Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Утяжеленная бурильная труба
Утяжеленные бурильные трубы ( УБТ) предназначены для повышения жесткости и увеличения массы нижней части бурильной колонны, посредством которой создается нагрузка на долото. [1]
Утяжеленные бурильные трубы ( УБТ) являются важнейшей составной частью бурильной колонны. Он предназначены для увеличения жесткости, продольной устойчивости и веса нижней части бурильной колонны, работающей на сжатие и создающей необходимую нагрузку на долото. [2]
Утяжеленные бурильные трубы изготовляются гладкими по всей длине: 146x74x8000, 178x90x12000, 203x100x12 000, 219x112x8000 и 245x135x7000 мм. [4]
Утяжеленные бурильные трубы изготовляются из сталей групп прочности Д и К. [6]
Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные рекомендуется применять при бурении скважин средних глубин в несложных геологических условиях. [8]
Утяжеленные бурильные трубы изготовляются круглого сечения с различной конфигурацией верхней части. УБТ трехгранного сечения с прямыми или спиральными гранями применяются для уменьшения искривления скважины. [9]
Утяжеленные бурильные трубы предназначены для создания необходимой осевой нагрузки на алмаз дый и другой породоразрушаю-щий инструмент, которая придает жесткость нижней части бурильной колонны, уменьшает искривление скважин, а также уменьшает износ бурильных труб. Утяжеленные трубы при алмазном бурении включаются между колонковым снарядом и колонной бурильных труб. [10]
Утяжеленные бурильные трубы ( УБТ) и маховики, применяемые при проводке скважин диаметрами 320 мм и более, выполняют те же функции, что при бурении скважин меньших диаметров. Однако с увеличением диаметров скважин функции УБТ и маховиков сужаются. В частности, уменьшается их влияние на предупреждение искривления стволов скважин, так как изготовление толстостенных УБТ и маховиков больших диаметров, а тем более сбалансированных, экономически нецелесообразно. [11]
Утяжеленные бурильные трубы ( УБТ) представляют собой толстостенные стальные трубы и предназначены для повышения жесткости и веса низа бурильной колонны с целью создания необходимой осевой нагрузки на долото в процессе бурения. [12]
Утяжеленные бурильные трубы устанавливаются над долотом ( турбобуром, электробуром) в целях увеличения жесткости нижней части бурильной колонны. Применение УБТ позволяет создавать нагрузку на долото коротким комплектом соединенных между собой толстостенных труб, что улучшает условия работы бурильной колонны. [14]
Источник
Утяжеленные бурильные трубы
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) служат в основном для создания осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент, необходимой для разрушения породы на забое. Применение УБТ позволяет повысить скорость бурения скважин, уменьшить искривление скважин, создать более благоприятные условия для работы бурильных труб и увеличить срок их службы. С помощью веса УБТ колонна бурильных труб поддерживается в растянутом состоянии, т. е. достигается ее прямолинейность и более равномерный износ. Применяют УБТ главным образом при бурении вертикальных или слабо наклонных скважин. К началу 70-х годов были разработаны конструкции УБТ из стали марки 32Г2С с замковыми соединениями, изготовленными из стали марки 40ХН и присоединяемыми сваркой встык (УБР-РПУ) или замковой резьбой (УБТ-Р).
Утяжеленные бурильные трубы УБТ-РПУ, предназначенные для бурения разведочных скважин диаметром 93 и 76 мм, имеют приваренные элементы резьбового соединения (рис. 5.13,а). Трубные заготовки и замки имеют одинаковый диаметр, соединения замкового типа — коническую резьбу с упором по торцу. Конусность резьбы 1:16, шаг — 6,35 мм, угол профиля 60°, глубина резьбы 3,137 мм. Для повышения прочности резьбовых элементов на концах резьб сделаны разгрузочные канавки А и цилиндрические шейки (проточки и расточки), образующие дополнительные поверхности сопряжений, которые предотвращают перекосы резьбовых элементов при их свинчивании и развинчивании. Кроме того, с целью снижения напряжений и изгиба в резьбовых соединениях и для уменьшения жесткости по наружной поверхности их корпуса делаются широкие цилиндрические проточки Д. На обоих элементах замкового соединения имеются прорези (площадки) Г для захвата ключом или подкладной вилкой. Для повышения стойкости УБТ против абразивного износа наружную поверхность труб и замков подвергают высококачественной закалке на глубину 2—2,5 мм в трубах и 3—3,5 мм в замках.
Утяжеленные бурильные трубы УБТ-Р имеют ниппельнозамковые соединения по типу СБТМ. На концах УБТ нарезана внутренняя трубная резьба. Такие трубы можно соединять в свечи ниппелями, имеющими на обоих концах наружную резьбу (рис. 5.13,6). Свечи в колонне соединяются с помощью замков, состоящих из двух частей. Концы одной части снабжены двумя наружными резьбами одна из которых — трубная, а другая —замковая (рис. 5.13,в). Концы второй части замка имеют соответственно наружную трубную резьбу и внутреннюю замковую. Изготавливают УБТ-Р из стали марки 32Г2С, соединительные элементы — из стали марки 40ХН, подвергающиеся объемной термообработке. С целью повышения износостойкости наружную поверхность труб и соединительных элементов и их резьбы подвергают закалке: трубы на глубину 2—4 мм, замки — 3—3,5 мм и замковая резьба на 3,5—5 мм (от вершины витка). Преимущество УБТ такой конструкции заключается в возможности быстрой замены вышедших из строя замковых соединений, что увеличивает срок службы труб почти в два раза, стоимость которых существенно выше, чем замков.
В зарубежной и отечественной практике делаются попытки создать УБТ с уменьшенной поверхностью, контактирующей со стенками скважины. Это достигается за счет расположения по наружной поверхности труб спиральных канавок, снижающих гидравлические потери при небольших зазорах между УБТ и стенками скважины. При этом улучшаются условия выноса шлама, но снижается вес УБТ. Трубы такого типа были разработаны Днепропетровской группой отделов Института минеральных ресурсов (ДГО ИМР). Характеристика УБТ приведена ниже.
Источник
Трубы для бурения, Бурильные трубы
Трубы используются для:
транспортировки породоразрушающего инструмента по скважине;
образования нужного вращения и крутящего момента с одновременной передачей осевой нагрузки;
подъема рабочих инструментов со дна скважины на поверхность;
для подачи бурильного раствора, который выполняет функцию охлаждения режущего элемента;
для подводки промывочной жидкости для очистки ствола скважины от выбуренной породы;
создания гидравлической энергии при использовании забойных двигателей.
Трубы для бурения входят в состав бурильных установок.
Соединение труб между собой происходит с использованием высаженных замков с крупной замковой резьбой, имеющей значительную конусность.
Такая резьба позволяет производить свинчиание-развинчивание за несколько оборотов, а напряженный контакт торцевых поверхностей обеспечивает герметичность соединений.
В местах высадки трубы утолщены внутренними, либо наружными высадками, что увеличивает их прочность.
Бурильные трубы характеризуются низкой усталостной прочностью на знакопеременные нагрузки, что обеспечивает их длительную и безаварийную работу.
Для предотвращения коррозии бурильные трубы должны покрываться консервационным покрытием (бесцветным лаком), а резьбы смазываться антикоррозионной смазкой и закрываться защитными колпаками.
Наиболее распространены типоразмеры труб 89, 114, 127, 146 и 168.
Различают обычные, утяжеленные и ведущие буровые трубы:
Для ускорения работ по спуску-подъему бурильной колонны трубы могут быть соединены в свечи до 3 ед.
Выпускают 2 конструкции труб:
цельные из кованой заготовки с утолщенными концами и термической и механической обработкой по всей длине;
сборные из горячекатаной заготовки с переводниками, навинчиваемыми на концы трубы, аналогично бурильному замку.
Источник
Труба бурильная ГОСТ 7909-56. Размеры бурильных труб. Трубы буровые размеры
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.
Систематизация
Бурильные трубы разделяются по нескольким признакам:
Ведущие трубы отличаются многогранным внешним сечением – с 4-мя, 6-ю или 8-ю гранями. Но отверстие в них выполняется традиционной цилиндрической формы. В функции ведущих элементов входит передача вращательного движения колонне от буровой установки. Они являются соединительным звеном между механизмом и рядовыми трубами, поэтому всегда устанавливаются в верхней части. Такие изделия вполне можно отнести к одному из элементов бурильной машины.
Утяжеленные трубы создают дополнительное усилие, что содействует более быстрому и качественному бурению скважин. Они устанавливаются в нижней части буровой колонны. На концах труб располагается коническая резьба, а на наружной поверхности нередко делаются канавки в виде спирали или наплывы из твердосплавных металлов.
Благодаря утяжеленным трубам, скважины занимают точное проектное положение с минимальными отклонениями по вертикали.
Обычные трубы являются самостоятельными элементами, поэтому считать их частью оборудования будет ошибкой. Никаких особенностей у них, кроме наличия замков с двух сторон, нет. Их длина и диаметр никоим образом не зависят от модели буровой установки. Параметры определяются, исходя из глубины скважины и ее назначения.
Стыковочные соединения труб бывают:
Виды и характеристики бурильных труб
Бурильные изделия разделяют по типу конструкции на:
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.
Трубы бурильные стальные универсальные ТБСУ
Трубы бурильные стальные универсальные (ТБСУ) с приваренными замками применяются при поиске и разведке на твердые полезные ископаемые и воду, для бурения скважин колонковым и бескерновым способом твердосплавными и алмазными коронками, долотами всех видов, в том числе с применением забойных гидро- и пневмоударников, при инженерно-геологических изысканиях, в строительстве, бурении дегазационных скважин в угольных шахтах. Кроме того, эти трубы применяются при капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин, удалении парафиновых и гидратных пробок, промывке труб НКТ, а также для проведения геофизических изысканий при поиске и разведке нефти и газа.
ТБСУ могут быть использованы со всеми видами буровых станков и установок (например, УРБ, 2А2, ЗИФ 650, ЗИФ 1200, СКБ-4, УБВ, ЛБУ, ПБХ), применяемых в строительстве, поисковом и разведочном бурении при соблюдении следующих условий:
Техническая характеристика бурильных труб ТБСУ
| Обозначение | Тело трубы | Замок | Резьба | Момент затяжки резьбового соединения, Нм (±5%) | |||
| Наружный диаметр D, мм | Толщина стенки t, мм | Наружный диаметр D1, мм | Внутренний диаметр d, мм | Ширина прорезей под ключ S, мм | |||
| 43,0×4,5 | 43,0 | 4,5 | 43,5 | 16 | 30 | З-34 | 700 |
| 43,0×6,0 | 43,0 | 6,0 | 43,5 | 16 | 30 | З-34 | 700 |
| 55,0×4,5 | 55,0 | 4,5 | 55,5 | 22 | 41 | З-45 | 1600 |
| 55,0×6,0 | 55,0 | 6,0 | 55,5 | 16 | 41 | З-45 | 1600 |
| 63,5×4,5 | 63,5 | 4,5 | 64,0 | 28 | 46 | З-53 | 2300 |
| 63,5×6,0 | 63,5 | 6,0 | 64,0 | 22 | 46 | З-53 | 2300 |
| 70,0×4,5 | 70,0 | 4,5 | 70,5 | 32 | 46 | З-57 | 3000 |
| 70,0×6,0 | 70,0 | 6,0 | 70,5 | 28 | 46 | З-57 | 3000 |
| 85,0×4,5 | 85,0 | 4,5 | 85,5 | 40 | 55 | З-67 | 4700 |
| 85,0×6,0 | 85,0 | 6,0 | 85,5 | 28 | 55 | З-67 | 4700 |
Расчетная масса бурильной трубы ТБСУ, кг
| Длина трубы | L=1,7 м | L=3,2 м | L=4,7 м | L=6,2 м |
| 43,0×4,5 | 8,7 (8,3) | 15,0 (14,6) | 21,3 (20,9) | — |
| 43,0×6,0 | 10,3 (10,1) | 18,4 (18,1) | 26,4 (26,4) | — |
| 55,0×4,5 | 12,7 (12,1) | 21,1 (20,5) | 29,5 (28,9) | — |
| 55,0×6,0 | 15,0 (14,4) | 25,8 (25,2) | 36,6 (36,0) | — |
| 63,5×4,5 | 15,0 (14,0) | 24,7 (23,7) | 34,4 (33,5) | 44,2 (43,2) |
| 63,5×6,0 | 17,4 (17,0) | 30,7 (29,8) | 43,4 (42,5) | 48,9 (55,2) |
| 70,0×4,5 | 16,6 (15,0) | 27,4 (25,3) | 38,2 (37,1) | 49,0 (47,8) |
| 70,0×6,0 | 20,0 (19,0) | 34,3 (33,2) | 48,5 (47,5) | 62,8 (61,7) |
| 85,0×4,5 | 23,5 (21,6) | 36,8 (34,9) | 50,2 (47,3) | 63,5 (60,9) |
| 85,0×6,0 | 28,0 (25,7) | 45,3 (43,2) | 62,9 (60,8) | 80,4 (76,4) |
Механические свойства материала тела трубы и замка (не менее)
| Параметры | Тело трубы, сталь гр. прочности «К» | Тело трубы, сталь гр. прочности «Е» | Тело трубы, сталь гр. прочности «Л» | Детали замка, сталь 40ХН |
| Временное сопротивление, МПа (кгс/мм2) | 686 (70) | 735 (75) | 784 (80) | 882 (90) |
| Предел текучести при растяжении, МПа (кгс/мм2) | 490 (50) | 539 (55) | 637 (65) | 686 (70) |
| Относительное удлинение, % | 12 | 12 | 12 | 15 |
| Твердость сердцевины HRС | — | — | — | 26 |
Преимущества наших ТБСУ с приваренными замками в сравнении с трубами-аналогами:
Для облегчения бурильной колонны мы предусмотрели особый вариант исполнения бурильной трубы.
Несмотря на официально действующий стандарт на геологоразведочные трубы (ГОСТ Р 51510-99), на рынке все чаще появляются варианты нестандартных труб или труб старых стандартов, что существенно затрудняет выбор. Для того, чтобы не ошибиться, руководствуйтесь тремя объективными критериями: расходом бурильных труб на единицу объема бурения, безотказностью и неприхотливостью их в процессе эксплуатации. Вам в помощь мы предлагаем ознакомиться с простой методикой такого выбора на примере оценки 4-х вариантов бурильных труб, имеющихся на рынке бурового инструмента.
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.
Источник
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
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;
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);
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
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:
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:
— 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
Сбалансированные УБТ (рис. 3.14.) используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести 637 МПа). Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.
Основные параметры УБТС, наиболее распространенные в Западной Сибири:
— 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:
То же, но с левой резьбой:
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.
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.
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
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Источник
