Размещено на http://www.allbest.ru/

Режим бурения

Получили распространение три способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Первые два из этих способов -- основные.

Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.

На основании данных, полученных при опытном бурении, сравнивают способы бурения и выявляют из их числа наиболее эффективный для конкретных геолого-технических условий.

В качестве критерия оценки эффективности способа бурения обычно принимают стоимость затрат на 1 м проходки.

Влияние параметров режима бурения на показатели работы долот

Понятие о режиме бурения и его параметрах. Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров режима бурения относятся:

- осевая нагрузка (давление) на долото Р_д;

- частота вращения долота n;

- количество прокачиваемой промывочной жидкости Q;

- качество промывочной жидкости (плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига).

Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения при данной технической вооруженности буровой, называется рациональным (или оптимальным) режимом бурения.

На практике часто в процессе бурения приходится отбирать керн, бурить скважину в неблагоприятных геологических условиях (зонах, склонных к поглощениям, осложнениям, связанным с нарушением целостности ствола скважины, и т. п.), забуривать в сторону от ранее пробуренного ствола и т. д. Режимы бурения, применяемые в таких случаях, называются специальными режимами.

Влияние количества и качества бурового раствора. Промысловыми наблюдениями и лабораторными исследованиями установлено, что наилучшие результаты работы долот получают при своевременном удалении с забоя выбуренной породы, в противном случае она оказывает дополнительное сопротивление долоту. Чистота забоя, а следовательно, и собственно процесс бурения зависят от следующих факторов.

1. Качества бурового раствора очистка скважины от мелкого шлама лучше обеспечивается при глинистых растворах с малой вязкостью и малой прочностью структуры. Крупные куски шлама лучше удаляются при густых и вязких растворах. Увеличение плотности повышает подъемную способность глинистых растворов.

Механическая скорость проходки зависит от дифференциального давления, представляющего собой разность между давлением столба бурового раствора в скважине и пластовым (поровым) давлением. Давление столба жидкости (гидростатическое давление) прямо пропорционально ее плотности. Если дифференциальное давление больше 3,5 МПа, то механическая скорость проходки остается примерно постоянной.

С увеличением плотности бурового раствора увеличивается давление на забой скважины, сопротивляемость пород разрушению возрастает, вследствие чего показатели бурения уменьшаются. В тех случаях, когда геологические условия позволяют, следует использовать в качестве бурового раствора воду, газ или воздух с обязательной компенсацией их недостаточной подъемной способности высокой скоростью движения в затрубном пространстве.

2. Количество бурового раствора, подаваемого на единицу площади забоя скважины. Установлено (исследования проводились при бурении роторным способом и электробуром), что технологически необходимое количество промывочного раствора (Q, л/с) примерно равно

Q = 0,07F₃,

где F₃ площадь забоя скважины, см².

Превышение подачи буровых насосов над вычисленной по данному соотношению величиной не приводит к существенному изменению механической скорости проходки.

Скорости истечения потока жидкости из отверстий долота и расположения этих отверстий по отношению к шарошкам и забою скважин

С увеличением скорости истечения бурового раствора из долотных насадок улучшается очистка забоя скважины, а следовательно, возрастает механическая скорость проходки. Наблюдения показывают, что значительный рост механической скорости проходки достигается в том случае, когда скорость струй, вытекающих из насадок гидромониторного долота, превышает 6075 м/с. Большое значение на условия очистки забоя оказывает высота зубьев шарошек. Чем больше просвет между шарошками и забоем, тем совершеннее его очистка и выше значения h/n. Наименьшие значения h/n наблюдаются в тех случаях, когда применяются алмазные долота, в которых зубья (алмазы) выступают за матрицу на незначительную высоту, и штыревые с твердосплавными вставками, почти утопленными в теле шарошки.

Влияние частоты вращения долота. При увеличении частоты вращения долота механическая скорость проходки растет, достигая максимальной величины, а затем снижается. Каждому классу пород (пластичные, пластичнохрупкие и хрупкие) соответствуют свои критические частоты вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости проходки. Надо также иметь в виду, что повышение частоты вращения шарошечных долот снижает долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.

Рис.10.1. Кривая зависимости механической скорости проходки от ударной нагрузки

Рис. 10.2. Влияние осевой нагрузки на механическую скорость и проходку на долото при турбинном бурении

Влияние осевой нагрузки. Влияние осевой нагрузки на механическую скорость проходки могут быть охарактеризованы графиком (рис. 10.2), отражающим качественную сторону процесса. На кривой выделяются три области. Область I характеризуется тем, что v увеличивается пропорционально увеличению Р_д. В этой области удельная нагрузка значительно меньше прочности разрушаемой породы, поэтому процесс разрушения носит поверхностный характер. Область I называется областью поверхностного разрушения.

В области II и также увеличивается с ростом Р_д, но в данном случае механическая скорость проходки растет быстрее, чем увеличивается создаваемая на долото нагрузка. В этой области породы разрушаются при удельной нагрузке, меньшей твердости разрушаемой породы, но уже близкой к ней. Эта область условно называется областью усталостного разрушения. На границе областей // и /// удельная нагрузка будет соответствовать твердости разрушаемой породы.

В области III процесс разрушения носит объемный характер. Область /// называется областью нормального или объемного разрушения.

Описанное выше разделение режимов разрушения породы условное, так как при работе долота в разной степени наблюдаются все три вида разрушения.

Взаимосвязь между параметрами режима бурения. В роторном бурении параметры режима бурения не зависят друг от друга. В процессе бурения можно менять любой из них: Р_д, n или Q, не изменяя других.

Иное дело в турбинном бурении. Здесь основной параметр режима бурения -- количество прокачиваемого бурового раствора Q, т. е. частота вращения долота в турбинном бурении переменна и зависит от количества бурового раствора и осевой нагрузки на долото, другими словами, при турбинном бурении изменение Q неизменно повлечет за собой изменение n и Р_д.

При бурении электробуром также имеются свои особенности. Электробуром практически бурят при постоянной частоте вращения долота, и бурильщик не может ее регулировать. Менять частоту вращения можно только заменой электробура другим двигателем, имеющим иную частоту вращения, изменением частоты тока или при помощи редукторов-вставок.

Изменение мощности, затрачиваемой долотом на разрушение пород, имеющих различные физико-механические свойства, вызывает изменение силы тока в электрической цепи, питающей электробур. Это позволяет следить по показаниям амперметра за характером работы долота на забое, создавать оптимальные осевые нагрузки, определять степень износа долота.

Критерий оценки эффективности применяемых параметров режима бурения. Таким критерием может служить рейсовая скорость проходки или стоимость 1 м проходки, так называемая экономическая скорость.

Разработка параметров режима бурения

Опытное бурение. Разрабатывать рациональное (оптимальные) параметры режима бурения следует на основании проводки опорно-технологических скважин (ОТС). Проводка опорно-технологической скважины предшествует составлению технического проекта. С этой целью необходимо:

1. тщательно изучить геологические условия (стратиграфию, тектонику) района, в котором предполагается бурить, и физико-механические свойства пород;

2. установить зоны возможных осложнений (нарушения целостности ствола скважины, выбросы, поглощения бурового раствора и т. п.), а также определить пластовые давления продуктивных горизонтов;

3. изучить возможности самопроизвольного искривления ствола скважины и профилактические меры, ранее применявшиеся против искривления, а также выяснить эффективность этих мер;

4. в соответствии с геологическими условиями бурения:

a. выбрать буровой раствор, задаться его параметрами для разбуривания отдельных горизонтов (свит и пластов);

b. произвести поинтервальный выбор способа бурения;

c. выбрать типы долот для разбуривания отдельных горизонтов (свит и пластов).

Если бурение проектируется в районе, где ранее не проводилось глубокое бурение, все изложенные выше определения должны быть произведены по результатам бурения в близлежащих геологических сходных районах.

В зависимости от способа бурения, механических свойств пород, качества бурового раствора и избранных типов долот приступают к определению необходимых значений для осевой нагрузки Р_д, количества прокачиваемого бурового раствора Q и частоты вращения долота n. При этом следует руководствоваться (независимо от способа бурения) следующими положениями.

1. Потенциальные возможности буровой установки должны быть максимально использованы.

2. Для промывки скважины должен быть выбран буровой раствор с минимально возможными параметрами: плотностью, вязкостью, статическим напряжением сдвига.

3. Количество прокачиваемой жидкости должно быть достаточным для очистки забоя и выноса частиц выбуренной породы (шлама) на поверхность.

Составляются программы проведения исследований по выявлению влияния регулируемых параметров режима бурения на показатели работы долот. Опорно-технологические скважины рекомендуется бурить ротором и электробуром, так как, используя эти способы, можно соблюсти основные условия проведения исследований независимость основных параметров режима бурения (осевой нагрузки и частоты вращения) друг от друга, а также иметь необходимый диапазон изменения частот вращения. Однако эта рекомендация не исключает и проводку их с применением гидравлических забойных двигателей.

В процессе проводки опорно-технологической скважины благодаря созданию различных сочетаний параметров режима бурения находят оптимальные варианты. Обработка данных, полученных при бурении опорно-технологических скважин, достаточно трудоемка, требует специальной подготовки. В последнее время для этого широко используются ЭВМ. Применение вычислительной техники для расчета сложного взаимодействия переменных факторов процесса бурения позволяет более точно регулировать и создавать оптимальные условия для бурения.

Режимно-технологические карты. После завершения обработки материалов по пробуренным опорно-технологическим скважинам составляется типовая режимно-технологическая карта для бурения на данной площади.

Режимно-технологические карты, как правило, состоят из четырех частей:

1) режимной;

2) инструктивной;

3) оперативного графика;

4) общей части.

Режимная часть карты включает для каждого стратиграфического горизонта оптимальный режим бурения. В инструктивной части даются рекомендации по предотвращению возможных осложнений и наиболее эффективные меры по борьбе с ними. В режимной и инструктивной частях карты указываются пути увеличения механической скорости проходки скважины. Чтобы буровая бригада в процессе проходки скважины могла определять, как успешно осуществляется процесс бурения, строится оперативный график, в котором отражаются ожидаемая механическая скорость проходки и предполагаемые затраты времени на все операции по интервалам бурения. В общей части карты приводятся организационно-технические мероприятия обеспечивающие предусмотренную в предыдущих частях карты технологию бурения и ожидаемые показатели проходки скважин

Особенности режима бурения роторным способом. Тип долота должны выбирать в соответствии с «Комплексной методикой классификации горных пород геологического разреза, разделения его на характерные пачки пород и выбора рациональных типов и конструкций шарошечных долот для эффективной разбуривания нефтяных и газовых месторождений»

При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ нужно учитывать следующее: верхнему уровню осевых нагрузок на долото соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот; в пластичных, вязких глинистых, а также слабо сцементированных малоабразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотам вращения и пониженных осевых нагрузках на долото; в песчаных и других абразивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора во избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.

Режим бурения, особенно долотами с твердосплавным вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.

Частота вращения ротора должна отличаться от критической частоты вращения, при которой совпадают поперечные и продольные колебания бурильной колонны.

Наиболее опасно применение критической частоты вращения при наименьшей критической длине колонны.

Во многих случаях при бурении в мягких неабразивных породах существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140200 об/мин.

Фактическая осевая нагрузка на долото при повышенной частоте вращения инструмента из-за трения бурильной колонны о стенки скважины и вкладыш ротора оказывается существенно меньше, чем по индикатору веса. Поэтому нагрузку на долото следует корректировать с учетом разницы в показателях индикатора веса при вращении и без вращения колонны.

Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 2025 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же случаях.

Переход на высокооборотный режим вращения бурильной колонны может сопровождаться в отдельных породах обвалами стенок скважины и увеличением момента вращения бурильного инструмента. При возникновении указанных явлений необходимо немедленно тщательно промыть и проработать (на длину ведущей трубы) ствол скважины и только после установления нормальных условий бурения переходить на повышенную частоту вращения ротора.

Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.

При бурении долотами с герметизированными опорами и твердосплавным вооружением неравномерное вращение и подача долота, резкое торможение и внезапные остановки, толчки и удары, повышенный уровень вибрации приводят к разрушению (поломкам, сколам и т. п.) твердосплавных зубков и преждевременному выходу из строя герметизирующих элементов и опор в целом.

При появлении в процессе бурения вибраций, с целью их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращения ротора.

Если изменение в рациональных пределах указанных параметров не приводит к уменьшению амплитуды колебаний до приемлемого уровня, то это свидетельствует о завышенной моментоемкости долота или недостаточном маховом моменте УБТ для данного сочетания типа долота и разбуриваемых пород. Следовательно, на очередной рейс необходимо использовать долото, характеризующееся меньшей моментоемкостью, или повысить маховый момент УБТ желательно за счет увеличения их диаметра.

Роторный способ бурения в зарубежной практике основной. В нашей стране роторный способ используют при бурении глубоких скважин, а также нижней части разреза скважин средней глубины.

Особенности режима бурения турбинным способом. В турбинном бурении энергия, предназначенная для разрушения породы, подводится к забою потоком бурового раствора. Генератором гидравлической энергии являются буровые насосы, преобразующие механическую энергию привода в гидравлическую энергию потока бурового раствора. Часть энергии потока теряется на преодоление гидравлических сопротивлений в нагнетательной линии, бурильных трубах, замках, долоте и затрубном пространстве. Оставшаяся часть энергии используется в турбине турбобура для преобразования в механическую энергию, которая затрачивается на процесс бурения.

Практически характеристики турбобура можно изменять только ступенчато, применяя на различных участках скважины турбобуры неодинаковых типов. Подача буровых насосов регулируется также только ступенчато путем смены цилиндровых втулок. Основная задача проектирования режима турбинного бурения как раз и заключается в установлении режима работы буровых насосов, подборе типов турбобуров и осевой нагрузки на долото для различных участков ствола скважины таким образом, чтобы получить наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения.

Особенности режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом

Одна из особенностей режима бурения с очисткой забоя воздухом или газом -- бурение на сравнительно высоких частотах вращения ротора. В процессе бурения шарошечными долотами пород средней твердости, твердых и крепких при очистке забоя газообразным циркулирующим агентом и при соблюдении других параметров режима бурения частота вращения ротора не должна превышать 100200 об/мин, а при бурении сыпучих и мягких пород 200300 об/мин.

Для обеспечения максимальных показателей бурения при использовании газообразных циркулирующих агентов необходимо соблюдать оптимальное соотношение нагрузки на долото и частоты вращения долота. Это соотношение лучше всего определяется по характеру выноса шлама из выкидной линии. Выбрасываемый на поверхность шлам должен состоять из осколков породы различных размеров (при бурении твердых и крепких пород шарошечными долотами), или скатанных кусочков легких пород, или естественного состояния при сыпучих породах и выходить обильным потоком из выкида.

Количество шламовой пыли должно быть минимальным, так как обильное выделение ее указывает на процесс разрушения истиранием, и для перехода на объемный режим разрушения следует увеличить нагрузку на долото и уменьшить частоту вращения ротора, если она была завышена. Для успешного бурения с газообразными циркулирующими агентами необходимо для каждого конкретного случая устанавливать минимальный предел скорости восходящего потока в затрубном пространстве. Минимальным расходом газообразного циркулирующего агента при бурении следует считать такой, при котором в затрубном пространстве с зазором между бурильными трубами и стенками скважины не менее 1215 мм создается скорость восходящего потока, способная выносить выбуренную породу со скоростью 58 м/с.

Повышение давления в циркуляционной системе при бурении с применением газообразного циркулирующего агента отрицательно влияет на показатели бурения. Вследствие повышения давления в циркуляционной системе объем циркулирующего агента резко сокращается, уменьшается скорость восходящего потока, что приводит к недостаточной очистке забоя, возможному образованию сальников и т. д.

Контроль за параметрами режима бурения

Текущий контроль параметров процесса бурения осуществляется с помощью следующих основных приборов: индикатора веса, манометра, моментомера, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки.

Индикатор веса. Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется при помощи индикатора веса. Этим прибором определяется также нагрузка, действующая на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлические индикаторы веса.

Контроль за другими параметрами режима бурения. Давление бурового раствора измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов.

Частота вращения ротора измеряется тахометрами различных конструкций. Имеются также приборы по измерению механической скорости проходки и ряд других приборов, регистрирующих и показывающих забойные параметры процессов бурения (частота вращения вала турбобура, пространственное положение забоя скважины и т. д.).

Все описанные приборы входят в комплект системы наземного контроля процессов бурения (ПКБ пульт контроля процессов бурения). Номенклатура параметров, контролируемых пультом контроля процессов бурения, определяется в зависимости от мощности буровой установки.

В последнее время все шире и шире внедряется передача параметров режима бурения на расстояние как при помощи проволочной, так и беспроволочной связи. Это позволяет на диспетчерских пунктах (участках) оборудовать специальные пульты, на которых монтируют показывающие и регистрирующие приборы параметров режима бурения каждой буровой.

Диспетчер (инженер участка) получает возможность круглосуточно следить за работой буровых и при необходимости незамедлительно вносить нужные коррективы в процесс проводки скважин.

В США для оптимизации процесса бурения была проведена отработка системы передачи оперативной информации через спутник связи о процессе проводки скважины с буровой, расположенной в Северном море, в исследовательский центр в городе Тулсе (США), откуда выдавались рекомендации по оптимизации процесса бурения и регулированию параметров бурового раствора.

Телеконтроль забойных параметров бурения. Телеметрия забойных параметров при бурении скважин -- решающий фактор в создании автоматической системы управления процессом бурения.

В результате работ, проведенных у нас и за рубежом создано достаточно большое количество приборов для контроля забойных параметров (под забойными параметрами понимаются напряженное состояние бурильной колонны, частота вращения долота, температура и давление на забое скважины, местоположение ствола скважины в пространстве и т. п.). При этом для связи с поверхностью используются различные виды каналов связи:

1) электропроводный с помощью встроенной в колонну труб линии связи;

2) беспроводные с передачей электрического сигнала по бурильной колонне и горным породам и передачей гидравлических импульсов по буровому раствору, заключенному в бурильной колонне;

3) механический по телу бурильной трубы.

Существует два принципиальных метода передачи сигнала с забоя по каналам связи непрерывный и дискретный. Более удобный и надежный в практических целях второй.

В настоящее время находит все большее признание идея создания автономного забойного двигателя с одновременной регистрацией забойных параметров.

Для телеконтроля комплекса параметров процесса бурения скважин электробурами и состояния двигателей электробуров разработано несколько систем. В этих системах передача телеметрических сигналов в скважине осуществляется по токоподводу электробура. Наибольшее распространение получила телеметрическая система СТЭ.

Наращивание бурильного инструмента и спускоподъемные операции (Технология подготовки к СПО)

Подготовка бурильных труб к эксплуатации. Все трубы и соединительные элементы (замки, соединительные муфты, переводники), предназначенные для работы в скважинах, перед вводом их в эксплуатацию в соответствии с требованиями государственных стандартов, нормалей и технических условий подвергают на трубных базах внешнему визуальному осмотру, инструментальному обмеру основных размеров и проверке качества нарезки резьбы гладкими и резьбовыми калибрами. Особенно тщательно осматриваются и проверяются резьбовые соединения. Резьба должна быть гладкой, без заусениц, задиров и других дефектов, нарушающих ее непрерывность, плотность и прочность.

Трубы и замки, признанные годными после контрольной проверки их качества непосредственно на трубной базе, перед пуском в работу свинчивают и крепят между собой.

Эта операция, требующая определенных условий (тщательной очистки резьбы, ее смазки, селективного подбора деталей и т. д.), должна производиться исключительно на трубных базах. В некоторых случаях может быть допущено навинчивание замков на трубы непосредственно на буровых.

Перед навинчиванием необходимо подобрать замок в трубе по натягу резьбы и по конусности, так как этим улучшается сопряжение резьбы. Замковая деталь, имеющая отклонение конусности по большему диаметру, свинчивается с трубой, имеющей также отклонение конусности по большему диаметру; могут быть свинчены также замок и. труба, имеющие отклонение конусности по меньшему диаметру. При подборе замка к трубе по натягу на трубу, имеющую натяг ,резьбы с плюсовым допуском, должна быть навинчена замковая деталь с натягом резьбы, выполненным в пределах минусового допуска, и, наоборот, на трубу, имеющую натяг с минусовым допуском,-- замковая деталь с натягом резьбы, выполненным в пределах плюсового допуска. Соединяемые трубу и замок с номинальной величиной натяга резьбы свинчивают без подбора.

Замки на бурильные трубы могут крепиться в холодном или горячем состоянии. Для получения плотного резьбового соединения и уменьшения трения сопрягающихся поверхностей резьбы при их закреплении перед свинчиванием резьбу трубы необходимо смазать графитовой или цинковой смазкой.

При навинчивании замка следует надеть его на резьбу трубы и,, осторожно вращая по ходу резьбы, убедиться, что вершины ниток вошли во впадины резьбы, после чего можно увеличить частоту вращения.

Правильность подбора замка к трубе после ручного навинчивания следует проверить по положению торца трубного конца замка по отношению к последней риске резьбы на трубе. Расстояние от торца замка до конца сбега резьбы на трубе должно быть от 1 до б мм.

Существует три метода крепления замков на бурильные трубы:

1. крепление на буровых с помощью бурильной лебедки;

2. на специальных муфтонаверточных станках;

3. навинчивание вручную предварительно нагретого замка.

В настоящее время принудительное закрепление резьбового соединения трубы -- замок при помощи машины (первые два способа) почти полностью уступили место более совершенному -- креплению замка в горячем состоянии.

Процесс навинчивания и крепления замков в горячем состоянии включает следующие операции. Детали замков, подобранные к трубам, перед навинчиванием подвергают нагреву в специальных нагревательных печах. Пока замковая деталь нагревается, на конце трубы с резьбой, подготовленной для навинчивания нагреваемой детали, на определенном расстоянии от последней риски резьбы в сторону тела трубы наносится керном метка, которая в дальнейшем служит ориентиром при осевом перемещении навинчиваемой нагретой детали замка.

Замковые детали нагревают до определенной температуры (400⁰ С).

Перед навинчиванием замка резьбу трубы смазывают соответствующей смазкой. Смазку наносят не на всю резьбу, а только на первые три-четыре нитки, считая от торца трубы. После того как замок нагрет, а резьба на трубе смазана, надлежит вынуть термопару из замка, извлечь замковую деталь из печи и навинтить ее на трубу.

Горячий замок навинчивают на трубу так, чтобы торец его совпал с поставленным на трубу керном. Допускается недовинчивание замковой детали до керна не более 1,5--2 мм.

Чтобы в замке не создавалось чрезмерно высокого напряжения, которое может повлечь за собой разрыв замка, нельзя допускать дальнейшее продвижение детали после совпадения торца с меткой -- керном.

Замок, навинченный в горячем состоянии, при охлаждении прочно схватываясь с трубой, обеспечивает прочность и герметичность соединения. Как показала практика, проверка таких соединений опрессовкой необязательна.

Эксплуатация бурильной колонны. Смонтированные новые бурильные трубы объединяют в комплекты, в составе которых они должны работать до полной амортизации. Комплекты состоят из труб, одинаковых как по диаметру и толщине стенок, так и по длине труб. В комплект включают трубы, изготовленные из одной марки, выполненные одним заводом, и замки одного типа, изготовленные также одним заводом.

Состав комплекта по количеству бурильных труб и длине их не ограничивается. Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект,-- свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы маркируются. Маркировка включает порядковый номер комплекта; показатель группы прочности стали; последнюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию; порядковый номер трубы в комплекте; номинальную толщину стенки в мм (для бурильных труб).

Комплекты труб учитывают и отрабатывают самостоятельно. Перевод отдельных труб из одного комплекта в другой запрещается.

На каждый комплект бурильных и утяжеленных труб заводят паспорт-журнал, в котором учитываются все трубы данного комплекта. Паспорт составляют в одном экземпляре и хранят на трубной базе. Паспорт действует до списания всех труб комплекта в материал.

В процессе работы труб в скважинах в паспорт-журнал вносят отметки о ремонте, авариях и о списании отдельных труб, а также указывают номера скважин, в которых работал комплект, длину части комплекта, участвовавшего в проходке каждой скважины, время работы труб, проходку по скважинам и сумму начисленного износа.

Производительной работой бурильных труб, участвующих в бурении скважин, считается проходка в метрах, а для труб ловильных комплектов -- количество скважин, в которых они работали. На трубы, участвующие в проходке скважин, начисляется условный износ в килограммах и рублях, определяемый исходя из количества пробуренных метров в данной скважине.

Бурильные трубы, разбитые на комплекты и отмаркированные, доставляются на буровую. Буровая бригада, непосредственно эксплуатирующая трубы, замки и другие детали, тщательно проверяет качество труб, ведущие трубы, доставляемые в буровую, и соответствие их паспортным данным. Буровой мастер при доставке труб на скважину одновременно получает выписку из паспортов-журналов с отрывными талонами и извещениями о получении комплектов труб. Трубы, замки, соединительные муфты, имеющие наружные дефекты (плены, трещины, кривизну и т. д.), не подлежат приемке. Обнаруженные детали с износом, выходящим за пределы норм (допустимая сработка наружной поверхности бурильных замков по диаметру при равномерном износе для ЗН-80 не более 5 мм; ЗН-95 и ЗН-108--6 мм; ЗН-140--7 мм; ЗН-172--8 мм; ЗН-197--9 мм; ЗШ-108 --8 мм; ЗШ-118 --9 мм; ЗШ-146--10 мм; ЗШ-178 -- 11 мм; ЗШ-203--12 мм; ЗУ-155 --7 мм; ЗУ-185 --8 мм), бракуются и отправляются на трубную базу.

После того как комплекты бурильных труб завезены на буровую, осмотрены и приняты буровым мастером, буровая бригада укладывает их на мостки. Отсюда их берут в процессе бурения для сборки в свечи. Затаскивая трубы в фонарь вышки или подавая свечи из-за пальца, следует предохранять резьбу ниппеля от ударов о ротор и другие металлические предметы.

При свинчивании резьбы в процессе спуска колонны бурильных труб нельзя допускать ударов ниппеля наращиваемой трубы о резьбу муфты трубы, спущенной в скважину. Во избежание самоотвинчивания и разъединения замковой резьбы при бурении забойными гидравлическими двигателями все замковые соединения закрепляют машинными ключами.

При спуске труб в скважину следует не допускать резкого торможения колонны или посадку элеваторов на ротор с ударом, так как это приводит к возникновению больших динамических нагрузок и нередко к авариям.

С целью равномерного износа замковой резьбы следует при подъеме свечей менять положение средних (неразъемных) замковых соединений с концами (разъемными). При роторном бурении, чтобы предохранить бурильные трубы от истирания и от быстрого износа, на них нужно надевать предохранительные кольца-протекторы. Их надевают на бурильные трубы вблизи замка. Благодаря тому, что диаметр предохранительного кольца больше диаметра замка, соприкосновение и трение замков труб об обсадные трубы и стенки скважин устраняются, так как резиновое кольцо исполняет роль упругой подушки.

При любом способе бурения необходимо строго руководствоваться нормами осевых нагрузок на долото, указанными в ГТН.

После окончания бурения скважины при разборке свечей следует все трубы в замковой резьбе развинтить. Также отвинчивают все имеющиеся в колонне переводники, в том числе и предохранительный на ведущей трубе. Разобранные трубы укладывают на мостки аккуратно рядами по комплектам и обильно смазывают резьбу. Нельзя сбрасывать трубы с мостков на землю, транспортировать волоком и т. д. Ответственность за правильную эксплуатацию всех элементов бурильной колонны лежит на буровом мастере, который не должен допускать нарушений технических правил обращения с инструментом. бурение долото забой скважина

Эксплуатация ЛБТ имеет некоторые особенности. В случае недостаточной интенсивности заполнения бурильной колонны (при ее спуске) буровым раствором устанавливается один или несколько перепускных клапанов. Запрещается применять кислотные (грязевые) ванны для освобождения прихваченного инструмента. Концентрация водородных ионов (рН) в буровом растворе должна быть не более 11.

Конструкция подсвечника должна предотвращать образование внутри труб ледяных пробок (замерзание части стекающего раствора в концах труб). Запрещается нанесение каких бы то ни было рисок или меток на тело труб (кроме предусмотренных маркировкой). При проводке скважины с целью достижения равномерного износа всех замковых соединений после каждых очередных 20 спуско-подъемных операций следует менять месторасположение разъемных и неразъемных замковых соединений, строго соблюдая последовательность этой замены.

Для защиты ЛБТ от износа обязательно применение предохранительных колец-протекторов.

Размещено на Allbest.ru