Бурильная колонна

Бурильная колонна. Состав и функции Бурильная колонна соединяет долото (забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием буровой установки. 1 – долото; 2 – утяжеленная бурильная труба; 3 – переводник; 4 – центратор; 5 – муфтовый переводник; 6,7 – утяжеленные бурильные трубы; 8 – переводник; 9 – предохранительное кольцо; 10 – бурильные трубы; 11 – предохранительный переводник; 12, 14 – переводники штанговые; 13 – ведущая труба; 15 – переводник вертлюга; 16 – вертлюг; 17 – стояк; 18 – шланг; 19 – крюк; 20 – талевый блок; 21 – вышка; 22 – кронблок; 23 – редуктор; 24 – лебедка; 25 – ротор; 26 – шламоотделитель; 27 – буровой насос БК в процессе углубления ствола скважины выполняет следующие функции: • передает мощность от поверхностного привода к долоту и сообщает ему вращательное движение, создает нагрузку на долото; • служит каналом подачи циркуляционного агента к забою; • воспринимает реактивный момент при работе забойного двигателя; • обеспечивает проведение скважинных исследований (например, исследование пластов); 3 БК в процессе углубления ствола скважины выполняет следующие функции: • обеспечивает выполнение специальных работ по ликвидации аварий в скважине (освобождение и извлечение прихваченного инструмента, подъем оставшихся на забое металлических предметов и т.д.). • при бурении электробуром служит каналом, в котором закрепляется кабельный токоподвод. При креплении скважины бурильную колонну используют для секционного спуска обсадных колонн, установки цементных мостов. 4 Конструкция бурильной колонны: 1 - верхний переводник ведущей трубы; 2 - ведущая труба; 3 - нижний переводник ведущей трубы; 4 - предохранительный переводник ведущей трубы; 5 - муфта замка; 6 - ниппель замка; 7 - бурильные трубы; 8 - протектор; 9 - переводник на УБТ; 10 - УБТ; 11 - центратор; 12 - наддолотный амортизатор Элементы бурильной колонны: Основные элементы бурильной колонны: ведущая труба, бурильные трубы с присоединительными замками, утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Вспомогательные элементы: переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы, а также элементы технологической оснастки БК (например, перепускные и обратные клапаны, предохранительные переводники, шламометаллоуловители и др.). Структура БК Одноразмерной (одноступенчатой) называется БК, составленная из труб одного наружного (номинального) диаметра, многоразмерной (многоступенчатой) - из труб двух (двухразмерная) и более номинальных диаметров. Участок БК, составленный из труб одного наружного диаметра называется ступенью. Участок БК, составленный из труб одного наружного диаметра, с одинаковыми толщиной стенки, конструкцией резьбового соединения и группой прочности металла называется секцией. 7 Структура БК Двухразмерная БК Одноразмерная БК Секции БК ТБВ 14010 М ТБВК 14010 К 2-я ступень ТБВ 1409 Л ТБВ 14010 Д ТБВ 12710 Е Балаба В.И. 8 1-я ступень История разработки бурильных труб Конец IXX века – первые трубы с мелкой треугольной резьбой - быстрый износ резьбы, заедание, большое время на свинчивание, высокая аварийность 1910 год (инженер Уиттер) – применение конической замковой резьбы и замка, навинчивающегося на трубы при помощи мелкой треугольной резьбы 1914 год – появление труб из термообработанных сталей 1919 год – трубы с высаженными концами для компенсации толщины стенки под трубной резьбой 1919 год – объёмная термическая обработка замков для повышения износостойкости бурильного замка 1931 год – изготовление конической замковой резьбы на высадке бурильной трубы 1937 год – приварка бурильного замка к телу бурильной трубы обычной сваркой 1953 год – приварка трением бурильного замка к телу бурильной трубы Трубы нефтяного сортамента. Том 1. Трубы бурильные Ведущая труба. Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное или шестигранное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим - к обычной бурильной трубе круглого сечения. Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой - затрудняется их транспортировка. 1 - вертлюг 2 - ВБТ 3 - ротор Ведущие трубы конструктивно выполняются: 1. сборными, составленными из трех деталей: со стороной квадрата 65, 80, 112,140,155 мм и длиной 10,13,14 м 2. цельными: Выпускаются ВБТ квадратного сечения со стороной квадрата 63, 76, 89, 103, 133 и 152 мм, а также шестигранного сечения с расстоянием между гранями 89, 108, 133 и 152 мм и длиной 12,19 м и 16,46 м. Практически совпадают с соответствующими параметрами и их отклонениями, предусмотренными API Spec7 Трубы бурильные ведущие (сборные), изготовляемые предпочтительно квадратного сечения, включают трубу (штангу), верхний переводник (ПВВ) для соединения ведущей трубы с вертлюгом нижний переводник (ПВН) для присоединения к бурильной колонне. Свободный конец верхнего переводника для соединения с вертлюгом снабжен левой замковой резьбой; свободный конец нижнего переводника, предназначенных для соединения с бурильной колонной, имеет правую замковую резьбу. Ведущая бурильная труба сборной конструкции - ТВКП На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба (ГОСТ631-80) – правая на нижнем и левая на верхнем. На нижний переводник навинчивается (горячим способом) переводник ПВН, а на верхний 0 переводник ПВВ. Для защиты от износа замковой резьбы переводника ПВН между замком бурильной трубы и переводником ведущей трубы устанавливается переводник ПП. Ведущие трубы горячекатанные, изготавливаются из сталей групп прочности Д и К, переводники – из стали марки 40 ХН. Промышленностью осваиваются цельнокатаные ведущие трубы. В этом случае конструкция предусматривает исключение резьбового соединения в местах присоединения верхнего и нижнего переводников с ведущей трубой. Ведущая труба цельной конструкции: а - квадратного сечения; б - шестигранного сечения. (а - расстояние между гранями; d1 - диаметр муфты; d2 – диаметр ниппеля; d3 - диаметр канала; L - длина трубы). Квадратные штанги для ВБТ изготавливают м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа). Бурильные трубы Бурильные трубы с замками (приваренными или навинченными) являются средним звеном и составляют основную часть бурильной колонны. Они устанавливаются ниже ведущей трубы и служат для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и для подачи бурового раствора к забою скважину. Характеризуются наличием высаженных концов. В зависимости от материала изготовления бывают стальными и легкосплавными. История разработки бурильных труб Конец IXX века – первые трубы с мелкой треугольной резьбой - быстрый износ резьбы, заедание, большое время на свинчивание, высокая аварийность 1910 год (инженер Уиттер) – применение конической замковой резьбы и замка, навинчивающегося на трубы при помощи мелкой треугольной резьбы 1914 год – появление труб из термообработанных сталей 1919 год – трубы с высаженными концами для компенсации толщины стенки под трубной резьбой 1919 год – объёмная термическая обработка замков для повышения износостойкости бурильного замка 1931 год – изготовление конической замковой резьбы на высадке бурильной трубы 1937 год – приварка бурильного замка к телу бурильной трубы обычной сваркой 1953 год – приварка трением бурильного замка к телу бурильной трубы Основные требования к БТ высокая прочность и износостойкость; небольшой диаметр; возможность быстрого соединения труб в колонну и разъединения при выполнении спуско-подъемных операций (СПО);  небольшая величина гидравлических сопротивлений внутреннего канала бурильной колонны;  герметичность соединений;  равнопрочность колонны БТ;  возможность механизации СПО;  надежность и долговечность работы элементов бурильной колонны.    Требования к трубам стальным бурильным с приваренными замками в Российской Федерации устанавливает ГОСТ Р 50276—92 Стальные бурильные трубы в соответствии с ГОСТ Р50278-92 Бурильные трубы с приваренными замками должны изготовляться с тремя типами высаженных концов: ПВ - с внутренней высадкой; ПК - с комбинированной высадкой; ПН - с наружной высадкой. Технические характеристики труб Выпускаются с наружным диаметром 60 – 140 мм с толщиной стенки от 7 до 13 мм; Материал изготовления – стали групп прочности Д, Е, Л, М и Р. Наименование параметра Длина трубы , м Группа длин 1 2 3 5,9-6,3 8,0-8,6 11,9-12,5 Примечания 1 Длина трубы определяется как расстояние между упорным уступом ниппеля и упорным торцем муфты замка. 2 Трубы диаметром 60, 73 и 89 мм изготовляют трех групп длин, трубы диаметром 102, 114, 127 и 140 мм второй и третьей группы. Технические характеристики тела бурильных труб по ГОСТ Р 50278 и API Spec 5DР Условное обозначение бурильных труб Условное обозначение бурильных труб с приваренными замками должно включать: обозначение типоразмера; группу прочности; группу длин ; обозначение настоящего стандарта. Пример: Труба бурильная с внутренней высадкой, условным диаметром 102 мм, толщиной стенки 8,4 мм из стали группы прочности Д, 2-й группы длин: Труба ПВ 102х8 Д 2 ГОСТ Р 50278-92 Для труб с коническим заплечиком под элеватор: Труба КПН 114х9 Е 3 ГОСТ Р 50278-92 То же, для труб с левой замковой резьбой: Труба ЛПН 114х9 Е 3 ГОСТ Р 50278-92 То же, для труб с коническим заплечиком под элеватор и левой замковой резьбой: Труба ЛКПН 114х9 Е ГОСТ Р 50278-92 Для труб с коническим заплечиком муфты замка в условное обозначение добавляется буква К перед обозначением типа высадки, а для обозначения труб с левой замковой резьбой - буква Л. ЗАМКИ ПРИВАРНЫЕ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ГОСТ 27834-95 1 - ниппель; 2 - опорный уступ ниппеля; 3 - упорный торец муфты; 4 - замковая резьба; 5 - муфта; 6 - хвостовик; 7 - заплечик под элеватор; 8 - опознавательный поясок замка с левой резьбой; D - наружный диаметр; L - длина замка в сборе Замки должны изготовляться с правой и левой замковыми резьбами. Замки изготовляют из стали 40ХМФА Пример условного обозначения замка с наружным диаметром 133,4 мм диаметром проходного отверстия 70,6 мм для трубы группы прочности Д с толщиной стенки 8,38 мм с прямоугольным заплечиком под элеватор и правой замковой резьбой: ЗП-133-71-Д-8 ГОСТ 27834-95 то же с левой замковой резьбой: ЗПЛ-133-71-Д-8 ГОСТ 27834-95 то же с коническим заплечиком под элеватор и правой замковой резьбой: ЗП-133-71-Д-8К ГОСТ 27834-95 Форма и размеры профиля замковой резьбы (правой и левой), предельные отклонения параметров резьбы по ГОСТ 28487-90. P - шаг резьбы; K - конусность резьбы; j - угол уклона резьбы; Н - высота исходного треугольника резьбы; h1 - высота профиля резьбы; h - рабочая высота профиля резьбы; b - срез вершины резьбы; f - срез впадины резьбы; а - ширина площадки резьбы; r - радиус закругления впадины резьбы; r1 - радиус закругления вершин профиля резьбы Параметры замковой резьбы Параметры и элементы резьбы Число витков на 25,4 мм Р K (2tgφ) Форма профиля I II III IV 5 4 5,08 6,35 1:6 1:4 V 1:4 В условное обозначение замковой резьбы входит: буква «З», диаметр большего основания конуса наружной резьбы в соответствии с таблицей 2 (указывается только целая часть размера в миллиметрах) и обозначение настоящего стандарта Например: З-133 ГОСТ 28487-90 То же, с левой резьбой: З-133 LH ГОСТ 28487-90 Для диаметров 65-203 мм. Сопоставление параметров замковых резьб (ГОСТ 28487-90 и API Spec 7) Параметры и элементы резьбы ГОСТ 28487-90 Форма профиля 1 Число витков на 25,4 Конусность Шаг,мм API Spec 7 II 5 1:4 5,08 III IV V 4 1:6 6,35 1:4 V0,038R V0,040R V-0,050 R 4 5 4 1:6 1:4 1:4 1:6 1:4 6,35 5,08 6,35 Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Параметры резьбы Диаметры от 30 до 203 мм. Размеры разгрузочных канавок для УБТ Для снижения концентраций напряжений резьбового соединения наиболее оптимальным решением являются зарезьбовые разгрузочные канавки Основание ниппельного конца Разгрузочные элементы Требования к замковой резьбе - Для предохранения замковой резьбы от коррозии и заедания применяется фосфатирование или другие способы защиты поверхности., например, композиционными покрытиями на основе меди; Для сопротивления усталости может применяться обкатка роликом, выполнение соединений коническими или цилиндрическими зарезьбовыми канавками и др. Вид покрытия, метод повышения сопротивления усталости указывается в технической документации на конкретное изделие. - Тип смазки, применяемой в зависимости от условий эксплуатации замковой резьбы, указывается в НТД на конкретное изделие. Трубы стальные по ГОСТ Р 32696-2014 По сравнению с этими стандартами, настоящий стандарт: -содержит большие возможности для потребителя по выбору уровня требований и качества, видов дополнительного контроля и испытаний изделий; -устанавливает свойства изделий, востребованные в современной нефтяной и газовой промышленности; -регламентирует организацию и проведение операций контроля качества изделий, в том числе неразрушающего контроля, на различных стадиях производства; - учитывает требования ГОСТ Р ИСО 9001, регламентирует процессы прослеживаемости и идентификации изделий, контроля и валидации процессов, сохранения записей. Согласно ГОСТ Р32696-2014 и API 5DP, бурильные трубы изготавливаются трех типов высадки: Внутренней (Internal Upset) IU Наружной (External Upset) EU Комбинированной (Internal-External Upset) IEU Трубы по ГОСТ Р32696-2014 изготавливаются диаметрами от 60 мм до 168 мм Технические характеристики труб Трубы по ГОСТ Р32696-2014 изготавливаются диаметрами от 60 мм до 168 мм Механические свойства материала бурильных труб Бурильный замок Бурильный замок Бурильные трубы c двухупорными замками ТМК-TDS Сравнение характеристик бурильных замков 66 Бурильная труба 127х9,19 S135, замок 168,3х69,85 15000 14500 14000 13500 13000 12500 12000 M max =12100 11500 11000 крутящий момент (кг х м) 10500 10000 Прирост Mmax 68% 9500 9000 8500 8000 7500 7000 6500 6000 M max =7200 5500 5000 M max = 8875 (127x13 гр. пр. Р) С двумя упорами 4500 4000 3500 3000 Стандартный 2500 2000 1500 Mкр.тела трубы n=1.4 1000 500 5 10 15 20 25 30 35 Окружное перемещение (град) 40 45 50 55 Высокомоментный замок TMK EXD 68 69 70 71 Обозначение бурильных труб В настоящем стандарте для обозначения труб применяют следующие показатели: Наружный диаметр; Толщина стенки тела трубы; Группа прочности ( D, E, X, G или S); Тип высадки Тип резьбового упорного соединения Пример — Бурильная труба с замком, изготовленным компанией Z и приваренным в июле 2007 г. (707) компанией X, группы прочности тела бурильной трубы Е, с кодом массы 2. с резьбовым упорным соединением NC50 должна иметь следующую маркировку клеймением на поверхности ниппеля замка за сбегом резьбы: Z707XE2NC50. Пример — Тело бурильной трубы (DPB). изготовленное компанией Z по ГОСТ.... в июле 2007 г. (707), со специальными размерами вькадки (UF), наружным диаметром 60,32 мм (60), толщиной стенки 7.11 мм (7), группы прочности Е. с порядковым номером У имеет следующую маркировку краской; DРВ Z ГОСТ... 707 UF 60 7 Е У. Пример — Замок, изготовленный компанией Z, с левым направлением резьбы LH. с резьбовым упорным соединением NC50, по ГОСТ ...в августе 2007 а. (807), с идентификационным кодом XY (X — номер плавки; Y— номер партии) должен иметь следующую маркировку клеймением (в одну или несколько строк): Z LH NC50 ГОСТ... 807ХУ. Внутреннее покрытие труб Бурильные трубы с внутренним полимерным покрытием предназначены для бурения в сложных условиях Применение внутренних покрытий на трубных изделиях позволяет уменьшить потери на трение вплоть до 50% при транспортировке жидкостей, Обычно выбирается жидкое покрытие, с процессом «первый слой + верхний слой», толщина 130~225мкм. Типы покрытий: • Износостойкое внутреннее покрытие для бурильных труб. • Покрытие — тонкая пленка для широкого применения, для бурильных труб. • Теплостойкое и податливое к сгибу внутреннее покрытие для бурильных труб. • Внутреннее покрытие — толстая пленка с высоким содержанием сухого вещества кисло- и щелочноустойчивая и износостойкая. Основные преимущества: • снижение гидравлических потерь при бурении. • защита от коррозионно-абразивного износа бурильных труб. • защита бурильных труб от стеллажной коррозии. • снижение вероятности усталостных разрушений бурильных труб. • снижает солеобразование и отложение остатков бурового раствора во внутренней полости тела трубы. • позволяет применять более широкий диапазон буровых растворов с различными величинами pH. • проводить бурение на скважинах с высоким забойным давлением и высокой температурой. Бурильные трубы с внутренним гладкостным покрытием Применение покрытий позволяет: • увеличить ресурс работы бурильных труб. • использовать данные бурильные трубы в качестве технологических при осуществлении соляно-кислотных обработок скважин (СКО). Внутренние защитные покрытия допускается наносить на бурильные трубы, бывшие в эксплуатации, после проведения дефектоскопии и ремонта, по утвержденной технологии. Внутренние защитные покрытия допускается наносить на бурильные трубы с различными типами замковых соединений, в том числе и на БТ с двухупорными замками. Покрытие бурильных труб должны выдерживать указанные в технических требованиях внешние воздействия без отслаивания, расслаивания и растрескивания в интервале температур: • при транспортировании, проведении погрузочно-разгрузочных и спуско-подъемных операций на скважине от минус 40°С до плюс 60°С. • при хранении от минус 50°С до плюс 60°С. Величина верхнего предела температуры эксплуатации БТ регламентируется видом материала, используемого для формирования покрытия конкретного назначения. Внутреннее гладкостное покрытие Твёрдосплавная наплавка бурильного замка Экстремальные условия эксплуатации бурильных труб приводят к их разрушению. Основными причинами разрушения бурильных труб являются трещины, образовавшиеся в условиях высокого напряжения и износа поверхности под влиянием коррозии и абразивного износа. - Уменьшают износ бурильного замка при бурении в открытом стволе - Уменьшают износ обсадной колонны при вращении и СПО в обсадной колонне TCS Titanium Износостойкая наплавка замков Поскольку замки имеют больший диаметр, чем бурильная труба, они подвержены износу, и в связи с этим, на них должна наноситься твердосплавная наплавка, чтобы защитить их. Как правило, это происходит при нанесении минимум трех колец наплавки. Ширина одного наплавленного кольца 25,4 мм. Бурильные трубы с износостойкой наплавкой на приварных замках (хардбендингом) предназначены для бурения в сложных условиях. Толстостенные бурильные трубы Толстостенные бурильные трубы Предназначены для создания осевой нагрузки на долото в скважинах с протяжённым горизонтальным участком ствола Толстостенные бурильные трубы (ТБТ) – трубы промежуточные по своим размерам между утяжелёнными бурильными трубами (УБТ) и бурильными трубами (БТ) Устанавливаются в различных местах бурильной колонны в зависимости от требуемой задачи. В основном для создания осевой нагрузки выше горизонтального участка Размеры труб: диаметр – от 73мм до 168мм длина – 9 метров толщина стенки (для труб Ø127м) – 25,4мм Спиральные толстостенные бурильные трубы Разновидность стандартной конструкции. Используются в горизонтальных участка ствола скважины большой протяжённости с целью: - улучшения выноса выбуренной горной породы - улучшения очистки забоя - снижения сил трения за счёт уменьшения площади контакта - повышения жёсткости низа бурильной колонны Зона с высокой скоростью потока вЗона кольцевом рециркуляци пространств ии е гидроочистк и Заключите льная высота Динамическа слоя я бурового рециркуляци шлама я Две зоны полного зачерпывания и подъема бурового шлама Вид снизу Q W Первоначальная высота слоя бурового шлама ROP Виды толстостенных бурильных труб Легкосплавные бурильные трубы  особенности труб из алюминиевых сплавов: - поскольку алюминиевый сплав почти в три раза легче стали (плотность 2,78 г/см3) процесс СПО ускоряется, кроме того, можно увеличить длину бурильной колонны при той же грузоподъемности БУ; - так как алюминиевый сплав имеет меньший модуль упругости (7,1 . 104 МПа) и меньшую плотность, то трубы легче деформируются и сила прижатия к стенкам скважин меньше, чем у стальных; - из-за низкой твердости материала износ тела трубы протекает интенсивнее; - алюминиевые сплавы более активны химически, что накладывает ограничения на состав бурового раствора; - в производстве алюминий более технологичен, чем сталь, что позволяет методом прямого прессования получать любую конфигурацию наружной и внутренней поверхности труб; - алюминиевые сплавы менее термостойки, так уже при 150°С предел текучести и пластические свойства сплава Д16Т начинают падать, для работы при температуре до 200°С рекомендуется сплав АК4-1Т1, а высокопрочный сплав 1953Т1 рекомендуется использовать только до температуры 100°С. Алюминиевые бурильные трубы Алюминиевые бурильные трубы выпускаются: - сборной конструкции по ГОСТ 23786-79; - беззамковые по ТУ 1-2-31681. Трубы по ГОСТ 23786-79 Трубы подразделяются по форме сечения:  ТБ - с внутренними концевыми утолщениями (законцовками), ТБП - с внутренними концевыми утолщениями (законцовками) и протекторным утолщением . по виду изготовления:  без нарезанной резьбы,  с нарезанной правой резьбой и с навинченными стальными замками; 1 - муфта замка; 2 - труба; 3 - ниппель замка по виду прочности:  нормальной прочности;  повышенной прочности - ПП; по точности изготовления толщины стенки основного сечения:  нормальной точности;  повышенной точности - П. Технические характеристики труб из алюминиевых сплавов Трубы изготавливаются диаметрами от 54-170 мм, с толщиной стенки от 7,5 до 13 мм.  Номинальная длина труб без протекторного утолщения должна быть:  4,5 м при наружном диаметре трубы 54 мм;  5,3 м » 64 мм;  9,0 м » св. 64 до 110 мм;  12,0 м » св. 110 мм.  Номинальная длина труб с протекторным утолщением должна быть 12,0 м, вне зависимости от величины наружного диаметра.  Примеры условных обозначений  Труба бурильная (ТБ) из алюминиевого сплава марки Д16, в закаленном и естественно состаренном состоянии (Т), нормальной прочности, нормальной точности изготовления, с внутренними концевыми утолщениями, с наружным диаметром 147 мм и толщиной стенки основного сечения 11 мм:  ТБ Д16.Т 147´11 ГОСТ 23786-79 То же, с протекторным утолщением (ТБП):  ТБП Д16.Т 147´11 ГОСТ 23786-79 Примеры условных обозначений труб То же, повышенной прочности: ТБП Д16.Т.ПП 147´11 ГОСТ 23786-79 То же, повышенной точности: ТБП Д16.Т.ПП 147´11 П ГОСТ 23786-79 Трубы должны изготовляться из алюминиевого сплава марки Д16 с химическим составом по ГОСТ 4784-74. Трубы изготовляют в закаленном и естественно состаренном состоянии. Механические свойства труб нормальной прочности, не менее Наружный диаметр, мм Временное сопротивление sв Предел Относительно текучести s0.2 е удлинение d5, % МПа (кгс/мм2) От 54 до 120 392 (40) 255 (26) 12 Св. 120 421 (43) 274 (28) 10 Алюминиевые трубы беззамковой конструкции. Особенность- Замковая резьба нарезается непосредственно на тело трубы  АБТ беззамковой конструкции с утолщенной стенкой по ТУ 1-2-331-86 изображены на рисунке (а).  В бурильной колонне обычно используют их немагнитные свойства для проведения инклинометричесхих работ. . Другой вид АБТ - беззамковые с внутренними концевыми утолщениями (на рисунке - б) и внутренними и наружными концевыми утолщениями по ТУ 1-2-365-81 и ГОСТ 23786-79 (на рисунке - в) соответственно Вследствие низкой износостойкости алюминиевых сплавов, число свинчиваний этих труб невелико. Оно зависит от применяемой смазки, усилий затяжки и условий эксплуатации. Применяют АБТ беззамковой конструкции, когда производятся какие-либо краткосрочные специальные работы. Например, разбуривание цементных пробок. Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) Предназначены для: • повышения жесткости бурильной колонны в сжатой ее части; • увеличения веса компоновки, создающей нагрузку на долото. К УБТ предъявляются повышенные требования по прямолинейности, соосности и сбалансированности Устанавливаются непосредственно на долотом или101забойным двигателем. Утяжеленные бурильные трубы Трубы бурильные утяжеленные сбалансированные УБТС изготавливаются гладкими по всей длине со сверленным отверстием и механической обработкой, что обеспечивает необходимую балансировку. Трубы подвергаются термообработке по концам на длину 0,8-1,2 м. Трубы бурильные утяжеленные, термообработанные по всей длине Изготавливаются в соответствии с нормами Spec 7 API следующих типов: А – гладкие без проточек; Б – с проточками под элеватор и клиновой захват; Б\1 – с проточками под элеватор и клиновой захват с наплавкой твердым сплавом; Л – с проточкой под элеватор; Л\1 – с проточкой под элеватор и с наплавкой твердым сплавом; Д\1 - квадратного сечения с наплавкой твердым сплавом; Е – со спиральными канавками; ЕН – со спиральными канавками и проточками под элеватор и клиновой захват; ЕН\1 – со спиральными канавками и проточками под элеватор и клиновой захват с наплавкой твердым сплавом; ЕЛ – со спиральными канавками и проточкой под элеватор; ЕЛ/1 – со спиральными канавками и проточкой под элеватор с наплавкой твердым сплавом; УБТ круглого сечения УБТ со спиральными канавками Трубы утяжеленные немагнитные (НУБТ) Применяются для размещения телеметрических систем. Изготавливаются диаметрами от 105 до 229 мм с минимальным внутренним диаметром 60 мм. Длина труб – 6 м. Для изготовления используется сталь типа 08Х18Н6АГ10с Рекомендуемые моменты свинчивания термообработанных УБТ УБТЭ с неравными главными осевыми моментами инерции Изготавливается из круглых стандартных труб путем фрезерования параллельных неодинакового размера граней. Одна грань по ширине равна внутреннему диаметру трубы, в вторая охватывает угол 68-70 градусов. Предназначена для использования в сложных геологических условиях, характеризующихся крутым залеганием часто перемежающихся пластов с различной твердостью и буримостью. Выпускаются длиной 6-9 м с фрезерованным участком от 5 до 8 м. Переводники для бурильных колонн Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее в вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т.д. Изготавливают трехитипов: П – переходные; М – муфтовые; Н – ниппельные. Переводники каждого типа и исполнения изготавливают с замковой резьбой как правого, так и левого направления для элементов бурильных колонн согласно ГОСТ Р 50864-96.. Переводники изготавливаются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360-82Е Переводники изготавливаются из стали марки 40ХН, 40ХН2МА, 38ХН3МФА по ГОСТ 4543-71 Вспомогательные элементы бурильной колонны Переводники Переводник переходный ПП Переводник муфтовый ПМ Переводник ниппельный ПН L = 300-670 мм, D = 95-254 мм 114 Переводники представляют собой короткие толстостенные патрубки, снабженные резьбами (за небольшим исключением – замковыми), и служат для соединения частей или отдельных элементов бурильной колонны. Правила использования переводников Классификация переводников Классификация переводников Классификация переводников Классификация переводников Классификация переводников Переводники для бурильных труб - при свинчивании переходных переводников необходимо учитывать разницу допустимых моментов свинчивания; - если отсутствуют метки свинчивания, то наблюдения необходимо производить по моменту свинчивания или использовать бареты, темплеты, гребёнки. Правила использования переводников Не допускается Фильтры бурильных колонн Фильтр предназначен для очистки бурового раствора от механических примесей с целью предупреждения выхода из строя бурового инструмента, а также для предотвращения попадания в колонну бурильных труб инородных тел в процессе смены бурового инструмента или оборудования: грязи, окалины и т.д. Фильтр применяется при строительстве нефтяных и газовых скважин, в том числе наклонно-направленных и горизонтальных, как на суше, так и в море. Применяется, в основном, при бурении с гидравлическими забойными двигателями и с гидромониторными долотами для предотвращения попадания в двигатель и насадки посторонних примесей, способных вызвать соответственно их остановку и закупорку. Фильтр, как правило, состоит из верхнего перфорированного патрубка, фасонного фланца и нижнего патрубка, обеспечивающего устойчивость фильтра Предназначен для установки во внутреннюю полость бурильной трубы, для отфильтровки крупных частиц в буровом растворе, а также для распределения потока раствора с целью уменьшения воздействия абразивного зерна на внутреннюю поверхность буровой трубы. ПОКАЗАТЕЛИ Наружный диаметр, мм Длина, мм Толщина стенки, мм Диаметр проходного канала, мм ФТ-89.45 89 1000 5 38 ФТ-127.57 127 1000 5 47 Конструктивные особенности фильтров Промтехсервис: - наличие устройства подвески, позволяющее провести беспрепятственный монтаж и демонтаж приспособления. Фильтры производства Петербургтех Резиновые кольца для бурильных труб Резиновые кольца, неразъемные ПРИЛОЖЕНИЕ (справочное) ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ КОЛЕЦ (из ГОСТ 6365-75) 1. Кольцо непосредственно перед монтажом на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80-90 °С в течение 10-15 мин. Для монтажа кольца применяют пневмомашинку. 2. Для предохранения кольца от повреждения при монтаже замок бурильной трубы не должен иметь заусенцев и острых кромок. Замок и место посадки кольца на трубе должны быть очищены от шлама. 3. Применение смазок, облегчающих монтаж кольца, не допускается. 4. Для предохранения кольца от перемещений на трубе используют клей или полимеризующиеся составы в соответствии с инструкциями по их применению, утвержденными в установленном порядке. 5. Для предохранения кольца от повреждения при эксплуатации, обсадная колонна не должна иметь технических повреждений. 6. Центровка буровой вышки и ротора относительно устья скважины при спуско-подъемах бурильного инструмента должна обеспечивать прохождение через ротор колец и замков бурильных труб без посадок и ударов. 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. Протекторы бурильных колонн Предназначены для защиты стенок скважины от повреждения бурильной колонной в процессе бурения, предупреждения желобообразовыния, снижение трения инструмента о стенки скважины и уменьшение износа бурильных труб. Обратные клапаны бурильных колонн предназначены для предотвращения газонефтеводопроявления пластов через бурильные трубы в процессе бурения. При бурении скважины клапаны, установленные в колонне буриль­ных труб под нижним переводником ведущей трубы, работают в среде бурового промывочного раствора. Обратные клапаны бурильных колонн Клапаны выпускают 10 типоразмеров 2 типов: КОБ Т-тарельчатые клапаны; КОБ – конусные с резиновыми уплотнениями; Изготавливаются с правой или левой замковой резьбой Клапан обратный типа КОБК предназначен для предотвращения обратного перетока промывочной жидкости из затрубного пространства и зашламления забойного двигателя при прекращении циркуляции промывок. Клапан обратный состоит из следующих конструктивных элементов: корпуса (цельного или состоящего из ниппеля и переводника), запорного узла, седла или втулки защитной. Клапаны обратные типов КОБК-178ГМ и КОБК-178У, выполняя функции обычного клапана (КОБК), имеют конструктивные особенности и могут выполнять дополнительные функции: - клапан типа КОБК-178ГМ (глубинный) устанавливается над турбобуром, имеет устройство фиксации, позволяющее производить спуск колонны с «прикрытым» клапаном, обеспечивая самозаполнение колонны; при включении бурового насоса клапан открывается полностью и далее работает как обычный КОБК; - клапан типа КОБК-178У (устьевой) устанавливается под квадратной штангой, имеет мощную запирающую пружину (давление открытия 0,3 МПа) и предотвращает разлив бурового раствора из ведущей трубы. Технические характеристики обратных клапанов КОБК Показатель КОБК-162 КОБК -178 КОБК-178ГМ КОБК-178У Рабочее давление наибольшее, МПа 25 25 25 25 100 100 100 100 З-147 З-147 З-147 З-147 30 30 25 25 22,5 22,5 22,5 22,5 500×162 555×178 580×178 580×178 50 70 70 70 Максимальная температура рабочей среды при эксплуатации, °С Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90 Ход поршня открытия, мм Проходное сечение, см2 Габаритные размеры LxD, мм Масса, кг, не более Рабочее давление, выдерживаемое при запирании,для клапанов тарельчатого типа диаметрами 80133 мм – 15 Мпа, а для конусных клапанов с резиновыми уплотнениями диаметрами 146-203 – 35 Мпа. Максимальная температура рабочей среды при эксплуатации клапанов – 1000 С.  Клапаны обратные буровые шаровые типа КОБШ Клапаны обратные буровые шаровые типа КОБШ предназначены для надёжного герметичного перекрытия трубного пространства в случае возникновения газонефтеводопроявления из скважин через бурильные трубы. Конструкция клапана обеспечивает: открытие клапана при подаче рабочей жидкости; перекрытие внутреннего пространства колонны труб над клапаном при прекращении подачи рабочей жидкости; слив жидкости из колонны труб при подъеме. Центратор Опорно-центрирующий элемент в составе КНБК, служащий промежуточной опорой БК о стенки скважины. Обеспечивает уменьшение прогиба КНБК. Выполняются с прямыми ребрами (длина опорной поверхности центратора примерно 0,5 м) и со спиральными ребрами. 140 Стабилизатор Опорно-центрирующий элемент для сохранения соосности большого участка бурильной колонны в стволе скважины. От центратора он отличается большей длиной, которая примерно в 20–30 раз превышает диаметр. В качестве стабилизатора используют, например, квадратную ведущую трубу с армированными твердым сплавом ребрами. Функции стабилизатора может выполнять компоновка УБТ с несколькими близко установленными центраторами. 141 Калибратор Породоразрушающий инструмент для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ствола скважины в случае износа долота. Калибратор размещают непосредственно над долотом. Он одновременно выполняет роль центратора и улучшает условия работы долота. По вооружению калибраторы подразделяются на шарошечные, лопастные (твердосплавные) и алмазные. 142 Амортизатор наддолотный (забойный демпфер) Устанавливают в БК между долотом и УБТ для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса работы БК, повышению стойкости долота и позволяет поддерживать режим бурения. 143 Амортизатор наддолотный По принципу действия и конструкции выделяют демпфирующие устройства двух типов: • амортизаторы-демпферы механического действия, включающие упругие элементы (стальная пружина, резиновые кольца или шары, другие элементы); • виброгасители-демпферы гидравлического или гидромеханического действия (поглотители гидравлических ударов, гидроакустические ловушки и др.). 144 Перепускные клапаны бурильных колонн Предназначены для слива промывочной жидкости из бурильных труб при подъеме колонны с винтовым забойным двигателем, а также для заполнения бурильной колонны при спуске с использованием в качестве рабочей жидкости воды и буровых растворов при забойной температуре не выше 100°С. Условия работы БК в скважине Наиболее существенные факторы: • величина и характер действующих нагрузок; • концентрация напряжений в местах сопряжения элементов БК; • коррозионное воздействие среды; • абразивное воздействие стенок скважины и БШ; • трение БК об обсадную колонну; • колебательные процессы и резонансные явления в бурильной колонне. В процессе бурения БК подвергается действию статических, динамических и переменных (в т.ч. циклических) нагрузок. 146 Схема роторного бурения и бурения с забойным двигателем Мкр Рд Заб. дв. Рд Основные нагрузки на БК Роторное бурение, СВП Бурение с забойным двигателем  Осевая нагрузка растяжения от собственного веса БК, подвешенной в скважине, и перепада давления в долоте.  Продольное усилие сжатия в нижней части БК, разгруженной на забой.  Осевые динамические (инерционные) нагрузки, возникающие при проведении СПО.  Дополнительные осевые нагрузки, необходимые для преодоления местных сопротивлений и сил трения при подъеме БК и при освобождении ее от прихвата. 148 Основные нагрузки на БК Роторное бурение, ВСП  Дополнительные переменные изгибающие нагрузки, возникающие при вращении БК Бурение с забойным двигателем  Дополнительная осевая нагрузка растяжения в подвешенной колонне от перепада давления в турбобуре  Крутящий момент, необ-  Реактивный момент, ходимый для вращения воспринимаемый БК при БК в скважине и подвода работе забойного двигамощности к долоту теля  Изгибающий знакопере-  Статический изгибающий менный момент при вра- момент при размещении щении БК в искривленном БК в искривленном стволе стволе скважины скважины 149 Износостойкость бурильных труб Абразивному износу от трения бурильной колонны по горной породе подвергаются замки, а также тело бурильных труб. Состояние труб по абразивному износу оценивается по трем классам. Списание и перевод бурильных труб из одного класса в другой производится на основании внешнего осмотр, инструментальных измерений и данных по дефектоскопии и оформляется актом. К 1-му классу относят трубы и замки, геометрические размеры которых равны номинальным требованиям действующих нормативных документов. К 2-му и 3-му классам износа по телу трубы относят бывшие в эксплуатации трубы, величины дефектов на которых, не больше приведенных в таблице. Если величина износа или дефекта превышает значение, допустимое для 3-го класса, то трубу бракуют и выводят из эксплуатации. Сведения о переводе труб из одного класса в другой заносят в паспорт комплекта. Технические характеристики труб различных классов определяются по аналогии с техническими характеристиками новых труб (1 класса) с учетом* регламентированных толщин стенок: для 2 класса — 80%, для 3 класса — 62,5% от их номинальных значений. Виды износа, наименование дефекта Равномерный износ трубы по наружной поверхности. Толщина стенки после износа, %, не менее Эксцентрический износ по наружной поверхности. Толщина стенки после износа, %, не менее Вмятины, % от наружного диаметра, не более Остаточное сужение. Уменьшение наружного диаметра, %, не более Остаочное расширение. Увеличение наружного диаметра, %, не более Продольные надрезы, зарубки. Оставшаяся толщина стенки, %, не менее Поперечные надрезы: - оставшаяся толщина стенки, %, не менее - длина надреза, % от длины окружности, не более Точечная коррозия, эрозия. Толщина стенки в месте самой глубокой коррозии, % от номинальной, не менее Класс труб I II размеры 80 III 65 65 55 3 3 5 5 3 5 80 65 90 10 80 10 80 65 Все труб соответствуют номинальным значениям по ГОСТ и ТУ. Дефекты отсутствуют Абразивный износ тела бурильных труб устанавливается по трем классам износа: - I класс: тело трубы имеет геометрические параметры и поверхность, соответ-ствующие требованиям ТУ 14-161-235 и ТУ 14-157-107; - II и III классы: тело трубы имеет износ и дефекты, величина которых не пре-вышает указанных в таблице. Если величина износа или дефектов превышает значение, допустимое для III класса, то бурильные трубы выводят из эксплуатации и списывают. Абразивный износ замков устанавливается по трем классам износа: - I класс: замок имеет наружный диаметр, соответствующий первоначальным размерам; - II и III классы: замок имеет наружный диаметр, указанный в таблице; Если величина износа замка превышает значение, допустимое для III класса, то бурильная труба с таким замком не допускается к дальнейшей эксплуатации. Износ замковой резьбы Износ замковой резьбы ниппеля и муфты определяется по критерию Н – по расстоянию между упорным уступом контролируемого ниппеля или упорным торцом шаблона (в виде ответного замкового элемента) или в паре ниппель-муфта, при установке его в резьбу и последующем повороте относительно сопрягаемого элемента в сторону развинчивания (в пределах одного оборота) до момента прекращения контакта сопряженных витков по вершинам профиля и скачкообразного перемещения шаблона в муфту или ниппель на величину, соизмеримую с шагом резьбы. Если величина износа замковой резьбы превышает значение, допустимое для III класса, то бурильная труба с таким замком не допускается к дальнейшей эксплуатации. Эксплуатация бурильных труб Приемка, сборка и комплектование бурильных труб -осуществляется на специализированных предприятиях; - приемка и контрольная проверка качества труб и соединительных элементов к ним должна производиться в соответствии с различными НТД. - трубы принимают партиями, каждая из которых должна состоять из труб одних и тех же марок стали, состояния материала, вида прочности, типа, диаметра, толщины стенки, точности изготовления и оформлена соответствующим документом – сертификатом о качестве; - -приемка и передача в эксплуатацию труб без сертификатов не допускается При контрольной проверке выборочно измеряют: -У СБТ- наружный диаметр, толщину стенки, наименьший внутренний диаметр, толщину стенки, проходимость внутреннего канала (шаблонированием), овальность, разностенность и кривизну, состояние наружной поверхности, массу; параллельное смещение и перекос соединительных концов, состояние сварного шва; - У УБТ – длину, наружный диаметр, толщину стенки, внутренний диаметр, кривизну; - - У ЛБТ, кроме перечисленного в п.1, диаметр, толщину стенки и длину протекторного утолщения и переходных зон, овальность, разностенность и несоосность протекторного утолщения. - Все измеренные величины должны находиться в пределах допусков, регламентированных ГОСТ, НТД     Затем бурильные трубы собирают в комплекты, длина которых устанавливается буровым предприятием; В комплект включают бурильные трубы одного и того же типоразмера, группы прочности. Разобщать комплекты запрещается. Каждому комплекту, а внутри его каждой трубе присваивается номер, трубы маркируются. - На каждый комплект заводится паспортжурнал, в который вносится вся информация о его работе и движении. - для поддержания труб в рабочем состоянии осуществляется контроль за их состоянием. Во время эксплуатации БК: - в сроки, установленные графиком профилактических работ, проводят дефектоскопию труб, гидроопрессовки (в скважинах глубиной свыше 3000м); - осуществляют контроль за состоянием и износом труб и элементов колонны. Состояние труб оценивают по начисленному условному износу Оценка состояния бурильных труб     1 класс – условный износ труб до 50%; 2 класс – условный износ труб от 50-80%; 3 класс – от 85 до 100% - условный износ. При износе 100% и более – трубы либо списывают, либо направляют в ремонт  Сумма условного износа, подлежащего начислению на все трубы данного комплекта, рассчитывается с учетом коэффициента увеличения износа труб по мере роста глубин скважин, определенного для каждого интервала глубины через 500 м, и прочих факторов проводки скважины. Значения этого коэффициента, нормы и расценки условного износа приведены в Прейскуранте порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин (ППР) и в Справочнике укрупненных сметных норм (ЭСН). При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70 % первоначальной стоимости труб и 90 % стоимости замков, навинченных на трубы или приваренных к ним, начисление условного износа прекращается, а комплект труб продолжает эксплуатироваться без начисления износа до полной отбраковки труб.  Аварии с бурильной колонной      Аварии происходят в результате разрушений труб, связанных с воздействием переменных нагрузок: переменных изгибающих напряжений, крутильных ударов, продольных, поперечных колебаний и др. Крутильный удар наблюдается при работе долотом режущего типа, при быстром увеличении нагрузки, при переходе долота из породы М в породу К, итд Переменный изгиб связан с вращением бурильной колонны. Колебания зависят от уравновешенности элементов бурильной колонны, однородности разбуриваемой породы, пульсации промывочной жидкости. Аварии происходят также в результате размыва и износа резьбовых соединений. Размыв резьбового соединения труб       Причины: -нарушение технологии нарезания резьбы; Значительные отклонения элементов резьбы; Перекосы упорного торца муфты и упорного уступа ниппеля замка; Применение некачественной смазки; Недостаточная величина крутящего момента свинчивания соединений Слом замкового соединения  - причиной усталостных поломок является недостаточное крепление замковых резьб;  Износ резьбы Связан с многократным свинчиваниемразвинчиванием соединения, вращением бурильной колонны; ее колебаниями; Мероприятия по борьбе со срывом резьбы – крепление резьбы с необходимым крутящим моментом, применение износостойких материалов для резьбовых соединений, уменьшение допускаемых отклонений элементов работы. Слом трубы по телу     Бывает поперечный излом; спиральный излом; разрушение в продольном направлении Поперечный излом вызывается концентрацией напряжения в местах повреждений, перпендикулярных к оси трубы: нанесенное на трубу клеймо, поперечные риски, возникающие при работе с клиньями, дефекты проката. Спиральный излом совпадает с направлением вращения. Начинается с трещины и имеет усталостный характер; Разрушение труб в продольном направлении связаны с дефектами проката, нарушениями режима термообработки Размыв труб по телу  Размыв труб с внутренней поверхности вызывается дефектами на трубе. Слом труб по утолщенному месту      носит усталостный характер. Для предотвращения подобных поломок необходимо: -использовать материалы труб с высокими показателями предела выносливости; - уменьшить искривление ствола скважины, борьба с кавернообразованием - обеспечение ведущей трубы; Применение рациональных диаметров и длин УБТ; -обеспечение соосности вышки, ротора и устья скважины. Разрушение по телу трубы Разрушение замкового соединения Размыв резьбового соединения Износ резьбового соединения Заедание резьбового соединения Разрушение по телу замка Предупреждение аварийных ситуаций Предупреждение аварийных ситуаций