Бурение нефтяных и газовых скважин

Рациональной конструкцией (типом) долота данного размера является такая конструкция (тип), которая при бурении в конкретных геологических условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Основные параметры режима бурения (осевая нагрузка на долото, число оборотов, время пребывания на забое, проходка за рейс и т.д.) и типы долот устанавливаются геолого-техническим нарядом. Долото поступает на буровую с одним экземпляром паспорта. После обработки долота буровой мастер должен занести в соответствующие графы паспорта все необходимые данные согласно буровому журналу и индикаторной диаграмме, подписать паспорт и направить его вместе с долотом на долотную базу. Здесь данные из паспорта заносятся в сводную ведомость.

Обязательными условиями для выбора рациональных конструкций (типов) долот являются:

систематический учет показателей работы долот дифференцированно по нефтяным и газовым месторождениям, площадям, стратиграфическим подразделениям, интервалам глубин, способам и режимам бурения;

оценка и учет результатов промысловых испытаний опытных и опытно-промышленных партий долот новых конструкций;

изучение и учет характера износа элементов долота (опоры, вооружения, потери диаметра и др.);

систематическое изучение и анализ геологического разреза по данным геофизических исследований, исследований кернового и шламового материала;

проведение хронометража работы долот.

На основании вышеперечисленных условий для каждого месторождения подбираются рациональные типы долот. Достоверность выводов и рекомендаций зависит в первую очередь от добросовестного отношения буровых бригад и ИТР к выполнению перечисленных выше стадий выбора рациональных типов шарошечных долот. На основании проведенных экспериментально-исследовательских работ разрабатываются регламенты отработки долот для каждой площади (блока) или месторождения в целом дифференцированно по группам типовых конструкций скважин. Утвержденные регламенты отработки долот (рис. 3.16) обязательны для использования при разработке проектно-сметной документации и геолого-технического наряда на каждую вновь закладываемую скважину, определении потребности в долотах и формировании заявок на планируемый период, а также при комплектовании наборов рациональных типов долот для проводки скважин.

Контрольные вопросы

1. Как классифицируются долота по характеру разрушения породы?

2. Каким образом классифицируются долота по назначению?

3. Расскажите о лопастных долотах для сплошного бурения.

4. Какие виды шарошечных долот изготавливаются в настоящее время? Расскажите об их устройстве. Назовите виды изготавливаемых опор шарошек.

5. Какие режимы эксплуатации рекомендуются для шарошечных долот?

6. Расскажите об алмазных долотах для сплошного разрушения забоя. В чем особенность и преимущества долот, оснащенных алмазотвердосплавными резцами (пластинами)?

7. Из каких основных частей состоят снаряды для колонкового бурения? Каковы особенности работы со снарядом для колонкового бурения?

8. Какие существуют долота для специальных целей? Назовите их конструктивные особенности.

9. Какие показатели используются для оценки работы долот при бурении нефтяных и газовых скважин?

10. Как выбрать рациональную конструкцию долота?

11. Каково содержание и назначение регламента отработки долот?

ГЛАВА 4 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

4.1 Общие положения

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Она предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, -- ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы.

Ведущие трубы предназначены для передачи вращения от ротора к бурильным трубам. Бурильные трубы составляют основную часть колонны. При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и подачи бурового раствора к забою скважины.

Бурильные замки соединяют между собой отдельные бурильные трубы. Переводники предназначены для соединения элементов бурильных колонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам. Центраторы бурильной колонны служат для предупреждения искривления ствола скважины при бурении забойными двигателями. Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредственно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую нагрузку на долото в заданных пределах.

4.2. Конструкция элементов бурильной колонны

Трубы бурильные ведущие. Они представляют собой толстостенную трубу, имеющую в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода бурового раствора.

Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным сечением (рис. 4.1, а). Шестигранные (рис. 4.1, б) и крестообразные (рис. 4.1, в)

ведущие трубы применяются редко. Ведущие трубы конструктивно выполняются в двух вариантах: сборными, составленными из трех деталей, и цельными.

Трубы бурильные ведущие (сборные), изготовляемые предпочтительно квадратного сечения, включают в себя собственно трубу (штангу), верхний переводник (ПШВ) для соединения ведущей трубы с вертлюгом и нижний переводник (ПШН) для присоединения к бурильной колонне. Свободный конец верхнего переводника для соединения с вертлюгом снабжен левой замковой резьбой; свободный конец нижнего переводника, предназначенный для соединения с бурильной колонной, имеет правую замковую резьбу.

Ведущие трубы сборной конструкции вследствие простоты изготовления нашли наибольшее распространение. Они изготовляются размерами 65x65, 80x80, 112x112, 140x140 и 155x155 мм.

Наряду с ведущими трубами сборной конструкции промышленностью выпускаются цельнокатаные ведущие трубы. В этом случае конструкция предусматривает исключение резьбового соединения в местах присоединения верхнего и нижнего переводников с ведущей трубой.

Бурильные трубы. Бурильные трубы и соединительные муфты к ним изготовляются следующих размеров (условный наружный диаметр): 60, 73, 89, 102, 114, 127, 140 и 168 мм с толщиной стенок от 7 до 11 мм.

В настоящее время существует несколько разновидностей бурильных труб, различающихся по конструктивному исполнению.

1. Трубы бурильные сборной конструкции изготовляются двух видов (ГОСТ 631--63): трубы с высаженными внутрь концами (рис. 4.2, а) и трубы с высаженными наружу концами (рис. 4.2, б). Трубы всех типов изготовляются длиной: 6,8 и 11,5 м -- при условном диаметре труб 60... 102 мм; 11,5 -- при условном диаметре труб 114... 168 мм.

Для изготовления бурильных труб и соединительных муфт к ним применяется сталь определенной прочности (табл. 4.1).

В настоящее время широко распространены бурильные трубы с высаженными внутрь концами. Эти трубы имеют большую толщину высаженного конца, чем тело трубы, и меньшее проходное сечение, в результате чего увеличивается сопротивление прокачиваемого раствора. Трубы с высаженными наружу концами имеют большую прочность высаженной части, чем трубы с высаженными внутрь концами. Внутреннее сечение этих труб не имеет «переходов» в замках, благодаря чему сопротивление прокачиваемой жидкости значительно меньше, чем в трубах с высаженными внутрь концами (табл. 4.2).

2. В целях упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками (ГОСТ 631 -- 75). В практике бурения их называют соответственно ТБВК, ТБНК.

Иногда у стандартных бурильных труб вследствие безупорного резьбового соединения замка с трубой происходят усталостные поломки высаженных концов бурильных труб, особенно при роторном способе проводки скважин. В бурильных трубах с блокирующими (стабилизирующими) поясками за счет удлинения у замковых деталей цилиндрической выточки и обточки гладкого пояска на трубе вблизи резьбы достигается плотное сопряжение замка с трубой, навинченного в горячем состоянии. Трубы бурильные с блокирующими поясками позволяют повысить предел выносливости по сравнению со стандартными трубами приблизительно на 40 %.

3. Трубы бурильные с приваренными соединительными концами между собой соединяются посредством крупной замковой резьбы (рис. 4.3). Отличительная особенность этих труб -- замена резьбы сваркой в местах соединения замка с трубой. Трубы этой конструкции могут быть трех типов: ТБП -- трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке, не имеющей высаженных концов; ТБПВ -- трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке с высаженными наружу концами; ТБПВЭ отличаются от труб ТБПВ конструкцией соединительных концов. Бурильные трубы типа ТПБ применяются только в турбинном бурении, а типа ТБПВ как в роторном, так и турбинном бурении. Трубы типа ТБПВЭ созданы для бурения скважин электробуром.

4. Трубы бурильные с высаженными наружу концами и нарезанной на них крупной (замковой) резьбой (беззамковые раструбные трубы) предназначены для использования при бурении с погружными забойными двигателями и в роторном бурении.

Для предохранения от коррозии наружную поверхность каждой трубы и муфты окрашивают. На каждой трубе на расстоянии 0,4...0,8 м от конца выбито клеймо, указывающее следующие данные: марку стали, порядковый номер трубы, номер плавки, месяц и год выпуска, наружный диаметр трубы в дюймах, толщину стенки в миллиметрах, наименование или товарный знак завода-изготовителя, клеймо отдела технического контроля (ОТК). Рядом с клеймом эти же данные нанесены светлой краской. Трубы с левой резьбой имеют посредине широкий поясок, нанесенный светлой краской с надписью «левая». Резьба труб и муфт предохранена кольцами от повреждения.

Таблица 4.1 Характеристики стали для изготовления муфт и бурильных труб

Показатели	Группы прочности стали
	Д	К	Е	Л	М	Р	Т
Временное сопротивление разрыву, МПа, не менее	637	687	735	784	882	980	1078
Предел текучести, МПа,	373	490	539	637	735	882	980
не менее

Примечание. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по соглашению изготовителя с потребителем.

Таблица 4.2 Характеристики бурильных труб и муфт к ним

	Труба	Муфта
Условный диаметр трубы	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр, мм	Масса 1 м гладкой трубы, кг	Увеличение массы одной трубы вследствие высадки обоих концов, кг	Наружный диаметр, мм	Длина, мм	Масса, кг
Трубы с высаженными внутрь концами
60	60,3	7	46,3	9,15	1,5	80	140	2,7
		9	42,3	11,3
73	73,0	7	59,0	11,4	2,0	95	166	4,2
		9	55,0	14,2
		11	51,0	16,8
89	89,0	7	75,0	14,2	3,2	108	166	4,4
		9	71,0	17,8
		И	67,0	21,2
102	101,6	7	87,6	16,4	5,0	127	184	7,0
		8	85,6	18,5
		9	73,6	20,4
		10	81,6	22,4
114	114,3	7	100,3	18,5	6,0	140	204	9,0
		8	98,3	20,9
		9	96,3	23,3
		10	94,3	25,7
		11	92,3	28,0
127	127,0	7	113,0	20,7	6,5	152	204	10,0
		8	111,0	23,5
		9	109,0	26,2
		10	107,0	28,9
140	139,7	8	123,7	26,0	7,5	171	215	14,0
		9	121,7	29,0
		10	119,7	32,0
		11	117,7	35,0
168	168,3	9	150,3	35,3	9,5	197	229	16,7
		10	148,0	39,0
Трубы с высаженными наружу концами
60	60,3	7	46,3	9,15	1,5	86	140	2,7
		9	42,3	11,3
73	73,0	7	59,0	11,4	2,5	105	165	4,7
		9	55,0	14,2
		11	51,0	16,8
Трубы с высаженными наружу концами
89	89,0	7	75,0	14,2	3,5	118	165	5,2
		9	71,0	17,8
		11	67,0	21,2
102	101,6	8	85,6	18,5	4,5	140	204	9,0
		9	83,6	20,4
		10	81,6	22,4
114	114,3	8 *	98,3	20,9	5,0	152	204	11,0
		9	96,3	23,3
		10	94,3	25,7
		11	92,3	28,0
140	139,7	8	123,7	26,0	7,0	185	215	15,0
		9	121,7	29,0
		10	119,7	32,7
		11	117,0	35,0

Рис. 4.3. Труба бурильная с приварочными замками

Замки для бурильных труб. Они предназначены для соединения в колонну бурильных труб, в зависимости от конструкции которых имеют разные типы (табл. 4.3). Замки состоят из двух деталей (рис. 4.4): замкового ниппеля 1 с наружной резьбой и замковой муфты 2 с внутренней крупной резьбой; посредством таких резьб указанные детали соединяются между собой. Для соединения с бурильными трубами на замковых деталях нарезана мелкая трубная резьба. Для цельнозамковых сварных труб замок вместо трубной резьбы имеет хвостовик (табл. 4.4).

Таблица 4.3 Типы бурильных замков

Тип	Наименование	Область применения
Зн	Замок с нормальным проходным отверстием	Для соединения труб с высаженными внутрь концами
Зш	Замок с широким проходным отверстием	Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами
ЗУ	Замок с увеличенным проходным отверстием	То же
зшк	Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой	Для соединения труб с высаженным внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками
ЗУК	Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой	Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

Утяжеленные бурильные трубы. УБТ предназначены для установки в нижнюю часть бурильной колонны с целью увеличения ее жесткости, большей устойчивости и передачи нагрузки на долото.

В настоящее время существуют несколько разновидностей УБТ, различающихся по исполнению.

1. Утяжеленные бурильные трубы сбалансированные УБТС2. Они изготовляются из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам. Канал УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. УБТС2 изготовляются в основном диаметрами 178, 203 и 229 мм (табл. 4.5).

2. Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные. Выпускаются диаметрами 73, 89, 108, 146, 178, 203, 219 и 245 мм. УБТ этого типа изготовляются гладкими по всей длине из сталей групп прочности Д и К. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) рекомендуется применять при бурении скважин глубиной 2000...2500 м в несложных геологических условиях.

3. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ. Иногда при бурении скважин в целях повышения износостойкости резьбы и прочности резьбового соединения, а также облегчения ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками. Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами из стали марок 40ХН, 40ХН2МА.

Рис. 4.4. Бурильные замки:

а -- типа ЗШ;

б -- типа ЗН;

в -- типа ЗУ;

1-- ниппель;

2 -- муфта

Таблица 4.4 Основные характеристики замков типа ЗН, ЗШ и ЗУ

Типоразмер замка	Обозначение замковой резьбы	Номинальный диаметр ниппеля и муфты, D, мм	Ниппель	Муфта
			Внутренний диаметр, Dt, мм	Номинальный диаметр, dH, мм	Номинальная длина, LH, мм	Номинальная длина наружной резьбы, /, мм	Номинальный диаметр, dM, мм	Номинальная длина, Lu, мм
ЗН-80	3-66	80	70	25	240	70	36	240
ЗН-95	3-76	95	86	32	260	88	45	260
ЗН-108	3-88	108	102	38	275	96	58	275
ЗН-113	3-88	112	102	38	275	96	58	275
ЗН-140	3-117	140	127	58	305	108	78	305
ЗН-172	3-140	172	154	70	340	120	98	340
ЗН-197	3-152	197	181	89	365	127	122	365
ЗШ-108	3-86	108	86	54	260	88	54	260
ЗШ-118	3-101	118	102	62	275	96	62	275
ЗШ-133	3-108	133	116	71	305	114	71	305
ЗШ-146	3-121	146	127	80	305	102	80	305
ЗШ-178	3-147	178	157	101	350	127	101	350
ЗШ-203	3-171	203	181	127	365	127	127	365
ЗУ-86	3-73	86	78	44	241	76	44	241
ЗУ- 146	3-121	146	130	82	311	114	82	311
ЗУ- 155	3-133	155	140	95	335	114	105	320
ЗУ- 185	3-161	185	167	120	355	127	132	340

Элементы бурильной колонны. К элементам бурильной колонны относятся: переводники, резиновые кольца, обратные клапаны и опорно-центрирующие элементы.

Таблица 4.5 Размеры сбалансированных утяжеленных труб УБТС2

Условное обозначение трубы	Наружный диаметр, Д ± 1 , мм	Резьба	Внутренний диаметр, d± 1,5	Диаметр проточки под элеватор, Д,, мм	Теоретическая масса 1 м гладкой трубы, кг
УБТС2-120	120	3-201	64	102	63,5
УБТС2-133	133	3-108	64	115	84,0
УБТС-146	146	3-121	68	136	103,0
УБТС-178	178	3-147	80	168	156,0
УБТС-203	203	3-161	80	190	214,6
УБТС-229	229	3-171	90	195	273,4
УБТС-254	254	3-201	100	220	336,1
УБТС-273	273	3-201	100	220	397,9
УБТС-299	299	3-201	100	245	489,5

Примечание. По согласованию с заказчиком допускается изготовление труб без проточки под элеватор.

Переводники для бурильных скважин представляют собой разновидность соединительных элементов бурильной колонны (рис. 4.5). Применяют пять основных типов переводников. Их подразделяют на две группы: штанговые -- для соединения трубы бурильной ведущей с вертлюгом и бурильными трубами; промежуточные -- для соединения других элементов колонны (табл. 4.6).

По конструкции, материалам и размерам переводники для колонн бурильного инструмента имеют много общего с бурильными замками, а замковые резьбы их одни и те же. Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286 -- 75 для бурильных замков.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360--82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.

Резиновые кольца (протекторы) для бурильных труб предназначены для предохранения бурильных и обсадных колонн от взаимного истирания при бурении скважин. Конструктивно резиновые кольца могут быть выполнены разъемными или неразъемными. Несмотря на то, что в зарубежной практике бурения самое широкое распространение получили разъемные резиновые кольца (протекторы) для бурильных труб, отечественная промышленность продолжает выпускать неразъемные резиновые кольца, ГОСТ 6365-74 (табл. 4.7).

Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные трубы применяют специальные пневмомашины. Кольца перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80...90°С в течение 10... 15 мин. Во избежание повреждения резиновых колец при надевании на трубы очищают заусеницы и острые кромки замков. Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы.

Резиновые кольца надевают на бурильные трубы вблизи замка. Благодаря тому, что диаметр предохранительного резинового кольца больше диаметра замка, соприкосновение и трение замков труб об обсадные трубы и стенки скважин устраняется, так как резиновое кольцо (протектор) исполняет роль упругой подушки.

Обратные клапаны для бурильных труб предназначены для предотвращения газонефтеводопроявления из скважины через бурильные трубы в процессе бурения. Из всех используемых в настоящее время конструкций обратных клапанов для бурильных труб наиболее удачной следует признать конструкцию института СевКавНИПИнефть. Этим институтом разработан, изготовляется и поставляется управляемый обратный

клапан для бурильных труб (табл. 4.8).

Клапан устанавливается в колонне бурильных труб между замковыми соединениями над долотом. Он позволяет осуществлять самозаполнение труб промывочной жидкостью при спуске и производить при необходимости обратную промывку.

Помимо этого установка управляемого обратного клапана в колонне бурильных труб позволяет:

оставлять канал труб открытым или закрытым по желанию бурильщика;

импульсом потока сверху открывать или закрывать клапан;

производить в заданном режиме обратную циркуляцию;

Рис. 4.5. Схема применения переводников:

1 -- вертлюг; 2 -- переводник вертлюга; 3 -- переводник верхней ведущей трубы; 4 -- труба бурильная ведущая; 5 -- переводник нижней ведущей трубы; 6 -- переводник предохранительный или переходной; 7 -- муфта бурильного замка; 8 -- труба бурильная; 9 -- ниппель бурильного замка; 10 -- переводник двухмуфтовый; II -- ловильный метчик; 12 -- утяжеленная бурильная труба; 13 -- переводник двухниппельный; 14 -- гидравлический забойный двигатель производить отбор пластовой жидкости по каналу бурильных труб; опускать или поднимать бурильные трубы под давлением.

Таблица 4.6 Назначение переводников для бурильных скважин

Группа переводников	Тип переводника	Условное обозначение	Назначение
Штанговые	Верхний	пшв	Для присоединения трубы бурильной ведущей к вертлюгу
	Нижний	пшн	Для присоединения трубы бурильной ведущей к колонне бурильных труб
Промежуточные	Предохранительный и переходный	пп	1 . Для предохранения от быстрого износа резьбы нижнего переводника трубы бурильной ведущей при частом свинчивании резьбы в процессе наращивания труб при бурении и спуско-подъемных операциях.
			2. Для присоединения к трубе бурильной ведущей или бурильным трубам одного размера или прочего инструмента другого размера.
			3. Для перехода от одного типа замковой резьбы к другой (например, от трубы с замками ЗН к трубам с замками ЗШ)
	Двухмуфто-вый Двухниппель-ный	пм пн	Для соединения различного рода инструментов в тех случаях, когда в бурильной колонне они располагаются навстречу друг другу ниппелями или муфтами

Клапан (рис. 4.6) состоит из переводника 1, в котором собраны и зафиксированы гайкой 2 втулка 4, уплотнитель 5, седло 7и кольцо 6 на распорной планке П. В прорезах планок установлен узел управления, состоящий из стабилизатора 16, штифта 17, кольца проволочного 75, верхнего и нижнего лабиринтов 13 и 18, шарика 14 и штока 12, на который надеты пружина 10, кожух 9, кольцо 8 и навернута тарелка 3. К нижнему торцу штока винтом 21 прикреплена шайба 19 и резиновая шайба 20. Управление работой клапана осуществляется потоком промывочной жидкости, т.е. при движении потока по трубам вниз он отжимает тарелку 3 и жестко связанный с ним шток 12. Шток 12, перемещаясь вниз, одновременно перемещает шарик 14, который наполовину входит в кольцевую проточку на штоке 12 и наполовину -- в лабиринтный паз, образуемый двумя лабиринтами 13 и 18. Шарик 14, перекрываясь по кольцевой проточке штока 12, одновременно (при движении штока) двигается по лабиринту, который позволяет устанавливать шток 12 соответственно в тарелку 3 в следующих положениях. При прямой промывке тарелка отжимается потоком из положения «закрыто» до крайнего нижнего положения, т.е. максимально открытого положения, причем за это время шарик 14 перемещается, перекатываясь по скосу нижней втулки лабиринта 18, из крайнего верхнего до крайнего нижнего положения. И пока осуществляется прямая промывка, канал остается открытым. При прекращении промывки в результате действия пружины 10 шток 12 с тарелкой 3 отжимается вверх, при этом шарик 14, перекатываясь по короткому скосу верхней лабиринтной втулки 13, останавливается на ее упоре, фиксируя клапан в состоянии «открыто». В таком положении клапан позволяет вести обратную циркуляцию, отбор жидкости и т.п. При возобновлении прямой циркуляции тарелка 3 вновь отжимается до крайнего нижнего положения, причем шарик 14 в этом случае перекатывается по другому скосу нижней лабиринтной втулки 18, останавливается в крайнем нижнем положении, что соответствует максимальному открытию клапана. Далее при прекращении промывки под действием пружины 10 шток 12, поднимая шарик 14, натыкаясь на другой длинный скос верхней лабиринтовой втулки 13, отводится им до конечного упора, обеспечивая тем самым перекрытие канала седла и, следовательно, канала бурильных труб.

Таблица 4.7

Основные размеры выпускаемых неразъемных резиновых колец (протекторов) для бурильных труб

Размер бурильной трубы, для которой предназначается кольцо, мм	Тип кольца	Размеры резинового кольца, мм	Наружный диаметр кольца, надетого на трубу, мм
		Наружный диаметр	Внутренний диаметр	Длина кольца
73	А	90	50	155	115
89	Б	115	75	150	128
114	В	142	90	195	162
114, 127	вг	150	95	195	170
140	Г	165	100	200	200
168	д	190	120	210	225

Таблица 4.8 Технические характеристики обратного клапана для бурильных труб

Наименование	5БКЗ	Типор 5БК4	азмеры 5БК5А	5БК5
Рабочее давление, Мпа	35	35	35	35
Габаритные размеры, мм:
высота	450	500	500	520
диаметр	108	146	155	178
Масса, кг	18,3	40	48	60

Очередное возобновление прямой промывки и его прекращение соответственно приводит клапан в состояние «открыто», когда можно производить обратную циркуляцию, частичный отбор жидкости и т.п. При бурении скважин без выхода бурового раствора на устье и в других подобных случаях, когда на устье невозможно определить в каком положении находится клапан (закрытом или открытом), а условия бурения требуют герметизации канала бурильных труб, клапан переделывается. В него вместо двух лабиринтных втулок устанавливают одну специальную втулку. При помощи этой втулки (на поверхности) перед спуском клапан можно установить в положение, которое оставляет канал бурильных труб открытым для обратного движения бурового раствора во время спуска бурильных труб (самозаполнение бурильных труб) до первой промывки. Первая промывка переводит клапан в состояние обыкновенного обратного клапана. Управляемый обратный клапан путем извлечения из него шарика переделывается в обыкновенный клапан.

Рис. 4.6. Управляемый обратный клапан для бурильных труб конструкции СевКавНИПИнефть:

1 -- переводник; 2 -- гайка; 3 -- тарелка; 4 -- втулка; 5-- уплотнитель; 6,8-- кольца; 7-- седло; 9 -- кожух; 10 -- пружина; 11 -- распорная планка; 12 -- шток; 13, 18 -- лабиринтные втулки; 14 ~~ шарик; /5 -- кольцо проволочное; 16-- стабилизатор; /7--штифт; 19--шайба; 20 -- резиновая шайба; 21 -- винт

Клапаны могут изготовлять с правыми или левыми замковыми резьбами. Серийное производство обратных клапанов для бурильных труб осуществляется по ОСТ 39-096--79. По указанному отраслевому стандарту предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих в себя: тип 1 -- клапаны тарельчатые -- КОБТ, тип 2 -- клапаны конусные с резиновыми уплотнениями. По всем параметрам эти клапаны уступают описанному выше управляемому обратному клапану конструкции СевКавНИПИнефть.

К элементам бурильной колонны относят также опорно-центрирующие элементы (калибраторы, центраторы, стабилизаторы и т. п.)

Основные данные о резьбе. Элементы колонны бурильного инструмента (трубы бурильные, соединительные муфты, замки, трубы бурильные ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводники и др.) для соединения между собой снабжены резьбой двух типов: мелкой (трубной) и крупной (замковой).

Для резьбы бурильных труб и замков характерно следующее.

1. Профиль витков (ниток) резьбы треугольный с закругленными впадинами. Угол при вершине профиля равен 60°.

2. Резьба всех соединений колонны бурильного инструмента коническая. Угол, образующий конуса для мелкой трубной резьбы, составляет '/32> что соответствует Г4У24" -- углу между образующей конуса и прямой, параллельной оси трубы. Этот угол равен половине угла при вершине конуса. Полной конусностью резьбы принято считать двойной уклон, т.е. '/₁₆. Для крупной замковой резьбы полная конусность в зависимости от размера и типа принята 'Д ИЛИ '/6-

3. Число ниток трубной резьбы равно 8 на 24,5 мм с шагом 3,175 мм, число ниток замковой резьбы -- 5 на 25,4 мм с шагом 5,08 мм или 4 на 25,4 мм с шагом 6,35.

4. Резьба может иметь как правое, так и левое направление. Трубной резьбой снабжены бурильные трубы, соединительные муфты, трубные концы замков и переводников.

5. Трубы бурильные с блокирующими (стабилизирующими) поясками (ТБНК и ТБВК) имеют трапецеидальную резьбу (шаг 5,08 мм, профиль 30°, конусность 1:32. Условное обозначение резьбы ТТ) и зарезьбовый конический поясок, обеспечивающий высокую прочность и герметичность соединения.

Замковой резьбой снабжены детали бурильных замков (ниппели и муфты), переводники, долота, ловильные инструменты и т.п.

Материалы, применяемые для изготовления элементов колонны бурильного инструмента. Такими материалами являются конструкционные среднеуглеродистые и легированные стали. В табл. 4.1 приведены некоторые механические свойства этих сталей.

При изготовлении все элементы бурильной колонны должны подвергаться термической обработке для улучшения свойств материалов.

Достаточно широко применяются легкосплавные (облегченные) бурильные трубы (ЛБТ) из специальных сплавов.

Легкосплавные бурильные трубы. Они предназначаются для бурения гидравлическими забойными двигателями и роторным способом. Выпускаются ЛБТ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. Легкосплавные бурильные трубы изготовляются из алюминиевого сплава Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии Д16Т (табл. 4.9). На ЛБТ навинчиваются стальные замки облегченной конструкции. Шифр стальных облегченных замков: ЗЛ-90, ЗЛ-108, ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172. Здесь цифры обозначают наружный диаметр облегченного замка в миллиметрах.

Таблица 4.9 Характеристики труб из алюминиевого сплава Д16Т

Показатели	Наружный диаметр труб, мм
	64	73	90	114	129	147	170
	Толщина стенки тела трубы, мм
	8	9	9	10	9	11	9	11	13	15	17	11
Площадь сечения, см2: тела трубы канала в теле трубы	14,1 18,1	18,1 23,7	22,5 42,7	32,6 69,4	33,9 96,6	40,8 90,0	39,0 130,6	47,0 122,7	54,7 114,9	62,1 107,4	69,5 100,2	54,9 171,9
Растягивающая нагрузка, кН: допустимая предельная	390 460	500 600	650 750	1 170 1530	1210 1590	1460 1920	1070 1390	1290 1680	1500 1950	1710 2170	1910 2430	1510 1980
Внутреннее давление, МПа: допустимое предельное	55 71,4	54,2 70,5	43 60	38,5 _5ЬЗ|	30,7 41,5	37,5 50,5	27 36,5	33 44,5	39 52	45 59,3	50,9 66,5	28,5 38,5
Внешнее допустимое давление, МПа	57,5	Страница:  1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11   »  учебное пособие "Бурение нефтяных и газовых скважин" скачать Подобные документы Бурение нефтяных и газовых скважин Описание содержания и структуры курсовой работы по бурению нефтяных и газовых скважин. Рекомендации и справочные данные для разработки конструкции скважины, выбора режима бурения, расхода промывочной жидкости. Разработка режима цементирования скважины. методичка [35,5 K], добавлен 02.12.2010 Технология бурения нефтяных и газовых скважин Изучение технологических процессов бурения нефтяных и газовых скважин на примере НГДУ "Альметьевнефть". Геолого-физическая характеристика объектов, разработка нефтяных месторождений. Методы увеличения производительности скважин. Техника безопасности. отчет по практике [2,0 M], добавлен 20.03.2012 Методы освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальными и вертикальными скважинами Первичный, вторичный и третичный способы разработки нефтяных и газовых месторождений, их сущность и характеристика. Скважина и ее виды. Наклонно-направленное (горизонтальное) бурение. Искусственное отклонение скважин. Бурение скважин на нефть и газ. курсовая работа [1,8 M], добавлен 18.12.2014 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи. отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014 Бурение нефтяных и газовых скважин Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Закономерности разрушения горных пород. Буровые долота. Бурильная колонна, ее элементы. Промывка скважины. Турбинные и винтовые забойные двигатели. Особенности бурения скважин при равновесии "скважина-пласт". презентация [1,5 M], добавлен 18.10.2016 Бурение нефтяных скважин Исследование основных способов бурения нефтяных и газовых скважин: роторного, гидравлическими забойными двигателями и бурения электробурами. Характеристика причин и последствий искривления вертикальных скважин, естественного искривления оси скважин. курсовая работа [2,0 M], добавлен 15.09.2011 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды. отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013 Эксплуатация бурильных машин Сущность процесса бурения, назначение и виды буровых скважин. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации буровых установок для бурения нефтяных и газовых скважин. Важность соблюдения инструкции по технике безопасности при проведении буровых работ. контрольная работа [40,7 K], добавлен 08.02.2013 Бурение нефтяных и газовых скважин Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн. дипломная работа [2,8 M], добавлен 19.06.2011 Разработка нефтяных месторождений Общие сведения о промысловом объекте. Географо-экономические условия и геологическое строение месторождения. Организация и производство буровых работ. Методы увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. отчет по практике [1,0 M], добавлен 22.10.2012 Бурение нефтяных и газовых скважин Технические средства и технологии бурения скважин. Колонковое бурение: схема, инструмент, конструкция колонковых скважин, буровые установки. Промывка и продувка буровых скважин, типы промывочной жидкости, условия применения, методы измерения свойств. курсовая работа [163,3 K], добавлен 24.06.2011 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов. курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015 Физика разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин Строение горных пород, деформационное поведение в различных напряженных состояниях; физические аспекты разрушения при бурении нефтяных и газовых скважин: действие статических и динамических нагрузок, влияние забойных условий, параметров режима бурения. учебное пособие [10,3 M], добавлен 20.01.2011 Бурение нефтяных и газовых скважин Описание ударного и вращательного бурения. Назначение и состав бурильной колонны. Технологические требования и ограничения к свойствам буровых растворов. Влияние разных типов долот на качество цементирования скважин. Особенности применения буровых долот. курсовая работа [1,3 M], добавлен 19.09.2010 Газонефтяные месторождения и их роль в развитии нефтедобычи Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа. реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011 Бурение скважин на море Использование при бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов плавучих буровых установок, способных самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения. Самоподъемная, полупогружная и гравитационная платформа. реферат [160,7 K], добавлен 01.12.2010 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин. лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015 Эксплуатация бурильных машин Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Выполнение операций, связанных с проводкой скважины. Звукопоглощающие конструкции активного типа. Оснастка талевой системы. Сроки и качество наклонного бурения. Пуск в эксплуатацию буровых установок. контрольная работа [24,6 K], добавлен 08.02.2013 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования. отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин. отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011 Другие документы, подобные "Бурение нефтяных и газовых скважин" главная рубрики по алфавиту вернуться в начало страницы вернуться к началу текста вернуться к подобным работам Рубрики По алфавиту Закачать файл Заказать работу весь список подобных работ скачать работу можно здесь сколько стоит заказать работу? Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу. © 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены