Буровые трубы и их соединения

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФИЛИАЛ ФГБОУ ВПО «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» В Г.ОКТЯБРЬСКОМ

КАФЕДРА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ МАШИН И ОБОРУДОВАНИЯ

РЕФЕРАТ

по дисциплине История науки и техники в нефтепромысловой отрасли

на тему: Буровые трубы и их соединения

Выполнил

студент гр. БМПзс-13-11 Р.В. Санников

Руководитель

Профессор М.С. Габдрахимов

2014

План

1. Назначение и состав бурильной колонны

2. Требования к бурильной колонне и ее составным элементам

3. Классификация бурильных труб

4. Конструкции бурильных труб

4.1 Бурильные трубы

4.2 Стальные бурильные трубы с приваренными замками

4.3 Бурильные трубы для электробурения

4.4 Легкосплавные бурильные трубы

4.5 Непрерывные бурильные трубы

4.6 Ведущие бурильные трубы

4.7 Утяжеленные бурильные трубы

5. Переводники для бурильных колонн

6. Эксплуатация бурильных труб

Список литературы

1. Назначение и состав бурильной колонны

бурильная колонна труба скважина

Бурильная колонна является связующим звеном между буровым оборудованием, расположенным на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для выполнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.

Функции, выполняемые бурильной колонной определяются проводимыми в скважине работами. Главными из них являются следующие.

В процессе механического бурения бурильная колонна:

является каналом для подведения на забой энергии, необходимой для вращения долота: механической - при роторном бурении; гидравлической - при бурении с гидравлическими забойными двигателями (турбобур, винтовой забойный двигатель); электрической - при бурении электробурами (через расположенный внутри труб кабель);

воспринимает и передает на стенки скважины (при малой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;

является каналом для осуществления круговой циркуляции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству движется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);

служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамические нагрузки от работающего долота, частично гася и отражая их обратно на долото и частично пропуская их выше;

5) может служить каналом связи для получения информации с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

При спускоподъемных операциях бурильная колонна служит для спуска и подъема долота, забойных двигателей, различных забойных компоновок;

Для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

Для проработки ствола скважины, осуществления промежуточных промывок с целью удаления шламовых пробок и др.

При креплении скважины она используется для подготовки ствола к креплению; спуска и установки секций обсадных колонн, хвостовиков, летучек; цементирования скважин с целью закрепления обсадных колонн в стволе скважины и разобщения пластов.

При ликвидации осложнений и аварий, а также проведении исследований в скважине и испытании пластов бурильная колонна служит:

Для закачки и продавки в пласт тампонирующих материалов;

Для спуска и установки пакеров с целью проведения гидродинамических исследований пластов путем отбора или нагнетания жидкости;

Для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглощений, укрепления зон осыпаний или обвалов, установки цементный мостов и др.;

Для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

При бурении с отбором керна (образца горной породы) со съемной колонковой трубой бурильная колонна служит каналом, по которому осуществляется спуск и подъем колонковой трубы.

В редких случаях при больших затруднениях с доставкой обсадных труб на буровую, осложнениях или авариях бурильная колонна может использоваться как обсадная во избежание осложнений или усугубления их. С изменением условий, способов и совершенствованием техники и технологии бурения одни из функций бурильной колонны могут отпасть и появиться другие, специфические функции.

Бурильная колонна (за исключением появившихся в последнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специальных соединительных элементов - бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических операций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке - подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.

Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нерационально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ведется данной бурильной колонной) не разбираются.

Свеча длиной 24 - 26 м* составляется из двух, трех или четырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и б м. В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается.

В составе бурильной колонны непосредственно над долотом или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую нагрузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость низа инструмента во избежание его продольного изгиба и неуправляемого искривления ствола скважины. УБТ используются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.

В состав бурильной колонны обычно включают центраторы, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто - металло-шламоуловители, обратные клапаны, иногда - специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амортизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение.

Размещено на Allbest.ru

Рис. 1 Принципиальная схема компоновки бурильной колонны для бурения с забойными двигателями

1 - ствол вертлюга; 2, 7 - левая и правая трубные резьбы; 3 - переводник вертлюга; 4, 9 - левая и правая замковые резьбы; 5, 8 - верхний и нижний штанговые переводники; 6 - ведущая труба; 10 - предохранительный переводник; 11 - замковая резьба; 12 - замковая муфта; 13 - трубная резьба; 14 -бурильная труба (6 м); 15 - соединительная муфта; 16 - переходный переводник; 17 - предохранительное кольцо; /8 - утяжеленные бурильные трубы; 19 - амортизатор; 20 - муфтовый переводник; 21 - центратор; 22 - забойный двигатель; 23 - калибратор; 24 - буровое долото ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны.

2. Требования к бурильной колонне и ее составным элементам

Требования к бурильной колонне и ее составным элементам вытекают из условий работы бурильной колонны, которые определяются технологией бурения и геологическими особенностями разреза скважины. При любых условиях работы бурильная колонна должна обеспечивать реализацию проектного режима бурения, доведение скважины до проектной глубины без осложнений и аварий с высокими технико-экономическими показателями бурения. Для достижения этой цели бурильная колонна должна:

1) иметь рациональную компоновку, обеспечивающую достаточную прочность всех своих составных элементов, способную противостоять действию всех возможных нагрузок, включая инерционные, ударные, вибрационные и знакопеременные нагрузки, а также внутренние и наружные избыточные давления;

иметь минимальную массу, обеспечивающую минимальные затраты энергии на спускоподъемные работы, но обеспечивающую создание необходимых осевых нагрузок на долото и передачу крутящего (или восприятие реактивного) момента;

обеспечивать циркуляцию бурового раствора с минимальными гидравлическими потерями в циркуляционной системе;

обеспечивать выполнение любых технологический операций, в том числе при возникших осложнениях (заливка зон поглощений, освобождение инструмента от прихвата и др.) и аварийных ситуациях (проведение ловильных работ и др.), а также выполнение специальных работ в скважине (спуск и установка профильных перекрывателей, обсадных колонн и др.);

иметь конструкцию составных элементов (труб, муфт, замков и др.), обеспечивающую надежный захват спускоподъемным инструментом (элеваторами и клиновыми захватами) и освобождение при СПО и других операциях и надежное крепление труб и других элементов колонны между собой, исключающее самоотвинчивание или заедание, причем, при наличии однотипных элементов они должны быть взаимозаменяемы;

иметь конструкцию резьбовых соединений, подвергающихся частому свинчиванию - развинчиванию (замковые детали), обеспечивающую быстрое выполнение этих операций и минимальное изнашивание;

должна составляться из элементов, поверхности которых должны быть износостойкими к абразивному изнашиванию при трении о стенки скважины и буровой раствор, а также при захвате ключами и клиновыми захватами, но в то же время причиняющих минимальный износ внутренней стенке ранее спущенных обсадных колонн;

изготовляться из технологичных в обработке материалов, имеющих, помимо высокой прочности и ударной вязкости, высокую устойчивость к действию агрессивных сред;

быть в целом экономичной.

Поскольку условия бурения весьма разнообразны, то ГОСТами, техническими условиями и нормативно-техническими документами в настоящее время предусматривается необходимый ряд труб и соединительных к ним элементов, как по конструктивному исполнению, так и по материалу с тем, чтобы для любых конкретных условий можно было составить наиболее подходящую колонну с учетом способа бурения и всех вышеперечисленных требований.

3. Классификация бурильных труб

Поскольку классификация бурильных труб по какому-то единому классифицирующему признаку затруднительна, их классификация может быть произведена лишь по преобладающему признаку.

Бурильные трубы могут быть классифицированы по следующим признакам.

1. По категории скважин, для бурения которых они преимущественно предназначены:

бурильные трубы для структурно-поискового бурения (как правило, меньших размеров) и капитального ремонта скважин;

бурильные трубы для эксплуатационного и геологоразведочного бурения.

2. По способу бурения:

бурильные трубы для роторного бурения; бурильные трубы для бурения с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД);

бурильные трубы для электробурения.

По назначению: бурильные трубы; ведущие бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; бурильные трубы для ликвидации аварий.

По материалу: стальные бурильные трубы; легкосплавные бурильные трубы.

По магнитным свойствам:

бурильные трубы из магнитных материалов; бурильные трубы из немагнитных материалов (дюрали, немагнитной стали).

6. По прочности материала труб:

обычной прочности (для стальных труб - из сталей различных групп прочности); повышенной прочности.

7. По способу соединения между собой:
бурильные трубы сборной конструкции;

бурильные трубы цельной конструкции (беззамковые бурильные трубы).

В связи с появлением в последнее время длинномерных гибких труб бурильные трубы можно классифицировать также по следующему признаку.

8. По способу составления колонны бурильных труб:

бурильные трубы стандартной длины;

непрерывные бурильные трубы.

9. По фактическому состоянию труб в процессе их эксплуатации:

бурильные трубы 1-го класса; бурильные трубы 2-го класса; бурильные трубы 3-го класса.

В основу классификации труб по способу бурения (ГЗД и роторный) положено фактическое преимущественное использование их с этими способами бурения.

Следует отметить, что в настоящее время официальной классификации, принятой в трубной отрасли, пока не существует. Предложенную здесь классификацию следует рассматривать как попытку систематизации всех применяющихся в настоящее время бурильных труб.

4. Конструкции бурильных труб

Здесь приведено описание бурильных труб, главным образом, для глубокого эксплуатационного и разведочного бурения. Сведения по бурильным трубам для структурно-поискового бурения могут быть получены из специальной литературы.

4.1 Бурильные трубы

Рассматриваемые бурильные трубы подразделяются по материалу:

стальные бурильные трубы;

легкосплавные бурильные трубы.

По конструктивному исполнению стальные бурильные трубы сборной конструкции изготовляются следующих типов:

с высаженными внутрь концами (В);

с высаженными наружу концами (Н);

с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками (ВК);

с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками (НК).

Трубы этих типов выпускаются по ГОСТ 631 - 75 с наружным диаметром, толщиной стенки и длиной. Кроме того, по ТУ 14-3-713 - 78 выпускаются трубы типа ВК диаметром 139,7 мм и толщиной стенки 9, 10, 11 мм из сталей групп прочности Д, К, Е. ГОСТом установлены допустимые отклонения труб по длине, диаметру, толщине стенки, массе и др.

Две трубы длиной 6 м предварительно соединяются между собой соединительной муфтой в колено (двухтрубку).

Труба имеет на концах наружную мелкую (трубную) резьбу, а соединительная муфта - внутреннюю мелкую резьбу. Соединение бурильных труб длиной 8 м и 11,5 м, а также двухтрубок в свечи осуществляется с помощью бурильных замков.

Бурильные трубы с высаженными концами и соединительные муфты к ним показаны на рис. 6.2, а профиль трубной резьбы по ГОСТ 631 - 75 - на рис. 6.3. Трубная резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60°. Впадины и вершины профиля закруглены. Биссектриса угла профиля перпендикулярна оси трубы. Шаг резьбы составляет 3,175 мм, поэтому на длине 25,4 мм (одного дюйма) размещаются 8 ниток. Конусность, определяемая как удвоенный тангенс угла ф между образующей конуса резьбы и осью трубы, составляет 1:16.

Трубная резьба непригодна для частого и быстрого свинчивания и развинчивания, недостаточно износостойка. Поэтому соединение и разъединение труб (также колен) в свечи осуществляется с помощью бурильных замков (рис. 2).

Рис. 2 Бурильные трубы с высаженными внутрь (а) и наружу [6) концами и соединительные муфты к ним

1 - труба; 2 - высаженный внутрь конец; 3 - трубная муфта; 4 - высаженный наружу конец

Рис. 3 Профиль трубной резьбы

Рис. 4 Бурильный замок

а - замковый ниппель; б - замковая муфта

Размещено на Allbest.ru

Рис. 5 Профиль замковой резьбы

Спуск и подъем бурильной колонны производится с разборкой ее на свечи.

Бурильные замки состоят из замкового ниппеля и замковой муфты. На одном конце замковых деталей нарезается трубная резьба для присоединения их к трубе, а на другом - крупная резьба, называемая замковой для соединения замковых деталей между собой. Форма и размеры трубной резьбы для соединения замковых деталей с бурильной трубой соответствуют резьбе соединительных муфт. Замковая резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60°, биссектриса угла перпендикулярна оси замка. Вершины витков резьбы срезаны, а впадины закруглены.

В зависимости от типа замка и диаметра трубы, для которой предназначен замок, конусность замковой резьбы составляет 1:4 или 1:6, а число ниток на длине 25,4 равно 5 (шаг 5,08 мм) или 4 (шаг 6,35 мм), Все нитки замковой резьбы имеют одинаковый профиль. Большая конусность и крупный шаг дают возможность быстрого и многократного свинчивания - развинчивания свечей при СПО, а длина замка обеспечивает возможность перенарезки резьбы при ремонте замка. Коническая резьба имеет натяг и более надежна против самоотвинчивания, в большей мере обеспечивает взаимозаменяемость деталей и компенсирует погрешности нарезки.

Для трубной резьбы натяг определяется как расстояние между трубным торцом соединительного элемента и концом сбега резьбы после свинчивания вручную. При последующем машинном креплении или креплении горячим способом (после нагрева замковых деталей до 400 - 450 °С) край муфты должен совпасть (с допустимыми отклонениями) с концом сбега резьбы. Такое крепление обеспечивает плотность резьбовых соединений, предупреждает самоотвинчивание.

Герметичность безупорного соединения трубы с замковой деталью обеспечивается за счет натяга, упругого деформирования витков резьбы и вязкой смазки.

Рис. 6 Натяг резьбы

Для соединения труб с высаженными концами применяют замки трех типов: ЗН, ЗШ и ЗУ - соответственно с нормальным, широким и увеличенным проходным отверстием. Замки ЗН предназначены для труб исключительно с высадкой внутрь, а ЗШ и ЗУ - и с высадкой внутрь, и с высадкой наружу в зависимости от диаметра труб. Диаметр проточного канала в ниппеле замка ЗН в 1,5-2 раза меньше, чем в трубах, что создает повышенные гидравлические сопротивления по сравнению с замками ЗШ и ЗУ. В наиболее ходовых трубах (диаметром 114 мм и выше) это отношение составляет 1,58-1,72, а для замков типа ЗШ и труб диаметром 114-140 мм оно равно 1,10-1,25.

С позиций величины гидравлических сопротивлений значение имеет также диаметр внутренней высадки. Для наиболее часто используемых в глубоком бурении труб (диаметром 114-168 мм) между проходным диаметром ниппеля d„, высадки d_B, муфты d_M и трубы d_T с высадкой внутрь выполняются следующие соотношения:

для замков ЗН d_H < d_B^ d_M < d_T;

для замков ЗШ и ЗУ d_B < d_H = d_M < d_T.

В целом трубы с высадкой внутрь обусловливают в 1,5 - 4 раза больше гидравлические потери по сравнению с трубами с высадкой наружу и замками ЗУ. Поэтому рекомендуется применять их только при роторном бурении. Замки ЗУ в сочетании с трубами с высадкой наружу обеспечивают примерно равное проходное сечение и минимальные гидравлические потери в колонне, благодаря чему пригодны для бурения с гидравлическими забойными двигателями. Для них справедливо соотношение d„ & d_M& d_T.

Бурильные замки изготовляют в соответствии с ГОСТ 5286-75 следующих типоразмеров: ЗН-80, 95, 108, 113, 140, 172 и 197; ЗШ-108, 118, 133, 146, 178 и 203; ЗУ-86, 120, 146, 155 и 185. Цифры означают наружный диаметр замка в миллиметрах.

Бурильные трубы и муфты изготовляют из высококачественных углеродистых (марки 45) или легированных сталей марок 38 ХНМ, 36Г2С, 35Г2СВ и др. Для обозначения материала труб принят термин «группа прочности». Группа прочности стали - это условный индекс, введенный для упрощения обозначения прочностных характеристик стали. Например, в сталь группы прочности Д входит примерно 0,48 % углерода, 0,17 - 0,37 % кремния, 0,65 - 0,90 % марганца. Строгий химический состав ГОСТом не регламентируется, однако ограничивается содержание вредных примесей серы и фосфоpa (< 0,045 % каждой). Всего принято 7 групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Трубы групп прочности, кроме Л, изготовляют из легированных сталей, подвергают нормализации с отпуском; Л - из углеродистой стали, подвергают закалке с отпуском. Замки к ним изготовляют из сталей марок 40 ХН или 45, или (если прочность материала трубы выше прочности сталей 40ХН или 45) из того же материала, что и трубы. В любом случае прочность материала замка не должна уступать прочности материала трубы.

Для проверки качества труб и муфт их материал подвергается испытанию на растяжение и ударную вязкость, а труба - на сплющивание. Муфты для труб диаметром 114 мм и менее поставляют обычно из стали следующей группы прочности, а для труб свыше 114 мм - из стали той же группы прочности. Поверхности замков армируются твердым сплавом, резко повышающим их твердость и износостойкость.

Бурильные трубы всех типов и замки к ним изготовляются как с правой, так и с левой резьбой. В обозначении изделия с левой резьбой ставится дополнительная буква Л, а на самом изделии наносится опознавательный знак. Бурильная колонна с левой резьбой применяется для ликвидации аварий с бурильной колонной (путем отвинчивания части аварийной колонны левым вращением).

4.2 Стальные бурильные трубы с приваренными замками

Соединение бурильных труб при помощи замков на резьбе имеет недостатки: для соединения двух труб требуется не одно, а три резьбовых соединения, что отражается на их прочности и герметичности, особенно в условиях высоких вибрационных нагрузок и больших избыточных внутренних давлений. Дополнительное упрочнение стабилизирующими поясками, внутренним упорным уступом и т.д. усложняет конструкцию и удорожает стоимость бурильных труб. От этих недостатков свободны бурильные трубы с приваренными замками, которые подразделяются на трубы с приваренными встык замками по внутренней высадке (ПВ), наружной высадке (ПН), комбинированной (внутренней и наружной) высадке (ПК).

Получают эти трубы путем приварки к трубным заготовкам соединительных концов - замков. Последние приваривают контактно-стыковой сваркой по высаженной части труб. Приваренные концы обрабатывают под ниппель и муфту и нарезают замковую резьбу по ГОСТ 5286 - 75. Сварной шов подвергают термообработке.

Хорошо зарекомендовали себя трубы типа ПК, выпускаемые по ТУ 14-3-1187-83 с замками по ТУ 26-02-964-83 и трубы по ТУ-14-3-1293-84 с замками по ТУ 39-10-082-84. Замки изготовляют из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286-75. Замки к трубам получили шифр ЗП. Требования к соотношению прочностей материалов труб и замков такие же, что и для труб сборной конструкции.

Рис. 7 Бурильные трубы с приваренными замками:

а - с наружной высадкой; б - с внутренней высадкой; в - с комбинированной высадкой по ТУ 14-3-1293 - 84; / - замковая муфта; 2 - гладкая часть трубы; 3 - замковый ниппель; 4 - место маркировки трубы; 5 - сварной шов.

4.3 Бурильные трубы для электробурения

Для электробурения применяются бурильные трубы с высаженными концами и навинченными замками ЗУ и трубы с приваренными замками с вмонтированными по оси кабельными секциями. Главной особенностью этих труб является наличие расположенного по оси труб токоподвода для питания электробура.

Выпускаются эти трубы из стали групп прочности Д, К, Е длиной 12 м.

4.4 Легкосплавные бурильные трубы

С увеличением глубины бурения появилась необходимость в создании легкосплавных бурильных труб (ЛБТ). Эти трубы, несмотря на большую толщину стенки по сравнению со стальными трубами такого же диаметра, имеют в 2 - 2,5 раза меньший вес в воздухе. Это отношение становится еще больше в среде жидкости, особенно в утяжеленных растворах. Поэтому предельная глубина их спуска в 3 - 4 раза больше, чем стальных труб.

В настоящее время ЛБТ широко применяются в эксплуатационном бурении. Иногда применяют комбинированную бурильную колонну, устанавливая ЛБТ лишь в средней части ее. Это также позволяет значительно уменьшить вес и увеличить предельную глубину спуска колонны. ЛБТ нашли применение также в разведочном, структурно-поисковом бурении и при капитальном ремонте скважин.

По конструкции ЛБТ подразделяются на следующие типы:

трубы сборной конструкции;

трубы цельной конструкции (беззамковые ЛБТ).

ЛБТ СБОРНОЙ КОНСТРУКЦИИ

ЛБТ сборной конструкции (рис. 6.10) выпускаются по ГОСТ 23786 - 79 с классификацией по конструкции, виду прочности и термостойкости. По конструктивным особенностям они делятся на трубы следующих подтипов:

гладкие по всей длине;

с внутренними концевыми утолщениями (тип ТБ);

с протекторным утолщением и внутренними концевыми утолщениями (тип ТБП);

4) с коническими стабилизирующими поясками.

По термостойкости они делятся на трубы:

для нормальных температур;

для повышенных температур.

ЛБТ сборной конструкции соединяются между собой на резьбе с помощью бурильных замков типа ЗЛ (замок легкий). В трубах 1 - 4 типов применена резьба треугольного профиля по ГОСТ 631 - 75 (как и в стальных трубах типов В и Н). Однако допускается (по договоренности с заказчиком) поставка труб без резьбы и замков. Трубы 2-го типа изготовляются диаметрами 54, 64, 73, 90, 103 и 108 мм с толщиной стенки 7,5, 8 и 9 мм и длиной от 4,5 до 9 м в зависимости от диаметра и используются в структурно-поисковом, разведочном бурении или при капитальном ремонте скважин. В глубоком эксплуатационном бурении применяются трубы диаметром 114 - 170 мм длиной 12 м.

Основные характеристики труб с концевыми утолщениями и навинченными замками и с концевыми и протекторным утолщениями без резьбы.

ЛБТ изготовляются методом прессования из сплава алюминия Д16 с химическим составом по ГОСТ 4784 - 74, подвергают закалке и естественному старению, после чего материал приобретает шифр Д16Т. Разработаны конструкции труб с коническими стабилизирующими поясками по аналогии с трубами ВК, которые получили шифр ЛБТВК и замки к ним ЗЛК. Они выпускаются диаметров 103, 114, 129, 140 и 147 мм. В трубах и трубных концах замков использована трубная трапецеидальная резьба ТТ по ГОСТ 631 -75.

Рис. 8 Легкосплавные бурильные трубы

о - с внутренними концевыми утолщениями и навинченным замком; 6 - с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (без резьбы); / - муфта; 2 - труба; 3 - ниппель; 4 - концевые утолщения; 5 - протекторное утолщение.

Для тяжелых условий работы изготовляются трубы также из алюминиевого сплава 1953Т1 с пределом текучести 490 МПа, которые могут комплектоваться высокопрочными замками ЗЛК (с пределом текучести 980 МПа) по ТУ 26-02-1001-85. Учитывая, что работать с трубами из сплава Д16Т при температуре выше 150 °С не рекомендуется, разработаны трубы из сплава АК41Т1 для повышенных температур.

Изготовление ЛБТ методом прессования обеспечивает повышенную чистоту их внутренней поверхности, благодаря чему гидравлические потери в них снижаются примерно на 20 %. Диамагнитность ЛБТ позволяет проводить инклинометрические работы через спущенную колонну. Использование ЛБТ значительно снижает трудоемкость СПО, сокращает расход талевого каната, тормозных колодок лебедки, энергии, транспортные расходы. Однако ЛБТ нельзя использовать при рН > 10 из-за коррозии. Недопустимы и кислотные ванны для освобождения прихваченной колонны.

Большие возможности к еще более широкому использованию ЛБТ откроются после промышленного освоения способа крепления к ним стальных замков сваркой трением, создания более износо- и коррозионностойких и дешевых легких сплавов.

ЛБТ ЦЕЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ

Эти ЛБТ не имеют присоединенных деталей. Они соединяются между собой при помощи замковой резьбы, нарезаемой на утолщенных концах труб: под замковую муфту с одного конца и замковый ниппель - с другого.

ЛБТ цельной конструкции делятся на трубы:

с утолщенной стенкой;

с внутренними концевыми утолщениями;

с внутренними и наружными концевыми утолщениями.

Несомненным преимуществом ЛБТ цельной конструкции является в три раза меньшее число резьбовых соединений в свече, бурильной колонне, что повышает их герметичность. Однако низкая износостойкость резьбы не позволяет применять их как комплект рабочего инструмента для бурения.

Размещено на Allbest.ru

Рис. 9 Легкосплавные бурильные трубы цельной конструкции:

а - с утолщенной стенкой; 6 - с внутренними концевыми утолщениями; в - с внутренними и наружными концевыми утолщениями; / - муфтовый конец; 2 - ниппельный конец; 3 - внутренние утолщения; 4 - проточка под элеватор; 5 - внутренние и наружные концевые утолщения.

Из них составляют специальные комплекты инструмента для выполнения некоторых технологических операций, например, для заливки зон поглощений через колонну труб в случаях опасности прихвата заливочных труб. Прихваченная колонна ЛБТ может быть легко разбурена долотом.

В последнее время созданы ЛБТ с толстой стенкой (40 мм), которые иногда называются ЛУБТ (УБТ из легкого сплава). Они устанавливаются выше стальных УБТ с целью исключения влияния стальных труб на показания инклинометрических приборов.

4.5 Непрерывные бурильные трубы

Непрерывная бурильная труба представляет собой длинномерную колонну гибких труб (КГТ), размещенную на барабане самоходной (колтюбинговой) установки. В процессе спуска в скважину труба сматывается с барабана, а при подъеме она вновь наматывается на него. Базой установки могут служить шасси автомобилей типов КрАЗ, МАЗ или других автомобилей с необходимой грузоподъемностью. Буровой раствор в процессе бурения циркулирует через всю трубу, и поэтому давление на устье не зависит от текущей глубины скважины.

Колтюбинговые установки были впервые разработаны в США и первоначально применялись исключительно для капитального ремонта скважин. И в настоящее время они примерно на 75 % используются для этих целей: кислотных обработок пластов, очистки забоя скважины от песка и др. При этом используются КГТ диаметром 33, 38,' 42 и 48 мм. В последние годы примерно 25 % работ приходится на ремонтно-изоляционное цементирование скважин, каротаж, ловильные работы, расширение и углубление ствола, бурение вертикальных и горизонтальных участков скважин. В этих случаях используются установки с трубами диаметрами 60, 73, 89 и 114 мм. Имеется также практика использования 127 мм труб.

В настоящее время целый ряд американских фирм выпускает установки для работы с КГТ. Разработаны и выпускаются колтюбинговые установки также отечественного производства: РАНТ-10-01, М-10, Уран-20, КРАБ-01, КПРС-20 и другие для работы с трубами диаметрами 25, 33, 38, 42 и 48 мм. Значительный опыт работы с непрерывными трубами накоплен в ОАО «Сургутнефтегаз», «Уренгойгазпром». Эти установки пока используются только при капитальном ремонте скважин.

Особенностью условий работы непрерывных труб является то, что материал трубы работает за пределами упругости (для уменьшения радиуса изгиба труб). Поэтому в материале труб накапливаются остаточные деформации, что предопределяет срок службы (ресурс) труб. Достигнутый на сегодня ресурс составляет до 50 спуско-подъемов. Радиус барабана (без учета высоты реборды) должен быть не менее 48 раз больше наружного диаметра труб. Для данного материала он увеличивается пропорционально диаметру труб. Для 25-мм труб диаметр барабана составляет примерно 1,5 м. Потребный объем барабана определяется длиной трубы, т.е. глубиной ее спуска в скважину. Глубина спуска (по стволу скважины) на сегодня составляет до 4 тыс. м и более, а емкость барабана на 200 - 300 м больше (как запас для вырезания изношенного участка). Высота колтюбинговой установки в транспортном положении около 4 м.

Существующие колтюбинговые установки, кроме капитального ремонта скважин, могут применяться для проводки боковых стволов и горизонтальных ответвлений из существующих эксплуатационных скважин. Вращение долота может осуществляться забойными двигателями, а нагружение долота - забойным механизмом подачи, который, при необходимости, одновременно воспринимает реактивный крутящий момент.

Главным преимуществом КГТ является обеспечение непрерывного процесса спускоподъемных работ, что кратно сокращает их продолжительность. Управление работой отклонителя может осуществляться по кабелю, встроенному в трубу. По нему же может непрерывно передаваться вся необходимая информация с забоя скважины.

Анализируя опыт применения колтюбинговых установок можно придти к заключению, что не существует принципиальных трудностей для создания буровых установок отечественного производства для работы с КГТ большего диаметра.

В мировой практике известны случаи, когда при глубине скважины 1700 м длина горизонтального участка составляла более 10 тыс. м.

4.6 Ведущие бурильные трубы

Ведущие бурильные трубы (ВТ), предназначены для передачи крутящего момента бурильному инструменту от ротора или восприятия и передачи реактивного момента (дошедшего до устья) от забойного двигателя к ротору при одновременной осевой подаче инструмента. ВТ имеет в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрически расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода жидкости.

По конструктивному исполнению ВТ выпускаются в двух вариантах: сборной и цельной конструкции. Наибольшее распространение получили ВТ сборной конструкции квадратного сечения с внутренним цилиндрическим каналом. ВТ горячекатаные изготовляются по ТУ 14-3-755 - 78 со стороной квадрата 80 мм и менее, а по ТУ 14-3-126 - 73 -более 80 мм. На концах ВТ нарезается трубная резьба. На нижний конец ВТ навинчивается нижний штанговый переводник (ПШН), а на верхний конец - верхний штанговый переводник (ПШВ) для соединения ее со стволом вертлюга. В целях защиты замковой резьбы ПШН от износа (из-за наиболее частого свинчивания - развинчивания ВТ) между ним и бурильным замком устанавливают предохранительный переводник П, через который ВТ соединяется с бурильной колонной. По достижении предельно допустимого износа П заменяется на новый. Все резьбы на нижнем конце ВТ выполняются правые, а на верхнем - левые.

При выборе длины ВТ необходимо имеет в виду, что при малой длине ее увеличивается число наращиваний, а при большой длине затрудняется работа с ней в буровой и при транспортировке. Но в любом случае ВТ должна позволять наращивать инструмент одной длинной или двумя короткими бурильными трубами. В последнее время стали практиковать применение ВТ, позволяющих производить наращивание целыми свечами, что требует увеличенной высоты буровой вышки.

Ведущие трубы изготовляются из стали групп прочности Д и К, а переводники к ним - из стали марки 40ХН.

Недостатками ВТ рассмотренной конструкции являются соединение переводников к трубе на безупорной резьбе и отсутствие герметизирующих узлов.

С целью повышения прочности, герметичности и долговечности созданы ведущие бурильные трубы сборной конструкции ТВБ со стороной квадрата 112, 140 и 155 мм, снабженные цилиндрическими блокирующими поясками (конструкции АзНИПИнефти) и трубы с коническими стабилизирующими поясками типа ТВКП (конструкции ВНИИБТ) и переводники к последним типов ПВВК и ПВНК. Трубы ТВКП изготовляют по ТУ 51-276 - 86, а переводники - из стали марки 40ХН или 40ХН2МА и соединяют с трубой на резьбе типа ТТ горячим способом. Размеры сторон квадрата ТВКП те же, а диаметры канала соответственно равны 74, 85 и 100 мм.

Наряду с ведущими трубами сборной конструкции промышленностью освоен выпуск цельнокатаных ВТ. В этом случае трубы выполняются с высаженными наружу концами, на которых нарезаются внутренние резьбы. Со стволом вертлюга и бурильными трубами эта ВТ соединяется через предохранительные переводники. Цельнокатаные ВТ прочны, достаточно герметичны и надежны в эксплуатации, однако из-за сложности изготовления выпускаются лишь малых размеров: со стороной квадрата а 65 и 80 мм и с внутренним каналом квадратного сечения в размером 35 и 50 мм.

4.7 Утяжеленные бурильные трубы

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) представляют собой толстостенные стальные трубы цельной конструкции (кроме УБТСЗ) с внутренним каналом круглого сечения и предназначены для увеличения жесткости и веса единицы длины низа бурильной колонны, посредством которого создается нагрузка на долото в процессе бурения.

В настоящее время используется несколько типов УБТ, поставляемых по различным техническим условиям:

1-е гладкой поверхностью по всей длине;

2-е проточкой (для лучшего захвата клиньями);

- квадратного сечения;

- со спиральными канавками;

- со спиральными канавками и проточкой;

- сбалансированные УБТ;

- УБТ по стандарту 7АНИ.

УБТ, как правило, имеют с одного конца наружную, а с другого - внутреннюю замковые резьбы (промежуточные УБТ). Кроме того, на каждый комплект предусматривается одна труба с внутренней замковой резьбой на обоих концах (наддолотная УБТ).

5. Переводники для бурильных колонн

Переводники представляют собой короткие толстостенные патрубки, снабженные резьбами (за небольшим исключением - замковыми), и служат для соединения частей или отдельных элементов бурильной колонны.

Переводники подразделяются на переходные П; ниппельные Н; муфтовые М; предохранительные П.

Переходные переводники П применяют для соединения отдельных участков и деталей бурильной колонны, оканчивающихся замковыми резьбами различного типа и размера, а также для присоединения к бурильной колонне забойных двигателей и различного рода забойных устройств, приборов и приспособлений. Такое же обозначение имеют и предохранительные переводники, применяющиеся для защиты резьбовых соединений какого-либо элемента бурильной колонны (например, турбобура) от износа. Однако замковая резьба на муфте и ниппеле предохранительного переводника выполняется одного и того же размера.

Для соединения элементов бурильной колонны, расположенных друг к другу муфтами или ниппелями одного и того же размера, применяются соответственно ниппельные Н и муфтовые М переводники (рис. 6.15, б, в). Переводники любого типа и размера изготовляются по ГОСТ 7360 - 82 с правой и левой замковой резьбой из стали марки 40ХН или 45 свыше 200 разновидностей.

Наружный диаметр переводника должен быть равен наружному диаметру замка, а диаметр проходного отверстия - не менее наименьшего внутреннего диаметра бурильного замка.

6. Эксплуатация бурильных труб

Размещено на Allbest.ru

Для предохранения замковой резьбы от заеданий и износа, облегчения и ускорения процесса свинчивания - развинчивания, а также повышения герметичности соединений производится смазывание ее в процессе спуска инструмента. Смазочные материалы для замковой резьбы должны устойчиво воспринимать большие давления и высокую температуру (которая может развиться, например, из-за трения при свинчивании), уплотнять зазоры в резьбе, легко наноситься на резьбу и сохраняться на ней длительное время, обладать высокими противозадирными, антифрикционными и противоизносными свойствами, морозостойкостью. Они должны эффективно защищать резьбы также от коррозионно-усталостного износа, вызываемого присутствием в промывочной жидкости различных окислителей, которые в наибольшей мере проявляют себя в местах концентрации напряжений - в резьбовых соединениях.

Смазки наносят с помощью шпателя или жесткой кисти на ³/₄ поверхности резьбы, предварительно очищенной от грязи, остатков предыдущей смазки, промытой керосином или дизтопливом и протертой досуха.

Смазочные материалы для герметизации и защиты поверхностей трения резьбовых соединений бурильных и обсадных труб представлены в основном пластичными (консистентными) смазками Р-2, Р-113, Р-402, резьбой ОМ-2. Эти смазки имеют достаточно высокие эксплуатационные характеристики. Однако они имеют ряд недостатков: деградируют при изменении рН среды и температуры, имеют недостаточно высокие адгезионно-когезионные и противоизносные свойства, теряют во времени эластичность тонкого смазочного слоя, равномерно распределенного на поверхности резьбы. При температуре 80°С и более в процессе изменения деформаций колонн в тонких слоях смазок возникает сеть микротрещин, которые нарушают герметичность соединений, особенно на участках набора и снижения зенитного угла, где нитки резьб с выпуклой и вогнутой сторон труб имеют различные зазоры, Тонкие слои смазочного материала со временем становятся хрупкими и теряют свою герметизирующую способность.

Разработаны специальные полимерные смазочные составы на основе кобальта и серы для резьб бурильных и обсадных труб, которые в большой степени лишены упомянутых выше недостатков. Это универсальная герметизирующая смазка резьбовая (УГСР), смазка резьбовая (СР) для резьб бурильных труб и смазка резьбовая герметизирующая (СРГ) для резьб обсадных труб. Они отличаются высокими герметизирующими и триботехническими свойствами благодаря формированию металлополимерных пленок высокой прочности в зоне трения.

Процесс формирования химических связей кобальта и серы с металлом сопровождается перестройкой кристаллической структуры в тонких слоях и ростом поверхностной прочности стали. Эти же компоненты выступают инициаторами полимеризации смазочного материала.

Список литературы

1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков ЮМ. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2001.

2. Инструкция по расчету бурильных колонн / В.М. Валов, О.Д. Даниленко, К.М. Джафаров и др. М: Недра, 1997. Взамен РД-39-0147014-502-85.

3. Инструкция по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб / СМ. Данелянц, В.Ф. Кузнецов, А.И. Загриценко и др. Куйбышев, 1979.

Иогансен К.Б. Спутник буровика. Справочник. Изд. 2-е, пер. и доп. М.: Недра, 1990.

Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Сгшвак AM. и др. Смазочное действие сред в буровой технологии. М.: Недра, 1993.

Санников Р.Х. Нахождение длины стесненной полуволны вращающейся колонны в наклонной скважине // Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1989.

Топлива, смазочные материалы, технологические жидкости. Ассортимент и применение. Справочник под ред. В.М. Школьникова. М.: Издательский центр «Техинформ», 1999.

Трубы нефтяного сортамента / Справ, рук-во под ред. А.Е. Сарояна. М.: Недра, 1987.

Размещено на Allbest.ru

...