поверхностью конуса, и при достаточном усилии прижатия достигается нужная герметичность стыка. Прижатие создается действием пружины, встроенной в промывочный сальник. В связи с тем, что при массовом изготовлении таких труб практически невозможно обеспечить достаточной точности совпадения длин наружной и внутренней труб, внутренние трубы имеют возможность осевого перемещения в пределах 35—40 мм, которое компенсируется при окончательной сборке колонны подпружиненной трубкой промывочного сальника. Центрирование внутренних труб достигается специальными ребрами-центраторами, которые сопрягаются с внутренней поверхностью муфты и ниппеля наружной колонны бурильных труб.
Наружная колонна служит для создания на забое осевой нагрузки и передачи крутящего момента на коронку, а внутренняя — для выхода на поверхность промывочной жидкости и керна. На забой жидкость поступает по зазору между трубами.
Добыча нефти и газа
Бурильные трубы
Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ, рис. 3.11.).
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой.
Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.
По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140 (З-147); З-152 (З-171).
Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).
3.2.2. СТАЛЬНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, рис. 3. 12.)
Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба по ГОСТ 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т.е. увеличивают толщину стенки.
Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
ТБП выпускают в соответствие с ГОСТ Р 50278 трех разновидностей:
- ПВ – с внутренней высадкой;
- ПК – с комбинированной высадкой;
- ПН - с наружной высадкой.
Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м. Присоединительные концы – бурильные замки изготовляют по ГОСТ 27834-95 из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел текучести 980 МПа).
Основные параметры ТБП, наиболее распространенные в Западной Сибири:
· условные диаметры труб 114, 127, 140 мм («условный» – означает округленный до целого значения);
· -условная толщина стенки 9, 11, 13 мм
· - типоразмеры замков ЗП-159, ЗП-162, ЗП-178 (где 159, 162, 178 – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 127, 140;
· -присоединительная резьба, соответственно, З-122; З-133; З-147;
· -средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 32 кг.
Условное обозначение трубы бурильной с комбинированной высадкой и приваренными замками условным диаметром 127 мм и условной толщиной стенки 9 мм из стали группы прочности Д:
ПК-127Х9 Д ГОСТ Р 50278
3.2.3. Легкосплавные бурильные трубы
Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, рис. 3. 13.) по ГОСТ 23786 применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала – 2,78 г/см3. (у стали 7,85 г/см3) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 Мпа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016-46 из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции - ЗЛ
Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:
- условные диаметры труб 114, 129, 147 мм;
- условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;
- типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 129, 147;
- присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;
- средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 16 кг.
Условное обозначение трубы бурильной из сплава Д16Т условным диаметром 147 мм и условной толщиной стенки 11 мм:
Д16Т-147Х11 ГОСТ 23786
Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20% по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.
Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).
3.2.4. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.
В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:
- - горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;
- - сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-744.
УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная). Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подьемных работах.
Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам.
Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:
- -номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;
- -номинальный диаметр промывочного канала 74; 90, 100 мм;
- длина труб, соответственно 8,0; 12,0; 12,0 м;
- присоединительная резьба, соответственно З-121; З-147; З-171;
- масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно, 97,6; 145,4; 193 кг.
Условное обозначение УБТ наружным диаметром 178 мм и диаметром промывочного канала 90 мм из стали группы прочности Д:
УБТ 178х90 Д ТУ 14-3-385
Основные параметры УБТС, наиболее распространенные в Западной Сибири:
- -номинальные наружные диаметры труб 178, 203, 229 мм;
- -номинальный диаметр промывочного канала 80; 80, 90 мм;
- длина труб 6,5 м;
- присоединительная резьба, соответственно, З-147; З-161; З-171;
- масса одного погонного метра таких труб равна, соответственно, 156; 214,6; 273,4 кг.
Условное обозначение УБТС наружным диаметром 178 мм с присоединительной замковой резьбой З-147:
УБТС 2 178/ З-147 ТУ 51-774
Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:
Переводники переходные (ПП, рис. 3.15.а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
2) Переводники муфтовые (ПМ, рис. 3.15.б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.
3) Переводники ниппельные (ПН, рис. 3.15.в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.
Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.
ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171:
П - 147/171 ГОСТ 7360
То же, но с левой резьбой:
П - 147/171 –Л ГОСТ 7360
Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).
3.2.6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), «Славутич» (КС).
Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.
Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра – перфорированный патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.
Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.
3.3. УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
3.4. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые – винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.
Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.
Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис. 3.16).
В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.
Работа турбины характеризуется частотой вращения вала n , вращающим моментом на валу М, мощностью N, перепадом давления DР и коэфициентом полезного действия h.
Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот.
В этой связи различают два режима работы турбины:
1. тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,
2. холостой, когда n достигает максимального, а М = 0.
В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.
Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.
Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.
Режим, при котором коэффициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.
При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.
Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).
При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.
Пусть при расходе бурового раствора Q1 и соответствующей этому значению частоте вращения ротора турбины n1 при оптимальном режиме турбина создает мощность N1 и вращающий момент М1 , а перепад давления в турбине составляет DР1. Если расход бурового раствора увеличить до Q2 , параметры характеристики турбины изменятся следующим образом:
N1 / N2 = (Q1 / Q2)3
М1 / М2 = (Q1 / Q2)2
DР1 / DР2 = (Q1 / Q2)2
Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.
N1 / N2 = М1 / М2 = Р1 / DР2 = r1 / r2
Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.
ГОСТ 26673 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.
Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.
Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.
Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.
Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.
Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.
Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.
Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.
Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.
3.4.2. ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ
Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор (рис. 3.17.).
Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.
Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.
Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.
Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резино – металлическими опорами. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.
ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230.
Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.
Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.
Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым
Соединение бурильных труб
Все производители бурильных труб при изготовлении своей продукции руководствуются единым документом, унифицирующим все производимые бурильные трубы и задающие перечень требований к выпускаемой продукции. Речь идет о требованиях ГОСТ Р «Трубы бурильные геологоразведочные, типы и основные параметры». Этот документ регламентирует параметры изготавливаемого бурового инструмента, который применяется во всех сферах: от строительства до геологоразведки или разработки месторождений полезных ископаемых. При этом требования распространяются как на размеры, тип и профиль резьбы, так и на механические свойства материала, из которого они произведены.
Сегодня на рынке представлен широкий ряд типоразмеров бурильных труб, которые можно классифицировать как по сфере их применения, так и по особенностям конструкции. В число таких особенностей относится тип их соединения.
Соединение бурильных труб преимущественно обеспечивается благодаря использованию муфт, ниппелей и бурильных замков – специального соединительного устройства, с одной стороны которого расположена муфта с крупной внутренней резьбой, а с другой – аналогично крупная наружная резьба ниппеля. Используемые для соединения бурильных труб замки буровые также делятся на несколько типов, применение каждого из которых обусловлено типом применяемых труб. Например, при применении технологии турбинного бурения или бурения, связанного с использованием электробура, для обеспечения надлежащих условий проходки применяются бурильные трубы с высаженными наружу концами. При соединении такого типа труб применяются буровые замки с увеличенным проходным отверстием (условное обозначение таких замков – ЗУ). Если же в процессе бурения применяются бурильные трубы с высаженными внутрь концами, для соединения таких бурильных труб могут применяться замки с нормальным или широким проходным отверстием, условно обозначаемые ЗН и ЗШ соответственно.
К сожалению, любое резьбовое соединение бурильных труб, каким бы плотным оно ни было, связано с возможностью проникновения в зазоры различных веществ, вызывающих коррозию. Кроме того, в условиях высоких, в том числе вибрационных, нагрузок такое сочленение, которое включает не одно, а целых три резьбовых соединения. Как и в любой другой системе, количество соединений напрямую влияет на надежность всей конструкции.
Помимо резьбы существуют и технологии безрезьбового соединения бурильных труб, в случае которого применяются металлические муфты с кольцами.
Резьбы бурильных труб
Бурильные трубы, как мы уже не раз упоминали, выполняют ключевые функции при проведении работ: они передают вращение от ротора породоразрушающему инструменту и обеспечивают подачу бурового раствора в скважину. Для того, чтобы достичь требуемой глубины бурения, трубы соединяются в так называемые бурильные свечи и от качества их соединения напрямую зависит качество и результат работы.
Соединение бурильных труб обеспечивается при помощи резьбы – в зависимости от типа устройства она может отличаться, о чем речь пойдет чуть ниже. Резьбы бурильных труб предназначены не для непосредственного их соединения между собой, а предполагают использование специальных замков и муфт. Это позволяет обеспечить достаточную прочность и надежность конструкции, которая в ходе работы испытывает серьезные нагрузки.
Как правило, резьбы бурильных труб имеют так называемую правую нарезку – то есть восходящее направление хода витка стремится в правую сторону. Причина тому весьма проста: породоразрушающий инструмент в скважине вращается по часовой стрелке, а значит, трубы с правой нарезкой не будут развинчиваться в ходе работы. Однако существуют и бурильные трубы с левой резьбой – они применяются, например, в ходе работ по ликвидации аварийных ситуаций, когда необходимо развинтить обычные бурильные трубы, находящиеся в скважине. При этом такие трубы ничем не отличаются от своих аналогов с правой резьбой – ни размером, ни формой, ни параметрами самой резьбы. Поскольку создание резьбового соединения уменьшает толщину стенки трубы, современные бурильные трубы выпускаются с высаженными концами, что усиливает сечение в месте нарезки.
Как и к самим бурильным трубам, к их резьбовому соединению предъявляется ряд требований, соблюдение которых позволяет снизить риски возникновения аварийных ситуаций. Наиболее частой причиной возникновения аварий является несоответствие профиля резьбы бурильных труб и замков. В результате такого несоответствия часть резьбового соединения не участвует в работе, то есть является полностью разгруженным, а всю нагрузку принимают на себя лишь последние витки, в результате чего и происходит отламывание.
Контроль резьбы бурильной трубы производится при помощи калибров. Эту устройства делятся на три типа: рабочие, применяемые в повседневной работе при производстве, контрольные, для проведения контроля рабочих калибров, и эталоны – наиболее точные, применяемые для проверки контрольных экземпляров. Конусность резьбы проверяется гладкими калибрами, а правильность всех элементов резьбового соединения – резьбовым.
Читайте также: