Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Бурильная колонна (Лекция 6)

 

Назначение и конструкция бурильной колонны

 

Под термином бурильная колонна принято понимать непрерыв­ную многозвенную систему инструментов между вертлюгом на по­верхности и долотом на забое скважины. В последнее время, некото­рые специалисты, в состав бурильной колонны включают также долото и забойный двигатель и выделяют колонну бурильных труб как часть бурильной колонны, состоящую из бурильных труб.

Бурильная колонна - неотъемлемая необходимая часть техниче­ского оснащения вращательного бурения. Она служит для передачи мощности от поверхностного привода к долоту и сообщения ему вращательного движения, создания нагрузки на долото, выполнения спус­ки подъемных операций, формирования канала, позволяющего пода­на и, циркуляционный агент к забою, восприятия реактивного момента при работе забойного двигателя, проведения скважинных исследова­ний и выполнения различного рода работ по ликвидации аварий в скважине (освобождение и извлечение прихваченного инструмента, подъем оставшихся на забое металлических предметов и т. д.). Бу­рильную колонну используют при секционном спуске обсадных колонн. В этот перечень могут входить еще и специфические функции, зависящие от способа бурения и состояния ствола скважины. Так, при бурении с электробуром бурильная колонна служит каналом, в кото­ром закрепляют кабельный токоподвод; при некоторых способах гид­равлического транспортирования керна по бурильной колонне его поднимают на поверхность и т.д.

В многозвенной конструкции бурильной колонны выделяют ос­новные и вспомогательные элементы (инструменты). К основным (рис. 4.1) относят ведущую трубу, бурильные трубы с присоедини­тельными замками, утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Вспомогательные элементы - это переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Вспомогательными являются элементы технологической оснаст­ки бурильной колонны (например, перепускные и обратные клапаны, предохранительные переводники, шламометаллоуловители и др.).

В случае применения забойного двигателя его присоединяют к нижнему концу бурильной колонны.

 

 

Рис. 4.1. Схема бурильной колонны 1 - вертлюг; 2 - переводник вертлюга; 3 - верхний переводник ведущей трубы; 4 - ведущая труба; 5 - нижний переводник ведущей трубы; 6 - предохранительный переводник; 7 - муфта бурильного замка; 8 - бурильная труба; 9 - ниппель буриль­ного замка; 10 - муфта для соединения бурильных труб в свечах; 11 - переводник для соединения с УБТ; 12,13 - утяжеленные бурильные трубы (УБТ); 14 - перевод­ник для соединения с долотом или забойным двигателем

 

Бурильные трубы составляют основную часть колонны. Замки бурильные соединяют между собой отдельные бурильные трубы. Пе­реводники предназначены для соединения элементов бурильных ко­лонн, имеющих разные размеры или разнотипные резьбы, а также для присоединения подсобных и ловильных инструментов к бурильным трубам.

Утяжеленные бурильные трубы, устанавливаемые непосредст­венно над долотом или забойным двигателем, создают необходимую жесткость в нижней части бурильной колонны, нагрузку на долото в заданных пределах и обеспечивают прямолинейность вертикальной скважины за счет натяжения остальной бурильной колонны.

Опорно-центрирующие элементы предназначены для центриро­вания нижней части колонны, увеличения ее жесткости и снижения вредного влияния поперечных колебаний, возникающих в системе до­лото-бурильная колонна в процессе бурения.

Характеристика отдельных элементов бурильной колонны

 

Ведущая труба

 

Ведущую трубу (рис. 4.2) устанавливают на верхнем конце бу­рильной колонны для передачи мощности вращательного движения от ротора буровой установки на бурильную колонну. От бурильных труб она отличается своими продольными наружными гранями. В попереч­ном сечении ведущая труба имеет форму квадрата или шестиугольни­ка с внутренним круглым отверстием. Шестигранные (гексагональные) ведущие трубы более сбалансированы, чем квадратные, поэтому их рекомендуют при повышенных частотах вращения ротора.

 

Рис. 4.2. Ведущая труба сборной конструкции: I - резьба замковая (правая) по ГОСТ 5286 - 75; II - то же левая;

Таблица 4.2

Таблица 4.3.

Труба

Муфта

Масса, кг

Жесткость, кН-м²

Диаметр, мм

Толщина стенки, мм

Наружный диаметр, мм

Длина, мм

М гладкой трубы

Двух высадок

Муфты

При изгибе EI

При сдвиге С/о

условный наружный внутренний    

Концами

  60 60,3 46,3 7 80 140 9,15 1,5 2,7 89 68     42,3 9     11,3     103 78 73 73 59 7 95 166 11,4 2,0 4,2 168 128     55 9     14,2     198 151     51 11     16,8     223 170 89 89 75 7 108 166 14,2 3,2 4,4 320 244     71 9     17,8     385 293     67 11     21,2     439 334 102 101,6 87,6 7 127 184 16,4 5,0 7,0 491 374     85,6 8     18,5     545 415     83,6 9     20,4     595 453     81,6 10     22,4     641 488 114 114,3 100,3 7 140 204 18,5 6,0 9,0 716 546     98,3 8     20,9     797 607     96,3 9     23,3     872 664     94,3 10     25,7     944 719     92,3 11     28,0     1011 770 127 127 113 7 152 204 20,7 6,5 10,0 1000 762     111 8     23,5     1116 850     109 9     26,2     1226 934     107 10     28,9     1330 1013 140 139,7 123,7 8 171 215 26 7,5 14 1512 1152     121,7 9     29     1664 1268     119,7 10     32     1909 1378     117,7 11     35     1947 1483 168 168.3 150,3 9 197 229 35,3 9,5 16,7 3008 2292     148,3 10     39,0     3283 2501    

Бурильные трубы с

Высаженными наружу концами

  60 60,3 46,3 7 86 140 9,15 1,5 2,7 89 68     42,3 9     11,3     103 78 73 73 59 7 105 165 11,4 2,5 4,7 168 128     55 9     14,2     198 151     51 11     16,8     223 170 89 89 75 7 118 165 14,2 3,5 5,2 320 244     71 9     17,8     385 293     67 11     21,2     439 334 102 101,6 85,6 8 140 204 18,5 4,5 9,0 545 415     83,6 9     20,4     595 453     81,6 10     22,4     641 488

 

Продолжение таблицы 3.11

 

Размеры трубы, мм

Таблица 4.5

Условный диаметр трубы, мм

Толщина стенки трубы, мм

Толщина стенки высадки, мм

Резьба

Масса, кг

Жесткость, кН-м²

1 м гладкой трубы 1 комплекта соединитель­ных концов При изгибе Е1 При сдвиге GI 73 6 81 9,5 108 3-88 9,9 27,3 150 114   7   10,5     11,4 27,5 168 128   8   11,5     12,8 27,7 184 140 89 6 97 9,5 120 3-120 12,3 29,6 284 216   7   10,5     14,2 29,9 320 244   8   11,5     16,6 30,2 354 270 114 7 122 10,5 155 3-133 18,5 48,0 716 546   8   11,5     20,9 48,5 797 607   9   12,5     23,3 49,0 872 662   10   13,5     25,7 49,5 944 719 127 7 135 11 140 3-147 20,7 47,0 1000 762   8   12     23,5 47,5 1116 850   9   13     26,2 48,5 1226 934   10   14     28,9 48,5 1330 1330

 

 

Продолжение таблицы 105 .5

Для облегчения бурильной колонны в России производят легко­сплавные бурильные трубы (рис. 4.6).

 

Под названием ЛБТ изготовляют трубы из сплава Д16, состояще­го из алюминия, меди и магния. Плотность сплава Д16 2780 кг/м¹, пре­дел текучести 330 МПа при температуре 20 °С. С повышением темпе­ратуры сверх 150 °С показатели механической прочности заметно снижаются. Трубы ЛБТ выпускают диаметрами 114, 129 и 147 мм. Между собой трубы соединятся облегченными стальными замками.

Для повышения механических свойств ЛБТ осваиваются новые виды легких сплавов, например, сплав 01933 Т1 с пределом текучести 490 МПа.

В табл. 4.6 приведены характеристики ЛБТ.

 

Таблица 4.6

Параметры

Наружный диаметр трубы, мм

73 93 114 129 129 147 147 170 Толщина стенки, мм 9 9 10 9 11 9 11 11 Шифр стальных облегченных замков ЗЛ-90 ЗЛ- 110 зл- 136 ЗЛ- 152 ЗЛ- 152 ЗЛ- 172 ЗЛ- 172 ЗЛ- 197 Диаметр, мм:                 наружный облегченного сталь­ного замка 99 110 136 152 152 172 172 197 наименьший внутренний замка 41 61 80 95 95 110 110 134 наименьший внутренний трубы 41 61 80 95 95 112 112   Длина трубы, м                 без замка 9 9 12 12 12 12 12   номинальная с замком 9,5 9,5 12,25 12,27 12,27 12,27 12,27   Масса 1м трубы, кг с учетом:                 нысадки стального облегченно­ 5,3 6,7 9,3 10,0 11,8 11,3 13,4   го замка 12,5 16,2 21,5 30,3 30,3 37,0 37,0 66 высадки концов и замка 6,8 8,4 11,0 11,8 14,3 14,4 16,5   11агрузка, кН:                 максимально допустимая рас­тягивающая 470 620 850 900 1100 1000 1240   растягивающая, при которой                

напряжение в теле трубы дости­    590 780 1070 1120 1350 1290 1550

гает предела текучести

растягивающая разрушающая 810 1070 1470 1520 1840 1730 210   Давление, МПа:                 максимально допустимое, внутреннее 54 52 40 35 45 31 38   внутреннее, при котором на­                 напряжение в теле трубы достигает 81,0 79,0 59,5 53,5 67,8 46,0 58,0   предела текучести                 Давление, МПа:                 внутреннее разрушающее 110 100 97,5 73,0 92,5 63,0 78,5   максимально допустимое внешнее сминающее 51 37 31 24 34 18 27   внешнее разрушающее 77 55,3 46,5 36,7 52,0 28,0 40,9   Крутящий момент, максимально допустимый, кН-м 12,0 21,0 36,0 44,5 52,0 58,5 69,0   Гибкость труб, кН-м²:                 при изгибе 70 152 321 442 515 671 787   при сдвиге 53 114 242 333 388 505 592  

Примечание: 1. При выборе допустимых усилий приняты следующие коэффициенты запаса прочности: для растягивающих усилий 1,12; для внутренних давлений 1,25;

для внешних снимающих давлений 1,5; для моментов кручения 1,8. 2. Для сплава Д16Т

принят предел текучести 330 МПа, предел прочности 450 МПа; модуль при изгибе

G = 71*10³ МПа, при сдвиге С = 27*10³ МПа.

Утяжеленные бурильные трубы (рис. 4.7)

 

 

 

 

Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) предназначены для повы­шения жесткости бурильной колонны в сжатой ее части и увеличения веса компоновки, создающей нагрузку на долото. Утяжеленные бу­рильные трубы имеют массивные утолщенные стенки и составляют основную и весьма ответственную часть компоновки низа бурильной колонны (КНБК). К утяжеленным трубам предъявляются повышенные требования по прямолинейности, соосности и сбалансированности.

В бурении используют УБТ трех типов: горячекатаные УБТ из сталей групп прочности Д и К, сбалансированные УБТС-1 из стали марки 40ХН2МА (σ_т = 650 МПа) с термообработкой по всей длине, сбалансированные УБТС-2 с термообработкой концов трубы.

Основную массу выпуска представляют горячекатаные УБТ. Их диаметры - 146,178,203,219 и 245 мм. Поставляются также бесшовные горячедеформированные трубы диаметрами 73, 89 и 108 мм с выса­женными концами. Они изготовляются из стали марки 36Г2С (σ_т= 500 МПа).

 

Серийно выпускаемые УБТ имеют замковую резьбу по ГОСТ 5286-75 и соединяются непосредственно труба в трубу. На верхнем конце трубы имеется муфтовая резьба, на нижнем - ниппельная. В комплект утяжеленного низа обычно включают одну наддолотную трубу с муфтовыми резьбами на обоих концах; в этом случае нижним концом она непосредственно соединяется с резьбой головкой долота.

Труба УБТС-1 и УБТС-2 поставляются в ограниченном количест­ве. Они отличаются более высокой точностью изготовления: внутрен­ний канал в них высверливают, наружную поверхность обтачивают. Они рекомендуются для роторного бурения.

Во ВНИИБТ разработаны трубы типа УБТС-3 (диаметры 146,178,203 и 229 мм) с замковыми соединениями. В них применена трубная трапецеидальная резьба ТТ с коническим пояском и упором.

Кроме указанных выше конструкций, в меньшем объеме на прак­тике применяются УБТ квадратного сечения и спиральные. Благодаря наличию продольных ребер квадратные УБТ по диаметру описанной окружности максимально приближены к диаметру ствола скважины и поэтому способствуют лучшему центрированию низа бурильной ко­лонны в скважине. Для предохранения ребер от интенсивного износа о стенки скважины на них наплавляют твердый сплав - релит.

УБТ со спиральными канавками имеют уменьшенную площадь контакта со стенками скважины по сравнению с гладкими УБТ и в свя­зи с этим снижают опасность прихвата инструмента. Иногда вместо канавок на внешней поверхности УБТ наносят спиральные лыски, что проще, чем протачивание канавок.

Общую длину УБТ в колонне подбирают таким образом, чтобы их суммарный вес в промывочной жидкости на 17,5 % превышал не­обходимую нагрузку на долото. Исходя из этого условия, длину УБТ определяют по формуле:

 

где lувт - длина УБТ, м; Р_Д - нагрузка на долото, Н; q_УБт - масса 1 м У ВТ, кг; р_ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³; р_ст - плотность материала УБТ, кг/м³.

В месте соединения бурильных труб с УБТ соотношение их диа­метров должно быть не менее 0,75. Если условие не соблюдается, то во избежание концентрации напряжений включают несколько УБТ меньшего диаметра.

 

 

Основные размеры утяжеленных бурильных труб приведены в табл. 4.7.

Таблица 4.7.

Шифр

Диаметр, мм

Длина, м

Резьба

наружный внутренний УБТ-95 95 38 6 и 8 47/0,461 3-77 УБТ-108 108 46 6 и 8 59/0,579 3-88 УБТ-146 146 74 6 и 8 98/0,958 3-121 УБТ-178 178 90 12 и 8 145/1,42 3-147 УБТ-203 203 100 8 и 12 192/1,88 3-171 УБТ-219 219 110 8 220/2,16 3-171 УБТ-245 245 135 7 258/2,53 3-201 УБТС2-120 120 64 6 65/0,635 3-101 УБТС2-133 133 64 6 84/0,824 3-108* УБТС2-146 146 68 6 103/1,01 3-121 УБТС2-178 178 80 6 156/1,53 3-147 УБТС2-203 203 80 6 215/2,10 3-161 УБТС2-229 229 90 6 273/2,68 3-171 УБТС2-254 254 100 6 336/3,30 3-201 УБТС2-254 254 127 6 296/2,90 3-201 УБТС2-273 273 100 6 398/3,90 3-201 УБТС2-273 273 127 6 360/3,53 3-201

Примечания. 1. УБТ (горячекатаные) поставляются без проточки под элеватор, УБТС - с проточкой под элеватор. 2. Звездочкой обозначена резьба укороченного про­филя. 3. УБТ изготовляются из стали групп прочности Д и К, УБТС - из стали 40ХН2МА или 38ХНЭМФА.

Гладкие по всей длине горячекатаные УБТ рекомендуется приме­нять только для бурения с забойными двигателями; УБТС - для буре­ния в осложненных условиях; УБТ с квадратным сечением - при буре­нии интервалов, склонных к самопроизвольному искривлению, а со спиральными и продольными канавками - в условиях повышенной опасности затяжек и прихватов бурильной колонны.

После механической обработки для улучшения свойств все эле­менты, составляющие бурильную колонну, подвергаются термической обработке.

В табл. 4.8 представлены материалы, из которых изготавливаются элементы бурильной колонны.

 

Таблица 4.8

Сталь для элементов бурильной колонны Вспомогательные элементы бурильной колонны

Переводник имеет индивидуальное назначение и служит для со­единения в бурильной колонне основных и вспомогательных элемен­те с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми кон­цами (резьба ниппельная - ниппельная, муфтовая - муфтовая), для под­соединения забойного двигателя и т.п. Переводники выпускают по ГОСТ 7360-82. По назначению они подразделяются на переходные (П), муфтовые (М) и ниппельные (Н). В переводниках нарезают замко­вую коническую резьбу по ГОСТ 5286-75.

Протектор (рис. 4.8) предназначен для предохранения буриль­ных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а также обсадной колонны от протирания при перемещении в ней бурильных груб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представ­ляющие собой резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка. 11адевают эти кольца при помощи специальных пневмомашин или приспособления, показанного на рис. 4.8, а. Предохранительное коль­цо 1 (см. также рис. 4.8, б) закладывают в верхнюю часть приспособ­ления, затем в кольцо вставляют направляющий конус 2, после чего все приспособления, надевают на верхнюю часть бурильной колонны, подвешенной на столе ротора. Трубу, на которую нужно надеть коль­цо, опускают и сажают замковым ниппелем в конус 2. При дальней­

 

шем движении трубы вместе с конусом вниз рычаги 3 расходятся в стороны, резиновое кольцо растягивается, проходит через замок и са­дится на тело трубы. После этого трубу вновь приподнимают и убира­ют приспособление.

 

Кольцо непосредственно перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80 - 90 °С в течение 10-15 мин. Во из­бежание повреждения резиновых колец при надевание на трубу очи­щают заусенцы и острые кромки замков.

Резиновые кольца должны храниться в помещении, защищенном от действия солнечных лучей, при температуре от нуля до +20 °С.

Разъемные предохранительные кольца целесообразно монтиро­вать на трубах верхней части бурильной колонны. Здесь их быстро снимают и устанавливают при спускоподъемных операциях, поэтому отпадает необходимость отвинчивать и ставить в магазин, а также брать из магазина и наращивать обрезиненные свечи труб.

Неразъемные предохранительные кольца для защиты буровой колонны полезны во всех случаях, где установка и снятие кольца не представляют больших трудностей. Целесообразно использовать пре­дохранительные резиновые кольца обеих моделей в комбинации на длинных бурильных колоннах, а разъемные с безопасными замками - при бурении неглубоких скважин.

В современной практике бурения применяются в основном пре­дохранительные резиновые кольца, плотно насаживаемые на буриль­ные трубы, что является отрицательным фактором таких промежуточ­ных опор. Если бы резиновые кольца свободно надевались на трубы и могли устанавливаться в гребнях полуволн бурильного вала, то такие кольца, несомненно, дали бы больше эффекта при бурении искривлен­ных скважин.

 

Преимущества свободно надеваемых колец по сравнению с плот­но насаживаемыми заключаются, во-первых, в меньшем расходе мощ­ности, а во-вторых, металл менее абразивен, чем порода, поэтому во втором случае резиновые кольца будут работать более длительное время, чем в первом случае.

Размеры протекторных колец приведены в табл. 4.9.

Таблица 4.9

Бурильная колонна (Лекция 6)