Тип высадки бурильных труб что это
Обновлено: 07.07.2024
Трубы бурильные утяжеленные
Утяжеленная бурильная труба (УБТ) - завершает колонну (внизу), имеет высокую плотность сплава (группы Л, М/G105, S135) и большую толщину стенки для передачи максимальной нагрузки или ударной силы при бурении.
Отечественной промышленностью изготавливаются утяжеленные бурильные трубы следующих конструкций:
горячекатаные, гладкие по всей длине (ТУ 14-3-835-79) (рисунок);
гладкие по всей длине, со сверленым отверстием и механической обработкой, cбалансированные (УБТС-2 по ТУ 51-744-77) (рисунок);
термообработанные, по всей длине гладкие, со спиральными канавками и квадратного сечения (типа А, Б, Б/1, Л, Л/1, Е, ЕН, ЕН/1, ЕЛ и ЕЛ/1 по ТУ 26-12-775-90) (рисунок).
Изготовители: Таганрогский металлургический завод (ТМЗ)
347928 г. Таганрог Ростовской обл., ул. Завод-ская, 1
тел. 5-03-02 телетайп 298202, телеграф "Прокат"
Завод специального оборудования (ДЭМЗСО)
293720 Украина, г. Дрогобыч Львовской обл.,
ул. Бориславская, 51/1
тел. 2-23-51 телетайп 734722, телеграф "Пламя"
Сумское производственное объединение им. М. В. Фрунзе
244004 Украина, г. Сумы, ул. Горького, 58
тел. 4-11-08 телетайп 174129, телеграф "Сумы Фрунзе"
Трубы, бурильные утяжеленные горячекатаные (ТУ 14-3-385-79) изготавливаются из стали группы прочности Д с механическими свойствами и параметрами, приведенными ниже.
Изготовитель: ТМЗ
Трубы бурильные утяжеленные сбалансированные УБТС-2 (ТУ 51-744-77) изготавливаются гладкими по всей длине со сверленым отверстием и механической обработкой, что обеспечивает необходимую балансировку (см. рис.).
Трубы подвергаются термообработке по концам на длину 0,8. 1,2 м.
Для повышения усталостной прочности резьбовые соединения имеют зарезьбовые разгрузочные канавки (ЗРК) с радиусами галтельных переходов у ниппеля 6 мм, у муфты 8 мм.
УБТС-2 изготавливаются из легированных сталей с механическими свойствами, приведенными ниже.
Геометрические параметры сбалансированных УБТС-2 приведены в табл. 83.
Изготовитель: Дрогобычский экспериментально-механический завод
специального оборудования (ДЭМЗСО)
Трубы бурильные утяжеленные ТУ 26-12-775-90) изготавливаются в соответствии с нормами Sрес 7 и др. АР1, термообработанные по всей длине, следующих типов:
А - гладкие без проточок;
Б - с проточками под элеватор и клиновой захват;
Б/1-с проточками под элеватор и клиновой захват с наплавкой твердым сплавом;
Л - с проточкой под элеватор;
Л/1-с проточкой под элеватор с наплавкой твердым сплавом;
Д/1 - квадратного сечения с наплавкой твердым сплавом;
Е-со спиральными канавками;
ЕН-со спиральными канавками и проточками под элеватор и клиновой захват;
ЕН/1-со спиральными канавками и проточками под элеватор и клиновой захват с наплавкой твердым сплавом;
ЕЛ - со спиральными канавками и проточкой под элеватор;
ЕЛ/1 -со спиральными канавками и проточ-кой под элеватор с наплавкой твердым сплавом.
Изготовитель: Сумское производственное объединение им. М. В. Фрунзе
Трубы изготавливаются из стали 45ХГМА с механическими свойствами, приведенными ниже.
В табл. 84 приведены геометрические параметры УБТ типов А, Б, Б/1, Л, Л/1, а в табл. 85 - типов Е, ЕН, ЕН/1, ЕЛ и ЕЛ/1.
Трубы, бурильные утяжеленные квадратного сечения типа Д/1 имеют следующие геометрические параметры (табл. 86).
В табл. 87 приведены рекомендуемые моменты свинчивания термообработанных УБТ.
Тип высадки бурильных труб что это
ГОСТ 32696-2014
(ISO 11961:2008)
ТРУБЫ СТАЛЬНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Steel drill pipes for petroleum and natural gas industries. Specifications
* В ИУС N 2-2016 ГОСТ 32696-2014 приводится с
МКС 77.140.75, 75.180.10, здесь и далее по тексту. -
Примечание изготовителя базы данных.
Дата введения 2016-01-01
Цели и принципы, основной порядок работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 "Межгосударственная система стандартизации. Основные положения" и ГОСТ 1.2-2009 "Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены"
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны", Открытым акционерным обществом "Российский научно-исследовательский институт трубной промышленности" (ОАО "РосНИТИ")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 357 "Стальные и чугунные трубы и баллоны"
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 25 июня 2014 г. N 45)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 27 июля 2015 г. N 989-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 32696-2014 (ISO 11961:2008) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2016 г.
5 Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ISO 11961:2008* "Petroleum and natural gas industries - Steel drill pipe" (ISO 11961:2008 Нефтяная и газовая промышленность. Трубы стальные бурильные) путем:
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.
- внесения дополнительных слов (фраз, показателей, ссылок), выделенных в тексте настоящего стандарта полужирным курсивом*;
* В бумажном оригинале обозначения и номера стандартов и нормативных документов в разделах "Предисловие", "Введение", 5 "Информация, которую должен предоставить потребитель при оформлении заказа на бурильные трубы", приложениях ДА и ДВ приводятся обычным шрифтом; отмеченные по тексту знаком "**" - полужирным курсивом, остальные по тексту документа приводятся курсивом. - Примечание изготовителя базы данных.
- внесения дополнительных структурных элементов (пунктов, подпунктов, абзацев, терминологических статей), выделенных в тексте настоящего стандарта вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;
- изменения отдельных структурных элементов (подразделов, пунктов, подпунктов, абзацев, таблиц и рисунков), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом и вертикальной линией, расположенной на полях этого текста;
- изменения отдельных слов (фраз, показателей), выделенных в тексте настоящего стандарта курсивом;
- изменения его структуры для приведения в соответствие с правилами, установленными в ГОСТ Р 1.5 (подразделы 4.2 и 4.3). Сравнение структуры настоящего стандарта со структурой указанного международного стандарта приведено в дополнительном приложении ДГ.
Степень соответствия - модифицированная (MOD)
6 Настоящий стандарт разработан на основе национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 54383-2011 (ИСО 11961:2008) "Трубы стальные бурильные для нефтяной и газовой промышленности. Технические условия".
7 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС, N 3, 2020
Введение
Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту ISO 11961:2008 с поправкой N 1 в связи с необходимостью дополнения размеров и групп прочности бурильных труб, широко применяемых в российской нефтяной и газовой промышленности.
Модификация настоящего стандарта по отношению к международному стандарту заключается в следующем:
- раздел 2 исключен. Содержание раздела 2 включено в раздел 3, как напрямую относящееся к применению ссылочных нормативных документов;
- раздел 4 разделен на два самостоятельных раздела (3 и 4), что обусловлено большим объемом раздела;
- наименование некоторых терминов приведено к наименованию, применяемому в национальной промышленности, так например, термин "роторное упорное соединение" заменен термином "резьбовое упорное соединение", термины "шейки замка", "шейка муфты", "шейка ниппеля" - терминами "хвостовики замка", "хвостовик муфты", "хвостовик ниппеля";
- заменены некоторые обозначения и показатели для приведения в соответствие с обозначениями и показателями, принятыми в системе единиц СИ и национальной стандартизации;
- введены дополнительные термины, традиционно применяемые в национальной промышленности, для уточнения применяемых понятий;
- исключены значения показателей, выраженные в американской системе единиц, которые нецелесообразно применять в национальной стандартизации, и соответствующие приложения C и F;
- изменена точность значений длины муфты и ниппеля по наружной поверхности и , диаметра фаски упорных поверхностей замка с двух десятичных знаков на один десятичный знак после запятой, в соответствии с указанными для этих размеров предельными отклонениями;
- американские условные обозначения размеров труб Ряд 1 и Ряд 2 заменены соответствующими значениями наружных диаметров и толщин стенок, исключены соответствующие термины "Ряд 1 (label 1)", "Ряд 2 (label 2)";
- дополнена группа прочности D, широко применяемая в национальной промышленности, и связанные с ней показатели, слова, фразы и положения. Соответствие групп прочности тел бурильных труб и свойств замков при растяжении и типов резьбовых упорных соединений приведено в приложении ДА;
- дополнены три размера бурильных труб групп прочности D и E с внутренней высадкой 73,02x9,19; 88,90x9,35 и 88,90x11,40 мм, широко применяемые в национальной промышленности, и связанные с ними показатели;
- дополнительно внесена возможность изготовления замков с резьбовыми соединениями по ГОСТ 28487-2018, эквивалентными и взаимозаменяемыми с соединениями по ISO 10424-2:2007;
- из стандарта исключены ссылки на стандарты АНИ, с сохранением ссылок на аналогичные стандарты ИСО или АСТМ;
- из стандарта исключены положения, связанные с лицензированием, проводимым Американским нефтяным институтом;
- стандарт дополнен приложением ДБ, в котором приведен расчет приблизительной массы единицы длины бурильных труб.
Сравнение структуры настоящего стандарта и стандарта ISO 11961:2008 приведено в приложении ДВ.
По сравнению с ISO 11961:2008 область применения настоящего стандарта после дополнения группой прочности Д, размерами бурильных труб и резьбовыми соединениями замков, широко применяемыми в российской промышленности, охватывает все группы прочности, размеры бурильных труб и резьбовые соединения замков, предусмотренные в Российской Федерации и ГОСТ 27834-95. По сравнению с этими стандартами, настоящий стандарт:
- содержит большие возможности для потребителя по выбору уровня требований и качества, видов дополнительного контроля и испытаний изделий;
- устанавливает свойства изделий, востребованные в современной нефтяной и газовой промышленности;
- регламентирует организацию и проведение операций контроля качества изделий, в том числе неразрушающего контроля, на различных стадиях производства;
- учитывает требования ГОСТ ISO 9001, регламентирует процессы прослеживаемости и идентификации изделий, контроля и валидации процессов, сохранения записей.
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на стальные бурильные трубы с высаженными концами и приваренными замками, предназначенные для бурения и добычи в нефтяной и газовой промышленности, поставляемые по трем уровням требований к продукции (PSL-1, PSL-2 и PSL-3). Основными для настоящего стандарта являются требования PSL-1. Требования, устанавливаемые уровнями требований PSL-2 и PSL-3, приведены в приложении E.
Настоящий стандарт распространяется на бурильные трубы следующих групп прочности:
- бурильные трубы групп прочности D и E;
- высокопрочные бурильные трубы групп прочности X, G и S.
Стандартная конфигурация бурильной трубы, ее основные элементы и их длины указаны на рисунке B.1 (приложение B). Перечень бурильных труб, на которые распространяется настоящий стандарт, их основные размеры и масса приведены в таблице A.1 (приложение A).
Настоящий стандарт может быть также применен к бурильным трубам с типами резьбовых упорных соединений, не предусмотренных настоящим стандартом.
По согласованию между потребителем и изготовителем настоящий стандарт может быть применен к телу бурильных труб и/или замкам других размеров. В приложении D приведены дополнительные требования, касающиеся испытаний на ударный изгиб, неразрушающего контроля, размера партии, документации и маркировки, которые могут быть согласованы между потребителем и изготовителем.
В настоящем стандарте не рассматриваются эксплуатационные свойства бурильных труб.
1 В настоящем стандарте для обозначения бурильных труб применяют следующие показатели: наружный диаметр и толщина стенки тела труб, группа прочности (D, E, X, G или S), тип высадки и тип резьбового упорного соединения. Обозначение применяют для идентификации бурильных труб при оформлении заказа.
2 Требования к резьбовым соединениям замков приведены в стандартах [1], [2] и ГОСТ 28487**.
3 Эксплуатационные свойства бурильных труб приведены в стандарте [3].
2 Нормативные ссылки
Использование для метода испытаний одновременной ссылки на два стандарта означает, что такие стандарты взаимозаменяемы по своим требованиям.
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты*:
* Таблицу соответствия национальных стандартов международным см. по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных.
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
Бурильные трубы: их виды, характеристики и применение в скважинах различного назначения
Трубы для бурения входят в состав бурильных установок. Они выполняют роль связующего звена между режущим инструментом (долотом) и бурильной аппаратурой. Эти детали нужны для спуска в скважину, образования нужного вращения и нагрузки, а также подъёма рабочих инструментов со дна скважины на поверхность. Помимо этого, они осуществляют подачу бурильного раствора, который выполняет функцию охлаждения режущего элемента. Скважины, которые бурят с помощью бурильного оборудования, классифицируются по продуктам добывания (нефть газ, вода и прочее).
Для бурения скважин применяются особый тип труб с высокими прочностными характеристиками
Особенности бурильных труб
Технология производства бурильных труб подразумевает отсутствие соединительных швов. Соединение таких изделий производится с помощью замков, которые имеют специальную резьбу. В случае, если они входят в состав колонной конструкции, их объединение между собой выполняется с помощью специальных ниппелей. Производство бурильных деталей регламентируется необходимыми государственными нормами и стандартами. Изделия могут быть с квадратным или круглым сечением.
По материалу изготовления бурильные трубы бывают двух типов.
Стальные бурильные трубы. Самый распространённый вид. Труба СБТ может обладать диаметром от 34 до 168 мм. Чаще всего в бурильных работах используются детали с диаметром 60 мм. С помощью их осуществляется так называемое колонковое бурение, при котором долото вращается очень быстро, и разрушение породы происходит по кольцу, а не по всей площади забоя. Трубы стальные бурильные (СБТ) отличаются повышенной надёжностью. Они могут использоваться при добыче алмазов.
Лёгкие сплавы. Детали из лёгких сплавов имеют некоторые особенности в строении (например, утолщённые концы и круглое сечение). Бурильные легкосплавные трубы имеют толщину стенки от 9 до 17 мм.
Важно! В производстве бурильного оборудования используется метод прессовки. Материал, который подвергается прессовке, должен быть предварительно обработан термическим путём для повышения своих технических характеристик. Стыковка таких деталей производится с помощью замков. Замки имеют более лёгкую конструкцию.
Чтобы повысить показатели прочности, используют метод, с помощью которого концы детали утолщаются. К оконцовке трубы путём сварки присоединяют специальную муфту и замковый ниппель. На производстве такого рода требуется повышенный контроль, соблюдаются все требования и нормы безопасности. Повышенная система мониторинга качества является гарантией того, что оборудование будет выполнено качественно и прослужит долгое время.
Бурильные трубы из стали — самый распространенный вид подобных изделий
Одной из самых важных характеристик, которой должны обладать трубы бурильного типа, — это устойчивость к коррозии. Эта характеристика обусловлена особенностями применения данных деталей. Нужных антикоррозийных показателей добиваются путём нанесения на поверхность заготовки защитного слоя, который может быть представлен бесцветным лаком или другим веществом. Защита резьбы и соединительных деталей труб осуществляется с помощью специальной антикоррозийной смазки.
Виды и характеристики бурильных труб
Бурильные изделия разделяют по типу конструкции на:
- Цельные. При производстве таких изделий используется монолитная заготовка с утолщениями на концах. Такие элементы подвергаются сначала термическому закаливанию, а затем обрабатываются механическим путём.
- Сборные. В отличие от цельных деталей, в производстве сборных применяют горячекатаную заготовку. На таких деталях есть специальные приспособления, которые с помощью завинчивания крепят на концах труб.
Помимо этого трубы классифицируются по материалу, который лежит в основе их производства. Как было сказано выше, такими материалами могут выступать сталь (для производства бурильных труб сбт) или лёгкие сплавы, из которых делают, соответственно, легкосплавные изделия.
У разных производителей бурильные приспособления могут отличаться по ряду признаков, но в большинстве случаев их подразделяют на три основных типа: обычные, утяжелённые и ведущие.
Обычные бурильные трубы имеют тонкие стенки и применяются для бурения в нетвердых типах грунта
Обычные
При изготовлении деталей обычного типа используются только алюминиевые сплавы и составы из стали. Главным отличием этого вида можно назвать наличие круглого сечения в поперечном направлении. Они являются тонкостенными (толщина стенки колеблется от 4.75 до 11 мм). Для их стыковки между собой используют специализированные замки, которые оснащены резьбой конического типа. Труба легкосплавная буровая (относящаяся к этому типу) обычно подвергается специальной процедуре для увеличения прочностных характеристик. Их концы принято утолщать, что помогает им более качественно и длительно функционировать.
Утяжеленные бурильные трубы
Производятся в основном из стали и обладают круглым сечением. Начальный материал представлен поковкой, которую для усиления качественных характеристик подвергают механической или же термообработке. Такие детали осуществляют необходимую для усиления бурения нагрузку на инструмент. Помимо этого, конструкция из такого вида изделий обладает повышенной прочностью.
В случае, если форма скважины при бурении искривляется, применяются утяжелённые бурильные трубы с квадратной разновидностью сечения. Если такая деталь является ведущей, её монтируют сверху колонны. Утяжелённые изделия могут обладать помимо обычных типов сечения ещё и шестигранным.
Толщина стенок у утяжелённого типа изделий варьирует от 16 до 50 мм. Их объединение в бурильную конструкцию происходит с помощью обычной резьбы. Каждая такая деталь имеет специальный маркер «УБТ». Как правило, их используют в обычных условиях. Глубина, на которой они могут осуществлять работу, колеблется от 2000 до 2500 м. Диаметр наружный такой трубы может быть от 79 до 279 мм.
Тяжелые трубы отличаются большой толщиной стенки и соединяются при помощи резьбы
Помимо этого, эти изделия переносят большую часть нагрузки (из-за того, что помещаются вверху всей конструкции). Для того, чтобы выдерживать её, такая буровая труба производится с уменьшенными размерами – она более короткая, нежели прочие типы.
Ведущие
Имеют многогранное сечение. Очень часто их размещают в верхней части колонны (оттуда и название). Отличительная черта этих изделий заключается в том, что они обладают четырёхгранными, шестигранными и восьмигранными видами сечения. Этот вид труб не бывает укороченным, как утяжелённые бурильные трубы. Но, для того, чтобы выдерживать огромные нагрузки, их стенки утолщают. Процесс утолщения происходит при помощи различных типов высадки. Высадка может быть внутренней, наружной или комбинированной.
Важно! Существуют непостоянные, рассыпчатые типы горных пород. К ним относятся: гравий, песок, щебень. Проникновение сквозь такую почву влечёт за собой быстрый износ бурильного оборудования. Бурильные и обсадные изделия, осуществляя работу в таких условиях, гораздо быстрее выходят из строя. Помимо этого, неустойчивые грунты могут содержать повышенное количество металлов, а, соответственно, и высокий коэффициент жёсткости воды.
Другие типы бурильных труб
Помимо вышеперечисленных, встречаются и другие типы труб для бурения. Например, существует вид, в котором замки навинчиваются на деталь. Концы таких изделий могут выходить наружу или внутрь. Их длина колеблется от 6 до 11.5 м. Они всегда помечаются маркировкой «ТБВК», если высадка проходит внутрь, и «ТБНК» — при наружной.
Ещё одна разновидность труб, о которой стоит упомянуть — это детали с приваренными концами. Их используют при прохождении через сложные типы породы.
Разработка бурильных приспособлений не стоит на месте и в будущем наверняка будут придуманы новые типы труб, функциональные характеристики которых будут гораздо выше, чем у нынешних. На сегодняшний же день существующие типы бурильных труб имеют все необходимые свойства для эффективной работы в добывающей сфере.
Читайте также: