Реферат

Реферат Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28

Поможем написать учебную работу

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

от 25%

Подписываем

договор

Выберите тип работы:

Скидка 25% при заказе до 22.11.2024





1. НАЗНАЧЕНИЕ И СОСТАВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

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

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

В процессе механического бурения бурильная колонна:

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

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

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

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

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

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

для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов;

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

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

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

для закачки и продавки в пласт тампонирующих материа­лов;

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

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

для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

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

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

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

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

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

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

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

Для управляемого искривления ствола скважины в задан­ном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонны включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления

* При большой глубине бурения (5000 м и более) могут использоваться бурильные свечи длиной 36 — 38 м с буровой вышкой высотой 53 — 64 м.








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

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

Принципиальная схема компоновки бурильной колонны для бурения с забойными двигателями показана на рис. 6.1.
2. ТРЕБОВАНИЯ К БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЕ
И ЕЕ СОСТАВНЫМ ЭЛЕМЕНТАМ



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

1)  иметь рациональную компоновку, обеспечивающую
достаточную прочность всех своих составных элементов, спо­
собную противостоять действию всех возможных нагрузок,
включая инерционные, ударные, вибрационные и знакопере­
менные нагрузки, а также внутренние и наружные избыточ­
ные давления;


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

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

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

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

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

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

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

9)   быть в целом экономичной.

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

3. КЛАССИФИКАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

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

Бурильные трубы могут быть классифицированы по сле­дующим признакам.

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


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

бурильные трубы для эксплуатационного и геолого­разведочного бурения.

2. По способу бурения:

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

бурильные трубы для электробурения.

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

4. По материалу: стальные бурильные трубы; легкосплавные бурильные трубы.

5. По магнитным свойствам:

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

6.   По прочности материала труб:

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

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


бурильные трубы цельной конструкции (беззамковые бу­рильные трубы).

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

8. По способу составления колонны бурильных труб:
бурильные трубы стандартной длины;
непрерывные бурильные трубы.


9. По фактическому состоянию труб в процессе их экс­
плуатации:


бурильные трубы 1-го класса; бурильные трубы 2-го класса; бурильные трубы 3-го класса. Так как классификация по этому признаку непосредственно связана с эксплуатацией труб, то содержание ее изложено в разделе 6.9.

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

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

4. КОНСТРУКЦИИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ


Здесь приведено описание бурильных труб, главным образом, для глубокого эксплуатационного и разве­дочного бурения. Сведения по бурильным трубам для струк­турно-поискового бурения могут быть получены из специаль­ной литературы [8].

4.1. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Рассматриваемые бурильные трубы подразде­ляются по материалу:

стальные бурильные трубы;

легкосплавные бурильные трубы.

По конструктивному исполнению стальные бурильные трубы сборной конструкции изготовляются следующих типов (см. источники [1, 2. 4. 8]):

с высаженными внутрь концами (В);

с высаженными наружу концами (Н);

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

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

Трубы этих типов выпускаются по ГОСТ 631 — 75 с наруж­ным диаметром, толщиной стенки и длиной, указанными в табл. 6.1. Кроме того, по ТУ 14-3-713 — 78 выпускаются трубы типа ВК диаметром 139,7 мм и толщиной стенки 9, 10, 11 мм из сталей групп прочности Д, К, Е. ГОСТом установлены до­пустимые отклонения труб по длине, диаметру, толщине стенки, массе и др.

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




S, мм

                                 Диаметр труб, мм

60,3

73,0

89,0

101,6

114,3

127

139,7

168,3

7

8

9

10

11

l м

1, 2
1, 2

1, 2          1, 2
1, 2, 4    1, 2, 3, 4
1, 2, 4    1, 2, 3, 4        6; 8; 11,5

1

1, 2

1, 2, 3, 4

1, 2, 3, 4

1, 3

1, 2

1, 2, 3, 4 1, 2, 3, 4 1, 2, 3, 4

1

1           1, 2 1, 3       1, 2,

3 1, 3       1, 2, 3 1, 2, 3 11,5


1

     1

римечание. Цифры, стоящие на пересечении строк и столбцов, оз­начают типы выпускаемых труб данного диаметра и толщины стенки.

Размеры труб по ГОСТ 631-75

                             
Таблица 1

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

Бурильные трубы с высаженными концами и соедини­тельные муфты к ним показаны на рис. 6.2, а профиль труб­ной резьбы по ГОСТ 631 — 75 — на рис. 6.3. Трубная резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60°. Впади-






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


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




Рис. 3. Профиль трубной резьбы







Рис. 4. Бурильный замок:

а — замковый ниппель; б — замковая муфта

ны и вершины профиля закруглены. Биссектриса угла про­филя перпендикулярна оси трубы. Шаг резьбы составляет 3,175 мм, поэтому на длине 25,4 мм (одного дюйма) размеща­ются 8 ниток. Конусность, определяемая как удвоенный тан­генс угла ф между образующей конуса резьбы и осью трубы, составляет 1:16.

Трубная резьба непригодна для частого и быстрого свин­чивания и развинчивания, недостаточно износостойка. По­этому соединение и разъединение труб (также колен) в свечи осуществляется с помощью бурильных замков (рис.4).




Рис. 5. Профиль замковой резьбы

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

Бурильные замки состоят из замкового ниппеля (рис. 6.4, а) и замковой муфты (рис. 6.4, б]. На одном конце замковых де­талей нарезается трубная резьба для присоединения их к трубе, а на другом — крупная резьба, называемая замковой (рис. 6.5) для соединения замковых деталей между собой. Форма и размеры трубной резьбы для соединения замковых деталей с бурильной трубой соответствуют резьбе соедини­тельных муфт. Замковая резьба имеет треугольный профиль с углом при вершине 60°, биссектриса угла перпендикулярна оси замка. Вершины витков резьбы срезаны, а впадины за­круглены.

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

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




Рис. 6. Натяг резьбы


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


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

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

для замков ЗН dH
<
dB
^

dM
<
dT;

для замков ЗШ и ЗУ dB < dH = dM < dT.

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

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

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

Наиболее важные показатели механических свойств при­ведены в табл. 6.2.

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

Практика эксплуатации бурильных труб, муфт и замков рассмотренных конструкций показала, что резьбовые соеди­нения имеют недостаточную усталостную прочность и герме­тичность. Для упрочнения и герметизации этого узла разра­ботаны трубы со стабилизирующими поясками с высадкой внутрь типа ВК (рис. 6.7, а) и высадкой наружу типа НК (рис. 6.7, б) с замками к ним соответственно типов- ЗШК и ЗУК. Отличительной особенностью труб и замков данной конструкции является наличие наружного конического ста­билизирующего пояска непосредственно за резьбовой частью трубы, внутренних упорных уступов и внутренних кольцевых выточек в деталях замка и применение конической трапецеидальной резьбы типа ТТ с конусностью 1:32, углом при вер­шине 30° и шагом 5,08 мм (рис. 6.8) вместо треугольной. Ос­новные размеры труб 3 и 4 типов приведены также в табл. 6.1. Замки выпускаются типоразмеров: ЗШК-118, 133, 178, ЗУК-108, 120, 146, 162.
Таблица  2 Наиболее важные показатели механических свойств сталей



Показатели механических

Значения показателей для сталей групп прочности по ГОСТ 631-75

Для изготовления замков

свойств сталей

Д       К        Е        Л       М        Р        Т

40ХН          45

Временное со­противление раз­рыву, МПа

637    686     735     784     883     981    1080

765           687

Предел     текуче­сти, МПа

372    490     540    637     736     883    981

563           441

Ударная вяз­кость, кДж/м2

392    392     392    392     392     294    294

785           490

Твердость по Бринеллю, НВ



255-321 217-285




Рис.7. Бурильные трубы со стабилизирующими поясками:

а — ВК; б — НК; / — замковая муфта; 2 — замковая резьба типа ЗС; 3 — внутренний упорный уступ; 4 — коническая трапецеидальная резьба типа ТТ; 5 — внутренняя кольцевая выточка; б — высаженный конец трубы; 7 — гладкая часть трубы; 8 — замковый ниппель; 9 — конический стабилизи­рующий поясок



Рис. 8. Профиль резьбы ТТ

Для повышения износостойкости резьбы фосфатируют. Для особо сложных условий применяют высокопрочные зам­ки ЗШК-178В с пределом текучести материала 980 МПа с резьбой повышенной износостойкости МК 148x7,257x1:6 — ЗШК-178М (ТУ 26-02-989-84).

Бурильные трубы всех этих 4 типов и замки к ним изго­товляются как с правой, так и с левой резьбой. В обозначе­нии изделия с левой резьбой ставится дополнительная буква Л, а на самом изделии наносится опознавательный знак. Бу­рильная колонна с левой резьбой применяется для ликвида­ции аварий с бурильной колонной (путем отвинчивания части аварийной колонны левым вращением).

4.2. СТАЛЬНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ
С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ


Соединение бурильных труб при помощи замков на резьбе имеет недостатки: для соединения двух труб требуется не одно, а три резьбовых соединения, что отража­ется на их прочности и герметичности, особенно в условиях высоких вибрационных нагрузок и больших избыточных внутренних давлений. Дополнительное упрочнение стабили­зирующими поясками, внутренним упорным уступом и т.д. усложняет конструкцию и удорожает стоимость бурильных труб. От этих недостатков свободны бурильные трубы с при­варенными замками (рис. 6.9), которые подразделяются на трубы с приваренными встык замками по внутренней высад­ке (ПВ), наружной высадке (ПН), комбинированной (внут­ренней и наружной) высадке (ПК).

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

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



Рис. 9. Бурильные трубы с приваренными замками:

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



                      Толщина стенки труб, мм



8,56

9,19

10,92

12,7

114,3

3



2,3

2

127,0


     2,3


2,3



Цифры стоящие на пересечении строк и столбцов, означают тип трубы.


      Основные характеристики этих труб приведены в табл. 3.

Длина труб 2 типа составляет 8 — 8,6 м, а 3 типа — 11,9 — 12,5 м.


4.3. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ ДЛЯ ЭЛЕКТРОБУРЕНИЯ

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

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

Их основные характеристики приведены в табл. 6.4.

4.4. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

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

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

По конструкции ЛБТ подразделяются на следующие типы:

трубы сборной конструкции;

трубы цельной конструкции (беззамковые ЛБТ).

Основные характеристики труб для электробурения
Таблица .4

Диаметр труб, мм

Толщина стенки, мм

Высадка

Наружный

Внутренний



Тип

Внутренний диаметр, мм

114,3 127 127

139,7

94,3

109

107

119,7

10 9 10 10

Наружу

Внутрь

То же

Наружу

94,3 92,0 92,0 119,7


ЛБТ СБОРНОЙ КОНСТРУКЦИИ

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

1) гладкие по всей длине;

2)   с внутренними концевыми утолщениями (тип ТБ);

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

4) с коническими стабилизирующими поясками.
По термостойкости они делятся на трубы:


1) для нормальных температур;

2)   для повышенных температур.

ЛБТ сборной конструкции соединяются между собой на резьбе с помощью бурильных замков типа ЗЛ (замок легкий). В трубах 1 — 4 типов применена резьба треугольного профиля по ГОСТ 631 — 75 (как и в стальных трубах типов В и Н). Од­нако допускается (по договоренности с заказчиком) поставка труб без резьбы и замков. Трубы 2-го типа изготовляются диаметрами 54, 64, 73, 90, 103 и 108 мм с толщиной стенки 7,5,



Рис. 10. Легкосплавные бурильные трубы:

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


8 и 9 мм и длиной от 4,5 до 9 м в зависимости от диаметра и используются в структурно-поисковом, разведочном бурении или при капитальном ремонте скважин. В глубоком эксплуа­тационном бурении применяются трубы диаметром 114 — 170 мм длиной 12 м.

Основные характеристики труб с концевыми утолщениями и навинченными замками (рис. 6.10, а) и с концевыми и про­текторным утолщениями без резьбы (рис. 6.10, б) приведены в табл. 6.5.

ЛБТ изготовляются методом прессования из сплава алю­миния Д16 с химическим составом по ГОСТ 4784 — 74, под­вергают закалке и естественному старению, после чего мате­риал приобретает шифр Д16Т. Механические свойства мате­риала Д16Т должны соответствовать указанным в табл. 6.6 [2, 3].

Разработаны конструкции труб с коническими стабилизи­рующими поясками по аналогии с трубами ВК, которые по­лучили шифр ЛБТВК и замки к ним ЗЛК. Они выпускаются диаметров 103, 114, 129, 140 и 147 мм. В трубах и трубных концах замков использована трубная трапецеидальная резьба ТТ по ГОСТ 631 -75.

Таблица  5

ЛБТ, применяемые в эксплуатационном бурении



Наружный диаметр, мм

                    Толщина стенки,  мм

основного сечения

олщина стенки,

концевого утолщения

мм

протекторного утолщения

Диаметр про­текторного утолщения, мм

Основное сечение

Концевого утолщения

Протекторного    утолщения

114

9; 10

15





129

11

17





147

11

17







13

20







15

22







17

24





129

11

17

21,5

150

147

И

17

23,5

172







24,5

197

170

13

17

26,5

197


Механические свойства материалов из сплавов алюминия

Таблица  6

Марка сплава

Наружный

диаметр труб,

мм

Предел проч­ности, МПа, не менее

Предел теку­чести, МПа, не менее

Относительное удлинение, %

Д16Т

Свыше 120

460

325

12-24

1953Т1



540

490

12-14

АК41Т1



430

355

6,5-8



Для тяжелых условий работы изготовляются трубы также из алюминиевого сплава 1953Т1 с пределом текучести 490 МПа, которые могут комплектоваться высокопрочными замками ЗЛК (с пределом текучести 980 МПа) по ТУ 26-02-1001-85. Учитывая, что работать с трубами из сплава Д16Т при темпе­ратуре выше 150 °С не рекомендуется, разработаны трубы из сплава АК41Т1 для повышенных температур. Механические свойства этих сплавов также приведены в табл. 6.6.

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

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

ЛБТ ЦЕЛЬНОЙ КОНСТРУКЦИИ

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

ЛБТ цельной конструкции показаны на рис. 6.11 и делятся на трубы:

1) с утолщенной стенкой (рис. 6.11, а);

2)   с внутренними концевыми утолщениями (рис. 6.11, б);

3)   с внутренними и наружными концевыми утолщениями (рис. 6.11, в).

Характеристики труб 1 типа приведены в табл. 6.7.

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




Рис. 11. Легкосплавные бурильные трубы цельной конструкции:

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

Таблица  7 Характеристики ЛБТ цельной конструкции с утолщенной стенкой



Характеристики

Диаметр трубы (муфты), мм



146

159

180

Толщина стенки трубы, мм

33

40

44

Масса 1 м трубы, кг

32

41

53

Длина трубы, м

6,2

6,2

6,2

Диаметр проточки под элеватор, мм

129

140

158

Растягивающая   нагрузка,   соот­ветствующая пределу текучести материала тела трубы, кН

1750

2800

3000

Замковая резьба

3-122

3-133

3-152, 3-147


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

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

4.5. НЕПРЕРЫВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

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

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

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

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

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

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

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

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

4.6. ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Ведущие бурильные трубы (ВТ), показанные на рис. 6.12, предназначены для передачи крутящего момента бурильному инструменту от ротора или восприятия и переда­чи реактивного момента (дошедшего до устья) от забойного



    Рис. 12. Ведущие бурильные трубы:

а — сборной конструкции; б — с блокирующим пояском; в — цельноката­ная; 1 — переводник штанговый нижний; 2 — ведущая труба; 3 — перевод­ник штанговый верхний

двигателя к ротору при одновременной осевой подаче инст­румента. ВТ имеет в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрически расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода жидкости.

По конструктивному исполнению ВТ выпускаются в двух вариантах: сборной и цельной конструкции. Наибольшее распространение получили ВТ сборной конструкции квадрат­ного сечения с внутренним цилиндрическим каналом (рис. 6.12, а). ВТ горячекатаные изготовляются по ТУ 14-3-755 — 78 со стороной квадрата 80 мм и менее, а по ТУ 14-3-126 — 73 -более 80 мм. Основные размеры ВТ приведены в табл. 6.8.

На концах ВТ нарезается трубная резьба. На нижний ко­нец    ВТ    навинчивается    нижний    штанговый    переводник
 Характеристики ведущих труб                                     Таблица  8

Показатель



Сторона квадрата а, мм



65

80

112

140

155

Диаметр  внутрен-

32

40

74

80

90

него канала d, мм







85

100

Длина L, м

10*12,5

10+12,5

10,5+13

14+16,5

14+16,5


(ПШН), а на верхний конец — верхний штанговый перевод­ник (ПШВ) для соединения ее со стволом вертлюга. В целях защиты замковой резьбы ПШН от износа (из-за наиболее частого свинчивания — развинчивания ВТ) между ним и бу­рильным замком устанавливают предохранительный перевод­ник П, через который ВТ соединяется с бурильной колонной. По достижении предельно допустимого износа П заменяется на новый. Все резьбы на нижнем конце ВТ выполняются правые, а на верхнем — левые.

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

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

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

С целью повышения прочности, герметичности и долго­вечности созданы ведущие бурильные трубы сборной конст­рукции ТВБ со стороной квадрата 112, 140 и 155 мм, снаб­женные цилиндрическими блокирующими поясками (конст­рукции АзНИПИнефти) (рис. 6.12, б] и трубы с коническими стабилизирующими поясками типа ТВКП (конструкции ВНИИБТ) и переводники к последним типов ПВВК и ПВНК. Трубы ТВКП изготовляют по ТУ 51-276 — 86, а переводники -из стали марки 40ХН или 40ХН2МА и соединяют с трубой на резьбе типа ТТ горячим способом. Размеры сторон квадрата ТВКП те же, а диаметры канала соответственно равны 74, 85 и 100 мм.

Наряду с ведущими трубами сборной конструкции про­мышленностью освоен выпуск цельнокатаных ВТ (рис. 6.12, в). В этом случае трубы выполняются с высаженными наружу концами, на которых нарезаются внутренние резьбы. Со стволом вертлюга и бурильными трубами эта ВТ соединяется через предохранительные переводники. Цельнокатаные ВТ прочны, достаточно герметичны и надежны в эксплуатации, однако из-за сложности изготовления выпускаются лишь малых размеров: со стороной квадрата а 65 и 80 мм и с внутренним каналом квадратного сечения в размером 35 и 50 мм.

4.7.  УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

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

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

1-е гладкой поверхностью по всей длине;

2-е проточкой (для лучшего захвата клиньями);

3   — квадратного сечения;

4   — со спиральными канавками;

5   — со спиральными канавками и проточкой;

6   — сбалансированные УБТ;

7   — УБТ по стандарту 7АНИ.

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

                     4.8.  ГОРЯЧЕКАТАНЫЕ УТЯЖЕЛЕННЫЕ
                                       
БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ


Горячекатаные УБТ выпускаются по различ­ным техническим условиям. УБТ по ТУ 14-3-385 — 79 изготов­ляются диаметрами 146, 178, 203, 219 и 245 мм и по ТУ 14-3-839 — 79 — диаметрами 73, 89, и 108 мм из сталей групп проч-




Рис. 13. Утяжеленные бурильные трубы горячекатаные:

а - труба, гладкая по всей длине; б - с проточками (под клиновой захват или элеватор); в — квадратного сечения; г — со спиральными канавками и проточками

ности Д и К без термообработки. По ТУ 14-3-385 — 79 УБТ вы­полняются гладкими по всей длине (рис. 6.13, а). Их основные характеристики приведены в табл. 6.9, а механические свой­ства материалов — в табл. 6.10.

По желанию заказчика трубы могут изготовляться длиной 9,45 м. Эти УБТ показаны на рис. 6.13, а, б, в, г (трубы типа а по этим ТУ по форме не отличаются от труб по ТУ 14-3-385 — 79).

УБТ типов 3, 4 и 5 нередко называют противоприхватны-

Таблица  6.9

Основные характеристики горячекатаных УБТ, используемых в глубоком бурении





Показатель



Диаметр наружный, мм

мм

146

178

203

219

245

Диаметр  внутрен­ний, мм

Масса  1 м трубы, кг Длина, м

74

97,6

8

90

145,4

12

100

193,0

12

112

225,1

8

135

267,4

7

Таблица   10

Механические свойства материалов труб



Группа прочности

<rs, МПа

о-т, МПа


Ьу,   %

5с, %

Ударная

вязкость,

кДж/м2

Д



637



    373


    16



  40



392                 



К

    686

441

12

40

   392

Относительное удлинение и сужение.

ми. Основная идея здесь заключается в уменьшении площади контакта их со стенкой скважины. Действительно, квадрат­ные УБТ будут контактировать со стенкой скважины, даже при наличии на ней толстой фильтрационной корки, по ребру и прилегающим к нему поверхностям, площадь которых бу­дет значительно меньше в сравнении с площадью контакта УБТ круглого сечения. При этом всегда можно обеспечить жесткость квадратных УБТ (в плоскости наименьшей жестко­сти) не меньше жесткости УБТ круглого сечения. Это легко достигается за счет некоторого увеличения диагонали квад­рата.

Выполнение спиральных канавок на УБТ круглого сечения преследует ту же цель — уменьшить площадь контакта УБТ со стенкой скважины. Однако цель будет достигнута лишь при условии, что не будут забиты сами канавки вязким и липким материалом.

В целях увеличения износостойкости часто поверхность УБТ наплавляется в нескольких местах (чаще — в двух) твер­дым сплавом в форме круговых поясков длиной 100 — 250 мм, размещаемых примерно на одинаковых расстояниях друг от друга.

Горячекатаные УБТ рекомендуется применять при буре­нии скважин средней глубины (до 2000 — 2500 м) в неослож-ненных условиях с использованием забойных двигателей.


4.9. СБАЛАНСИРОВАННЫЕ УБТ

Практика эксплуатации УБТ рассмотренных конструкций выявила их существенные недостатки. Из-за разностенности и динамической несбалансированности эти УБТ при вращении вызывают биение и дополнительные ди­намические нагрузки. Отсутствие термообработки сказывает­ся на прочности труб и др. В связи с этим освоены и получи­ли широкое применение сбалансированные УБТ (УБТС), из­готовляемые путем сверления внутреннего канала, обточки наружной поверхности, термообработки труб, обкатки роли­ком и фосфатирования резьбы, что существенно повышает динамическую характеристику и прочность труб. Эти трубы подразделяются на УБТС1, УБТС2, УБТСЗ. Изготовляются они из хромникельмолибденовых сталей. Их конечные участки на длине 0,8— 1,2 м подвергаются термообработке.

Конструкция УБТС2 показана на рис. 6.14, а. Их основные характеристики приведены в табл. 6.11, а механические свой­ства материала — в табл. 6.12.

УБТС2 изготовляются в основном диаметрами 178, 203 и 229 мм. Длина труб любого диаметра — б м.



Рис. 14. Стабилизированные утяжеленные бурильные трубы:

а - УБТС2; 6 - УБТСЗ


УБТС1 отличается от УБТС2 только отсутствием зарезьбо-вой разгружающей канавки, что является источником кон­центрации напряжений. Поэтому они в настоящее время не

выпускаются (но могут быть в эксплуатации ранее выпущен­ные трубы).

Практика эксплуатации УБТ любой конструкции показы­вает, что наиболее уязвимым местом их являются резьбы. При большом объеме СПО (большой глубине бурения, высо­кой прочности или абразивности пород (и соответственно малой проходке за рейс) резко возрастает число свинчива­ний — развинчиваний УБТ. Это приводит к необходимости ремонтной перенарезки резьбы и соответственно — транс­портировки их до места ремонта и обратно. Для таких случа­ев ВНИИБТ разработаны УБТ с навинчиваемыми замками и с коническими стабилизирующими поясками, которые получи­ли шифр УБТСЗ. Они показаны на рис. 6.14, б. Замок, выпол­ненный из стали марок 40ХН или 40ХН2МА по ГОСТ 5286-75, присоединяется к УБТ с помощью трапецеидальной резь­бы типа ТТ по ГОСТ 631 — 75. Изношенный замок может быть легко заменен непосредственно на буровой с помощью уста­новки, размещенной на автомобиле.

УБТСЗ выпускаются диаметрами 146, 178, 203 и 229 мм длиной б м. Их рекомендуется применять при роторном или комбинированном роторно-ЗД бурении глубоких скважин, в том числе в осложненных условиях. В целом они применяют­ся редко.

Иногда для повышения прочности, герметичности и изно­состойкости резьбового соединения применяют УБТ с высо­копрочными приваренными замками. Приварка осуществля­ется методом дуговой или контактной электросварки под ело-ем флюса. После приварки шов подвергают термообработке. Для особо тяжелых условий рекомендуется применять резьбы профиля МК и СК-90, отличающиеся увеличенным шагом (7 и 8 мм), что повышает их износостойкость и выносливость.
Таблица  11


            Показатели

       Диметр наружный, мм

120

133

146

178

203

229

254

273

299

Диаметр     внутреннего канала, мм

Масса 1 м трубы, кг

64

63,5

64

84

68

103

80

156,0

80

214,6

90

273,4

100

336,1

100

397,9

100

489,5

Основные характеристики УБТС2
Основные характеристики УБТС2

Таблица  12

Механические свойства материала УБТС2



Марка стали по ГОСТ 4543-71

Предел текуче­сти, МПа, не менее

Относительное удлинение, %

Ударная вяз­кость, кДж/м2, не менее

Твердость по Бринеллю, НВ

38ХНЗМФА 40ХН2МА

735 637

10 10

588 490

285-341 255



4.10. УБТ ПО СТАНДАРТУ 7АНИ

УБТ этого типа поставляются по импорту диаметром 127 мм и менее длиной 9,14 м и диаметром 152 мм и более длиной 9,14 и 9,45 м. На концах труб нарезают обыч­ную (по 7АНИ) или специальную резьбу. Производится тер­мообработка труб по всей длине.

Механические   свойства   материала   труб   приведены   в табл. 13.
Таблица  13 Механические свойства материала импортных труб

Наружный диа­метр, мм

Предел текучести, МПа, не менее

Предел прочности

при растяжении,

МПа, не менее

Относительное

удлинение, %, не

менее

79,4-174

758

965

13

177,8-254

689

931

13



5. ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ
КОЛОНН


Переводники представляют собой короткие толстостенные патрубки, снабженные резьбами (за неболь­шим исключением — замковыми), и служат для соединения частей или отдельных элементов бурильной колонны. Пере­водники показаны на рис. 6.15.

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

Переходные переводники П (рис. 6.15, а) применяют для соединения отдельных участков и деталей бурильной колон­ны, оканчивающихся замковыми резьбами различного типа и размера, а также для присоединения к бурильной колонне забойных двигателей и различного рода забойных устройств, приборов и приспособлений. Такое же обозначение имеют и предохранительные переводники, применяющиеся для защи­ты резьбовых соединений какого-либо элемента бурильной колонны (например, турбобура) от износа. Однако замковая резьба на муфте и ниппеле предохранительного переводника выполняется одного и того же размера.


5. ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ
КОЛОНН


Переводники представляют собой короткие толстостенные патрубки, снабженные резьбами (за неболь­шим исключением — замковыми), и служат для соединения частей или отдельных элементов бурильной колонны. Пере­водники показаны на рис. 6.15.

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

Переходные переводники П (рис. 6.15, а) применяют для соединения отдельных участков и деталей бурильной колон­ны, оканчивающихся замковыми резьбами различного типа и размера, а также для присоединения к бурильной колонне забойных двигателей и различного рода забойных устройств, приборов и приспособлений. Такое же обозначение имеют и предохранительные переводники, применяющиеся для защи­ты резьбовых соединений какого-либо элемента бурильной колонны (например, турбобура) от износа. Однако замковая резьба на муфте и ниппеле предохранительного переводника выполняется одного и того же размера.

   Рис. 15. Переводники:

а — переходный П; б — ниппельный Н; в — муфтовый М



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

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

6. НАЗНАЧЕНИЕ, КОНСТРУКЦИЯ И ПРИНЦИП РАЗМЕЩЕНИЯ УСТРОЙСТВ, ВХОДЯЩИХ В СОСТАВ НИЗА БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ, И ДРУГИХ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

Центраторы различных типов применяются для центрирования нижнего направляющего участка буриль­ной колонны в стволе скважины и предупреждения самопро­извольного его искривления. Все типы центраторов работают на принципе отжатия бурильной колонны от стенки скважи­ны. К ним предъявляется ряд требований, основные из кото­рых следующие: надлежащее центрирование колонны; доста­точная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающая механическое внедрение центрирующих элементов в стенки скважины; хорошая про­ходимость по стволу; высокая износостойкость, хорошая ди­намическая балансировка (для вращающихся центраторов), исключающая биение и вибрации и др.

Центраторы могут быть классифицированы по различным признакам.

По принципу действия:

      1)  механические с жесткими центрирующими элементами,
с эластичными центрирующими элементами, упруго изме­
няющими свои размеры и форму; центробежные, в которых
колонна отжимается от стенок к оси скважины за счет цен­
тробежных сил вращающихся частей плашек центратора;


       2) гидравлические с выдвижными центрирующими эле­
ментами (плашками, зубками).


По конструктивному исполнению:

1) лопастные; 2) шарошечные.

Лопастные центраторы с жесткими центрирующими эле­ментами выполняются только неполноразмерными из-за опасности их заклинивания в стволе скважины. Шарошечные центраторы, как правило, выполняются полноразмерными. Диаметр эластичных центраторов в недеформированном со­стоянии больше диаметра долота, но в скважине становится равным ее диаметру.

Наибольший эффект центрирования достигается при при­менении полноразмерных центраторов, которые, однако, тре­буют более высокой точности изготовления и износостойко­сти. Для повышения износостойкости рабочая поверхность центраторов армируется твердым сплавом.

Исходя из известной концепции о том, что искривление обусловливается не столько наклоном долота, сколько накло­ном реакции забоя к оси скважины, при бурении прямоли­нейного ствола центраторы размещают так, чтобы свести к минимуму отклоняющую силу на долоте.

Калибраторы предназначены для выравнивания стенок скважины и доведения ее диаметра до номинального при по­тере долотом диаметра из-за износа. Главная цель примене­ния калибратора — придание стволу скважины формы пра­вильного кругового цилиндра, т.е. калибровка ствола сква­жины.

Применяющиеся в настоящее время калибраторы подраз­деляются на

1) лопастные и 2) шарошечные. Лопастные калибраторы различаются:

1) по числу лопастей — двух-, трех- и шестилопастные;

2)   по направлению лопастей — с продольными лопастями типа КЛ, со спиральными лопастями типа КЛС;

3)   по способу крепления лопастей — с постоянными (при­варенными) лопастями, со сменными лопастями;

4)   по способу установки калибрующих элементов на лопа­стях — с неподвижными рабочими элементами; с подвижны­ми элементами (выдвижными штырями в специальных обой­мах с целью компенсирования износа) типа КВЗ.

Шарошечные калибраторы подразделяются:

1) по числу шарошек — одношарошечные, двухшарошеч-ные, трехшарошечные;

2)      по схеме размещения шарошек — с продольным рас­положением шарошек, с наклонным расположением шаро­шек;

3)      по форме и материалу зубьев шарошек — с фрезеро­ванными зубьями, с твердосплавными зубками.

Шарошки на корпусе устанавливаются на опорах каче­ния — шариковых и роликовых.

Главное требование к калибраторам — высокая износо­стойкость и долговечность калибрующих элементов. С этой целью рабочие элементы и лопастных, и шарошечных калиб­раторов армируются вставными твердосплавными штырями из карбида вольфрама. Их диаметр должен быть равен номи­нальному диаметру долота.

Другие требования: геометрическая симметричность и ди­намическая сбалансированность, хорошая проходимость по стволу скважины, удобство и надежность в работе.

При выборе калибратора для конкретных условий учиты­вают твердость и абразивность пород, способ и опыт бурения в данном районе.

Наиболее экономичны калибраторы со сменными рабочи­ми элементами. При бурении с забойными двигателями их располагают непосредственно над долотом на валу забойного Двигателя, а при роторном бурении — между долотом и над-Долотной трубой.

Стабилизаторы предназначены для стабилизации (улуч­шения условий) работы нижнего направляющего участка бу­рильной колонны путем ограничения стрелы прогиба труб, особенно при наличии каверн, гашения поперечных (частично продольных и крутильных) вибраций бурильного инстру­мента на контактах его с глинистой коркой.

Стабилизаторы конструктивно аналогичны центраторам, и все требования, предъявляемые к последним, остаются в силе и для стабилизаторов. Кроме того, длина стабилизаторов вы­полняется несколько больше. Применяемые в настоящее время стабилизаторы имеют различную геометрическую форму, размеры и конструкцию и могут быть классифициро­ваны по этим признакам как стабилизаторы:

1) с цельными лопастями;

2)   со сменными лопастями;

3)   с приваренными лопастями.

Стабилизаторы типа 1 применяют преимущественно при бурении в твердых породах, типа 2 — в очень твердых и аб­разивных породах, типа 3 — в мягких породах, однако калиб­рующие поверхности их лопастей обязательно армируют твердым сплавом. Простейшими типами стабилизаторов яв­ляются также и маховики, устанавливаемые над долотом, ко­торые при бурении с забойными двигателями могут устанав­ливаться на нижнем или верхнем конце их вала, а также УБТ квадратного сечения, со спиральными канавками и лысками и др.

Следует отметить, что калибраторы и стабилизаторы одно­временно выполняют и роль центраторов. Вообще, деление их следует рассматривать в значительной мере как условное. Так, калибраторы и некоторые типы центраторов являются одновременно хорошими стабилизаторами низа бурильной колонны. Часто в технической литературе не делают разли­чия между калибраторами и стабилизаторами, называя эти устройства калибраторами-стабилизаторами. Однако прису­щие только данному техническому устройству специфиче­ские функции и особенности их геометрии и размеров по­зволяют производить достаточно четкую и целесообразную классификацию.

Помимо перечисленных, общими для всех устройств тре­бованиями является минимальность гидравлических потерь в процессе бурения и СПО.

Амортизаторы применяют с целью снижения амплитуды динамических (вибрационных и ударных) осевых и момент-ных нагрузок, а также поперечных сил, возникающих в про­цессе бурения. Никакой амортизатор не способен полностью исключить динамические нагрузки. Поэтому речь должна идти о снижении их до таких величин, которые не представ­ляют опасности для целостности любого из  элементов бурильной колонны, включая и буровое долото, являющееся основным источником колебаний. Более того, полностью га­сить динамические нагрузки было бы даже нерационально. Как показала практика бурения, всегда целесообразно под­держивать осевые динамические нагрузки на некотором, оп­тимальном уровне, обеспечивающем более интенсивное раз­рушение породы и более высокие скорости бурения. В этом специфическая особенность забойных амортизаторов в отли­чие от амортизаторов, применяющихся в других отраслях техники.

Отметим, что в технической литературе можно встретить множество других названий этого или близких к нему техни­ческих устройств: виброгаситель, демпфер, отражатель, гаси­тель, регулятор колебаний и т.д.

При использовании амортизаторов:

1) повышается стойкость долота, средняя за долбление ме­ханическая скорость увеличивается на 5—10 %, а проходка на долото на 10 — 50 %;

2)    снижаются амплитуда вибраций, перегрузочные и уста­лостные поломки бурильной колонны и долота, число повре­ждений элементов наземного оборудования, реагирующих на колебания бурильных труб;

2) расширяется диапазон устойчивой работы, повышается приемистость к осевой нагрузке, снижается степень нерав­номерности вращения вала, сокращаются усталостные по­ломки деталей забойного двигателя.

Отмеченные положительные эффекты являются результа­том снижения динамических нагрузок, особенно их пиковых значений, на долото, забойный двигатель, бурильную колонну и другие элементы бурового оборудования.

Принцип амортизации заключается в следующем. Любой амортизатор имеет упругое и диссипативное (т.е. рассеиваю­щее энергию) звено. Жесткость упругого звена С# значитель­но ниже жесткости бурильной колонны <^к. При установке амортизатора в колонне (рис. 6.16) последняя делится на две части с различными кинематическими, динамическими и энергетическими параметрами. Часть колонны ниже аморти­затора приобретает значительно большую подвижность. Дей­ствительно, под действием одной и той же динамической си­лы Яд перемещение колонны 5К и части ее ниже амортизатора 5а обратно пропорциональны своим жесткостям: 5К = РА/С,К и 5а = РА/С^. Отсюда 5к/5а = й/С,к; 5К = хп-5а, где £„ - коэффици­ент гашения перемещений (колебаний). Обычно жесткость уп­ругого звена выбирается в кратное число раз меньше жесткое-




Рис. 16. Схема установки амортизатора в колонне:

/ — нижняя часть бурильной колонны; 2 — диссипативное звено амортизатора; 3 — удар­ный участок; 4 — долото; 5 — амортизатор; 6 — упругое звено амортизатора; 1у — длина удар­ного участка, формирующего динамическую нагрузку на долото

ти колонны, так что кв « 1. Следова­тельно, 5К« 8а, т.е. колонна выше амор­тизатора, подвержена во много раз меньшим колебательным перемеще­ниям, чем буровое долото.

Амортизаторы рекомендуется ус­танавливать над ударным участком, как это показано на рис. 6.16, чтобы наиболее эффективно снижать вели­чину РА. Под ударным участком пони­мается участок длиной, равной рас­стоянию пробега волн (основной час­тоты) упругих деформаций (звука в металле) туда и обратно за один пе­риод колебаний. Исходя из этой кон-

цепции, оптимальное место установки амортизатора — 25 — 50 м от долота при бурении с забойными двигателями и 100 — 150 м — при роторном бурении.

При наличии в колонне амортизатора только часть колеба­тельной энергии проходит выше амортизатора, небольшая часть отражается и возвращается к долоту (в виде кратно ос­лабленной волны), а основная часть поглощается в диссипа-тивном звене амортизатора и рассеивается в виде тепла. Амортизатор изменяет не только амплитуду колебаний, но и частоту ее, форму волны, фазу.

Амортизаторы могут быть классифицированы по следую­щим признакам.

1. По области применения:

ударное и ударно-вращательное бурение;

вращательное бурение — наземное;

морское;

сплошным забоем;

колонковое.

2. По назначению:

гашение продольных колебаний; гашение крутильных колебаний;

гашение продольных и крутильных колебаний; гашение поперечных колебаний;

гашение продольных, крутильных и поперечных колеба­ний.

3.   По форме демпфирующего узла:
штанговые;


пружинные; поршневые.

4.   По материалу:
стальные (или из сплава);
резиновые;


из «металлической резины».

5. По форме пружин:
винтовые цилиндрические;
конические;
тарельчатые;
кольцевые;
клинчатые.


Требования к амортизаторам очевидны и вытекают из на­значения их с учетом особенностей разрушения горных по­род. Главное из них — надежная защита бурильной колонны, долота, забойного двигателя и других элементов колонны от чрезмерно больших (пиковых) нагрузок, при поддержании колебаний в оптимальных пределах, способствующих эффек­тивному разрушению пород. Другое важное требование — долговечность и надежность работы всех его узлов.

Все рассмотренные типы амортизаторов имеют постоян­ную упругую и частотную характеристики, что ограничивает более широкое их применение. Для согласованной работы амортизатора со свойствами разбуриваемых пород, которые непрерывно меняются, амортизатор должен иметь регули­руемую упруго-частотную характеристику. Настройка амор­тизатора на данные породы производится на устье (при СПО), но было бы лучше — на забое. В перспективе необхо­димы автоматически (само) настраивающиеся амортизаторы (регуляторы) колебаний. Работы в этом направлении ведутся.

Протекторные кольца предназначены для защиты буриль­ных и обсадных колонн (кондукторов, промежуточных ко­лонн) от износа при вращении колонны и СПО.

По способу установки, крепления, материалу и конструк­ции в настоящее время применяются протекторные кольца трех основных групп:

1. Резиновые - по ГОСТ 6365-74 и типа КП.

2.   Резинометаллические — типа ПС.

3. Металлические — типа ПЭ.

Протекторы группы 1 рекомендуется использовать в об­саженном стволе на трубах диаметром от 89 до 168 мм, груп­пы 2 — от 89 до 147 мм и группы 3 — в необсаженном стволе на трубах диаметром от 114 до 147 мм.

Протекторы группы 1 представляют собой толстостенные резиновые втулки, которые удерживаются на трубе благодаря натягу и приклеиванию. Их устанавливают над ниппелем замка в разогретом виде (в воде с t = 7CN-90 °С) на клею УС-1 с помощью пневмомашин ПМНК.

Обратные клапаны устанавливаются с целью предупреж­дения поступления в бурильную колонну при отсутствии циркуляции обогащенного шламом бурового раствора из затрубного пространства и что более важно — пласто­вого флюида, особенно газа, при вскрытии высоконапор­ного пласта. Поступление газа в колонну при герметизиро­ванном за трубами устье может привести к выбросу через колонну, а зашламленного раствора — к забиванию долот-ных отверстий и проточной части забойных двигателей. Последнее обусловливает обычно перелив жидкости через трубы (сифон) в течение всего процесса подъема инстру­мента.

В настоящее время используются обратные клапаны раз­личных конструкций, которые устанавливаются обычно на первой трубе над УБТ. В особо опасных случаях иногда уста­навливают два обратных клапана один над другим.

Фильтры предназначены для предупреждения попадания в бурильную колонну посторонних предметов (щепок, обрыв­ков резины и др.), которые могут привести к забиванию про­точных каналов гидравлических забойных двигателей и от­верстий долота. Буровые насосы защищаются от них путем установки на их всасысающих патрубках щелевидных метал­лических фильтров. Более тонкие, обычно трубчатые, с боль­шим числом мелких отверстий металлические фильтры, уста­навливаемые обычно в первой трубе под ведущей штангой, способны удерживать также частицы песка (мелкого шлама), остающегося в растворе после его очистки. Периодическую чистку фильтров производят во время СПО или при наращи­ваниях колонны.

Металлошламоуловители предназначены для улавливания мелких кусков металла, случайно попавших в скважину или оставшихся в ней после разбуривания и подъема металличе­ских предметов (долота, его частей и др.) магнитным фрезе­ром, а также крупных частиц шлама. Для подъема таких частиц требуется  большой скоростной  напор  за трубами,  что требует большого расхода жидкости.

При использовании металлошламоуловителей большой скоростной напор при номинальном расходе достигается за счет уменьшения площади сечения кольцевого пространства на небольшом участке от забоя до верхнего торца устройства. При резком снижении скорости жидкости выше этой точки частицы металла или шлама, опрокидываясь, попадают в межтрубное пространство устройства и в последующем (при СПО) извлекаются из скважины вместе с ним.

7. УСЛОВИЯ РАБОТЫ
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ


При всех способах бурения бурильная ко­лонна находится в условиях сложного напряженного состоя­ния. Особенность работы бурильной колонны как длинно­мерного упругого тела заключается в том, что различные ее участки в один и тот же момент времени подвергаются дей­ствию различных, большей частью динамических, нагрузок: растяжению, сжатию, изгибу, кручению, внутреннему и на­ружному давлениям и избыточным давлениям. Поэтому с практической точки зрения представляет интерес определе­ние напряженного состояния наиболее нагруженных участ­ков колонны с тем, чтобы выработать принципы эксплуата­ции, обеспечивающие ее длительную и безаварийную работу. Все многообразие нагрузок можно привести к силам и моментам, вызывающим:

1) нормальные напряжения, направленные вдоль оси ко­лонны, — растяжения, сжатия, поперечного и продольно-поперечного изгиба; изгиб под действием поперечных сил называется поперечным изгибом, а если тело нагружено еще и продольной силой, то изгиб называется продольно-поперечным; эти напряжения обусловлены: а) действием соб­ственного веса бурильной колонны, течением и давлением жидкости; б) силами сопротивления перемещению; в) попе­речными силами (реакции стенок скважины); г) инерцион­ными силами;

2)     окружные нормальные напряжения от сил давления жидкости;

3)     радиальные нормальные напряжения от давления жид­кости;

4)     сложные (радиально-окружные) нормальные напряже­ния (смятия) в клиновых захватах;




Рис. 6-17. Эпюры осевых усилий и моментов в бурильной колонне:

/ — схема компоновки бурильной колонны; II
— эпюра осевых усилий при ненагруженном долоте; III
— эпюра осевых усилий в процессе бурения; IV
— эпюра крутящего момента в процессе бурения (а — реактивный крутящий момент достигает устья; 6 — реактивный крутящий момент не достигает устья); не. — условно нейтральное сечение. 1 — забойный двигатель; 2 — утяжеленные бурильные трубы; 3 — колонна СБТ; 4 — колонна ЛБТ

5) касательные напряжения, обусловленные крутящим мо­ментом.

Эпюры осевых сил и крутящих моментов, действующих на бурильную колонну, применительно к бурению с забойными двигателями и роторным способом схематично представлены на рис. 6.17. Из них следует, что осевые силы и крутящие моменты для различных способов бурения по-разному рас­пределены по длине бурильной колонны.

На эпюрах не отражено действие других видов из пере­численных нагрузок. Поэтому рассмотрим эти вопросы не­сколько подробней.

7.1. СИЛЫ И НАПРЯЖЕНИЯ, ОБУСЛОВЛЕННЫЕ ДЕЙСТВИЕМ СОБСТВЕННОГО ВЕСА И ДАВЛЕНИЕМ ЖИДКОСТИ

На колонну труб, погруженную в жидкость, действует архимедова сила, уменьшающая ее вес на величи­ну, равную весу вытесненного объема жидкости. Величину облегчения колонны можно учесть через коэффициент об­легчения Кр, который равен

(6.1)



В любом сечении z
,
равном расстоянию от устья до этого сечения, одноразмерной (диаметр и толщина стенок труб одинаковы) колонны, подвешенной за верхний конец в вер­тикальной скважине, растягивающая сила Fz от действия соб­ственного веса с учетом ее облегчения в жидкости будет рав­на



(6.2)

где т — приведенная масса 1 м труб с учетом высадок, муфт и замков (которая приводится в справочниках по трубам); д — ускорение свободного падения; q
= тд —
приведенный вес 1 м труб; L
— полная длина колонны.

Из (6.2) видно, что растягивающее усилие линейно умень­шается с увеличением z
(см. рис. 6.17, II
),
причем в интервале расположения УБТ более интенсивно.

Если в (6.2) приведенный вес выразить через площадь се­чения по телу 5 и плотность материала рм труб [q

S
-
pM
-
g
-
k
)
и полученное выражение поделить на 5, то получим растяги­вающие напряжения ар2 в сечении z:



(6.3)

где к — коэффициент приведения.

Из (6.2) и (6.3) видно, что наибольшие растягивающая сила и напряжения растяжения будут иметь место при z
=
О, т.е. в самом верхнем сечении труб:



(6.4)

Из (6.3) следует, что растягивающие напряжения не зави­сят от площади сечения труб.

Если во втором уравнении (6.4) положить ар0[а], где [а] — допускаемые напряжения для материала труб, и ре­шить его относительно L
, то
получим допускаемую (предель­ную) глубину спуска данных труб



(6.5)

Выражение (6.5) показывает, что допускаемая глубина спуска одноразмерной колонны (при данных к, Кр и рм) опре­деляется лишь прочностной характеристикой (пределом теку­чести) материала труб и не зависит от их площади сечения.

Из (6.4) с учетом (6.1) следует, что с увеличением отноше­ния ржм,  т.е.  при уменьшении плотности материала труб

(использовании ЛБТ) и увеличении плотности жидкости (утяжеленные растворы) осевые усилия и напряжения сни­жаются. Это позволяет резко (иногда кратно) увеличить глу­бину бурения.

Распределение осевых усилий в процессе бурения показа­но на рис. 6.17, ///. Из них видно, что нижняя часть колонны из растянутого переходит в сжатое состояние. При этом она подвергается продольно-поперечному изгибу и теряет прямо­линейную форму устойчивости (см. раздел 6.7.3).

Следует различать осевое усилие в первой сверху трубе Ftp и нагрузку на крюке FKp. Первое относится к внутренним силам, а вторая — к внешним. И численно они равны лишь в частном случае — при отсутствии циркуляции жидкости.

При циркуляции жидкости появляются дополнительные силы и напряжения, действующие на бурильную колонну. Нисходящий поток жидкости внутри труб увеличивает растя­гивающую нагрузку на колонну из-за потерь и перепадов давления в трубах, УБТ, забойном двигателе и долоте, а вос­ходящий поток за трубами снижает ее. Однако при сущест­вующих соотношениях размеров указанных элементов ко­лонны снижение нагрузки кратно меньше по сравнению с увеличением ее. Следовательно, циркуляция жидкости созда­ет дополнительную нагрузку и напряжения на трубы.

Осевая растягивающая сила Fp и напряжения растяжения ар вн, вызванные перепадом давления по длине колонны Ар, определяются по формуле



(б.б)



(6.7)

где S0 — площадь сечения проточного канала труб.

Осевую силу Fp
называют также гидравлической нагруз­кой на трубы.

Внутреннее давление обусловливает в трубах внутреннее избыточное давление рви, определяемое как разность внут­реннего рв и наружного ра давлений. Для произвольной глу­бины z оно равно

(6.8)



где ру — давление на устье (на входе в бурильную колонну); Рт и рк — плотности жидкостей в трубах и за ними; Лрт и Арк — потери давления на единице длины в трубах и за ними.

Из выражения (6.8) видно, что наибольшее внутреннее избыточное давление имеет место при z = 0, т.е. на устье. Оно обусловливает окружные нормальные напряжения оокр, стре­мящиеся разорвать трубы. Их величину можно приближенно найти по формуле



(6.9)

где DB и t
внутренний диаметр и толщина стенки трубы; Кркоэффициент разностенности труб (равный по стандар­ту 0,875).

Иногда наружное давление оказывается больше внутрен­него, и колонна подвергается наружному избыточному давле­нию. Это может иметь место, например, после продавки це­ментного раствора за обсадную колонну (и при снятии усть­евого давления), при вызове притока флюида из продуктив­ного пласта через спущенную в скважину бурильную колон­ну с испытателем пластов на конце и др. Избыточное наруж­ное давление рни2 может быть также вызвано и разностью в плотностях жидкостей, находящихся за трубами и в них, и разностью уровней этих жидкостей, или того и другого одно­временно



(6.10)

где hт и hк — высота столбов жидкостей в трубах и за ними соответственно.

Если рни z > ркр, где ркр — критическое (сминающее) давле­ние, то может произойти смятие колонны. Величина ркр мо­жет быть рассчитана по формуле Саркисова — Еременко, можно также воспользоваться табулированными значениями критического давления, которые приведены, например, в [2, 8]. Ныне применяемые бурильные трубы имеют высокие зна­чения ркр, и имеет смысл эти расчеты производить лишь при значительных глубинах спуска (500 м и более) или длине опорожнения (более 200 м) труб.

До сих пор мы полагали, что скважина вертикальная, не имеет места взаимодействия труб с ее стенками. Это весьма упрощенная схема. В действительности подавляющее боль­шинство скважин бурятся наклонно направленными, со сложным профилем. В таких скважинах колонна интенсивно взаимодействует с ее стенками, воспринимая дополнитель­ные нагрузки, которые могут достигать значительных вели­чин.


7.2. СИЛЫ СОПРОТИВЛЕНИЯ ДВИЖЕНИЮ И ОСЕВЫЕ УСИЛИЯ ПРИ ПОДЪЕМЕ И СПУСКЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Силы сопротивления осевому перемещению колонны имеют различную природу. Они подразделяются на силы сопротивления:

1)   обусловленные прижатием труб к стенке скважины;

2)   обусловленные скоблящим действием замков, муфт, до­лот и других выступающих элементов колонны при их пере­мещении вдоль стенки скважины;
3)      адгезионного характера, порождаемые молекулярным взаимодействием между трущимися телами на поверхности контакта;

4)      из-за эксцентричного расположения колонны в приус­тьевой части скважины;

5)  обусловленные трением колонны о промывочную жид­кость.

Последние обычно не существенны. Соотношение между остальными составляющими меняется в зависимости от кон­кретных условий: профиля скважины, состояния поверхности ее стенок, компоновки бурильной колонны и др. Решающую роль обычно играют силы первых двух видов. Поэтому и си­лы сопротивления движению определяются главным образом прижимающими силами и коэффициентом сопротивления, который, в отличие от коэффициента трения, отражает влия­ние также геометрических факторов.

Профиль скважины любой сложности1 может быть пред­ставлен в виде комбинации трех участков, взятых в надле­жащем порядке: прямолинейного, участка набора зенитного угла и участка снижения зенитного угла (рис. 6.18.). Поэтому далее рассмотрены условия работы бурильных труб на таких участках. Прямолинейный участок может быть наклонным или вертикальным. Скважина считается вертикальной, если зенитный угол на любом из ее участков не превышает 3° (что определяется точностью инклинометров).

Прижимающая сила на прямолинейно наклонном участке обусловлена лишь собственным весом участка труб, лежащих на нижней стенке скважины и зависит от зенитного утла (рис. 6.18, а). Если зенитный угол обозначить через а, длину участка труб — А/, а вес 1 м труб в среде жидкости — д, то

В связи с ограниченностью объема книги здесь рассмотрены лишь про­фили плоскостного типа.



Рис. 6.18. Силы, действующие на бурильную колонну, на наклонно прямолинейном (а), выпуклом (б) и вогнутом (в, г) участках ствола скважины

вес этого участка будет равен G
= gl, а прижимающая сила будет равна Fq
=
g-A/-sin а. Для равновесия выделенного уча­стка труб необходимо выделить еще две силы: осевую состав­ляющую силы веса F
%
=
q
-
Al
-
cos
а
и силу трения F
^,
удержи­вающую тело на наклонной плоскости. Последняя равна



где f — коэффициент трения (сопротивления), который мож­но найти из условия предельного равновесия:









Отсюда f
= ctg апр, где апр — предельный угол. Угол у ме­жду наклонной и горизонтальной плоскостями, соответст­вующий а = апр, называется углом трения. Так как у = -  

— апр, то / = tg у. Величина / в зависимости от состояния по­верхности труб и стенки скважины и других факторов может изменяться в широких пределах. Обычно / находится в пре­делах / = 0,2-Ю,4, чему соответствуют значения углов у = = 11-г21°; оспр = 69-^79°. Следовательно, в наклонном стволе при нормальных условиях (трубы не защемлены в желобе, замки или муфты не упираются об уступы и др.) трубы будут опус­каться в скважину под действием своего веса при зенитных углах до 69-^79°. Поскольку а обычно не превышает 60°, то осевое растягивающее усилие в верхней части участка будет больше, чем в нижней части независимо от направления дви­жения труб. Лишь при весьма больших зенитных углах (свы­ше 70 — 80°) участки колонны, расположенные в почти гори­зонтальном стволе (или при защемлениях), будут нуждаться в принудительном проталкивании весом вышележащих труб.

Осевое усилие при движении колонны труб, находящихся на прямолинейно наклонном участке, с учетом сил сопротив­ления определяется по формуле



(6.11)

Здесь и далее индексы при F
относятся: н — к началу и к — к концу участка, считая сверху вниз; L
длина участка; Какоэффициент, учитывающий одновременно зенитный угол и силы трения,



(6.12)

Здесь  и  далее   в   формулах  верхние   знаки  относятся   к подъему, нижние — к спуску труб.

На любом криволинейном участке прижимающая сила FH равна сумме двух сил: нормальной составляющей веса труб Fq
в пределах участка и равнодействующей Fp растягивающих усилий F
,
приложенных к его границам. (На рисунках F
без индекса означает лишь символ сил, без конкретного указания их содержания.) Как видно из рис. 6.18, б, в, на выпуклом (кверху) участке Fp
усиливает действие Fq
,
а на вогнутом — ослабляет его. В зависимости от соотношения между Fp
и Fq
растянутые трубы на вогнутом участке могут быть прижаты как к нижней, так и к верхней стенке скважины. При а < 30е уже при небольшой растягивающей нагрузке трубы, находя­щиеся на вогнутом участке, прижимаются к верхней стенке (рис. 6.18, г). Поэтому при расчете бурильной колонны следу­ет считать, что трубы прижаты к верхней стенке (по формуле 6.14).

Осевое усилие с учетом сил сопротивления движению труб определяется на участке: набора зенитного угла  снижения зенитного угла







(6.13)

 (6.14)



где е — основание натуральных логарифмов; R
— радиус ис­кривления труб на данном участке; ан и ак — зенитный угол соответственно в начале и конце участка; Да — разность зе­нитных углов на концах рассматриваемого участка (берется по абсолютной величине); у — угол трения.

Силы сопротивления движению вызывают дополнитель­ные нагрузки на бурильную колонну и ее износ, увеличивают расход энергии при СПО. Трение элементов бурильной ко­лонны о стенки скважины приводит к образованию продоль­ных борозд (нередко довольно глубоких) на их поверхности при бурении с забойными двигателями и продольно-поперечных — при роторном бурении. При работе в обса­женном стволе трение вызывает износ (иногда протирание) обсадных труб.

Силы трения значительно возрастают в местах сужений, частых изгибов, в желобах и нередко являются причиной за­тяжек инструмента, когда к колонне приходится приклады­вать усилие, значительно превышающее ее собственный вес (колонна при этом еще сохраняет подвижность). Желоба (од­носторонние выработки в стенке скважины) являются следствием сил прижатия труб к стенке скважины, образуются в мягких породах. Особенно большую растягивающую нагруз­ку приходится прикладывать к бурильной колонне при осво­бождении ее от прихвата (когда колонна теряет подвиж­ность), которые являются обычно следствием обвалов стенок скважин, образования шламовых пробок, дифференциального давления Лрдиф — перепада давления между скважиной и пластом. Если трубы прижаты на участке толстой и рыхлой фильтрационной корки, которая образуется на стенке сква­жины из-за поглощений в высокопроницаемых пластах, то может произойти прихват колонны из-за дифференциального давления. Дополнительные силы сопротивления Fc в этом случае составят



(6.15)

где SK — площадь контактирующей поверхности труб.


7.3. ИЗГИБ И УСТОЙЧИВОСТЬ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Различные участки бурильной колонны под­вергаются изгибу, при котором она теряет прямолинейную форму. Самым простым видом изгиба является поперечный. Изгиб, происходящий под действием только поперечных сил, называется поперечным изгибом.

Наиболее характерным примером поперечного изгиба бу­рильной колонны является изгиб ее в искривленных интерва­лах (набора и/или снижения зенитного угла) наклонно на­правленной скважины. Изгиб происходит под действием по­перечных сил на контакте колонны со стенкой скважины. Вынужденная повторять конфигурацию ствола скважины бу­рильная колонна на искривленном участке изгибается неза­висимо от того, движется она или находится в состоянии по­коя. Поскольку абсолютно прямолинейных интервалов не бывает даже в вертикальной скважине, то вся бурильная ко­лонна всегда в той или иной мере подвержена поперечному изгибу. Действие поперечных сил на стенки скважины ничем не отличается от действия ранее рассмотренных сил прижа­тия, и все негативные последствия последних в полной мере относятся и к поперечным силам.

При поперечном изгибе в теле трубы возникают напряже­ния, растягивающие с выпуклой стороны и сжимающие — с вогнутой, которые можно найти с помощью простой фор­мулы



(6.16)

где Е — модуль Юнга; £>„ — наружный диаметр труб.

Напряжения поперечного изгиба в невращающейся ко­лонне в данном искривленном интервале будут неизменны и по величине, и по знаку. Во вращающейся колонне величина их сохранится, а знак будет зависеть от характера вращения колонны. Установлено, что бурильная колонна в общем слу­чае может вращаться:

1.   Вокруг собственной прямолинейной, плоско- или спи­рально-изогнутой оси.

2. Вокруг оси скважины со скольжением по ее стенке.

3. Вокруг оси скважины с обратным перекатыванием по ее стенке.

Кроме того, колонна может вращаться также в режиме беспорядочного биения отдельных участков или всей колон­ны труб. Если исходить из принципа минимума энергии на вращение колонны, то она будет вращаться в том режиме, на поддержание которого затрачивается минимальная мощность. Поэтому различные участки колонны в один и тот же момент времени могут вращаться в разных режимах.

При вращении колонны в режиме 1 напряжения попереч­ного изгиба будут знакопеременные (усталостные), а износ труб по всей поверхности будет равномерный. Если трубы вращаются в режиме 2, то напряжения изгиба будут посто­янные, а износ односторонний, наиболее неблагоприятный. Толщина стенки и жесткость труб в этой плоскости будут уменьшаться, а в последующем трубы будут изгибаться именно в этой плоскости и быстро выйдут из строя. При вращении труб в режиме 3 трубы будут подвергаться устало­стным напряжениям, как и в режиме 1. Износ будет равно­мерный и минимальный.

Однако не все эти режимы вращения равновероятны. Имеется целый ряд ограничений для режимов 2 и 3. Так, они маловероятны на искривленных и наклонных участках и если зенитный угол превышает 8—10°. Поэтому наиболее вероятен режим вращения 1 [6].

При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны нижняя ее часть сжата, а верхняя растянута. Наи­большая сжимающая нагрузка приходится на самое нижнее сечении и может достигать больших величин (0,20 — 0,25 МН). Но напряжения сжатия в трубах при этом сравнительно не­велики  и  обычно  ниже  предела текучести  материала труб.

Однако определяющую роль при этом играет продольный или продольно-поперечный изгиб сжатого низа колонны.

Под продольным изгибом понимают изгиб длинномерного (далее — гибкого) тела, происходящий только под действием осевых сжимающих сил. Если кроме осевых сил на тело дей­ствуют также и поперечные силы, то изгиб называют про­дольно-поперечным. В вертикальной скважине изгиб может быть и продольный, но чаще он продольно-поперечный. В наклонной скважине изгиб может быть только продольно-поперечный.

Под действием сравнительно небольшой сжимающей на­грузки, называемой критической нагрузкой первого порядка С?кр1, низ колонны теряет устойчивость и изгибается с обра­зованием так называемой полуволны сжатия. Потерей устой­чивости называется явление, когда система, выведенная из состояния равновесия, не возвращается в исходное состояние под действием лишь сил упругости.




В условиях скважины изгиб происходит в стесненных ус­ловиях, т.е. он будет происходить до тех пор, пока образо­вавшаяся полуволна не коснется в некоторой точке (точка 1, рис. 6.19) стенки скважины. Соответствующая этой Okdi дли­на сжатой части колонны называется критической длиной первого порядка /кр1. Точные значения /кр1 и QKpl для стерж­ней ограниченной длины, теряющих устойчивость под дейст­вием своего веса, получены Н.А. Динником:
                                                                                                                   (6.17)

где EI
— осевая жесткость труб; / — осевой момент инерции сечения,





DB
— внутренний диаметр труб; X
— безразмерный коэффи­циент, зависящий от условий на концах; при шарнирном за­креплении обоих концов X
= 2,65; если верхний конец заде­лан, а нижний закреплен шарнирно, X
=
3,09; для верхнего шарнирного и нижнего заделанного концов X
3,74; если оба конца заделаны, X
= 4,19.


На рис. 6.19 ось ординат выражена в относительных еди­ницах длины,






Рис. 19. Продольно-поперечный изгиб ниж­ней части бурильной колонны в стволе сква­жины

Физический смысл этой безраз­мерной величины заключается в том, что любые гибкие тела, имеющие одинаковую относительную длину, будут эквивалентны по продольной устойчивости. По аналогии с этим можно ввести понятие от­носительной   осевой   силы   00ТН    =

= y£-/-g2/03 с тем же физиче­ским смыслом: гибкие тела, нагру­женные одинаковой относительной осевой силой, эквивалентны по про­дольной устойчивости.

Приведенные значения X
спра­ведливы для отдельно взятого стержня, когда над ним растянутого участка нет, а верхний конец его не смещен от первоначальной оси. По­этому X
= 2,65 соответствует вели­чине /кр1 для свечи, установленной на буровой, для которой Кр = 1, а зе­нитный угол очень мал.

В скважине над сжатым участком обычно    имеется    растянутая    часть

колонны /р, которая смещает верхний конец полуволны от оси скважины (линии / и II
на рис. 6.19). На изогнутом участ­ке имеются и сжатая, и растянутая части. По данным А. Лу-бинского в зависимости от величины /р, при нижнем шар­нирном и верхнем защемленном (без возможности поворота в точке крепления) концах X
может изменяться от 1,94 до 3,09 и при /отн > 6,9 можно принять X
= 1,94.

В действительности лишь в первом приближении можно считать верхний конец сжатого участка защемленным, а ниж­ний — шарнирно опертым. Более правильно закрепление и верхнего, и нижнего концов считать несовершенной задел­кой. В практических расчетах можно принять X
= 2.

Одна из концепций дальнейшего поведения изогнутого низа колонны представляется следующим образом. При даль­нейшем увеличении нагрузки форма оси полуволны меняется, точка контакта ее со стенкой скважины смещается ниже. Когда осевая нагрузка достигнет значения, называемого кри­тической нагрузкой второго порядка QKD
2(
Qotk
= 4,22), вер­шина второй полуволны коснется противоположной стенки скважины. Значение этой нагрузки в натурных (размерных) единицах можно найти по формуле
(18) При дальнейшем увеличении сжимающей нагрузки полу­волна продолжает касаться стенки скважины, точка касания превращается в линию, длина которой увеличивается. Когда она станет достаточно большой, может произойти потеря ус­тойчивости, и вместо одной полуволны образуются три. Это произойдет при достижении критической нагрузки 3-го по­рядка, равной





(19)


При дальнейшем увеличении нагрузки такие же процессы будут продолжаться с вновь образующимися полуволнами при все возрастающих критических нагрузках.

 Интересен теоретически установленный и эксперимен­тально подтвержденный факт, что уже при осевых нагрузках порядка (3 — 4) Ооти обычно теряется плоская форма изгиба, и колонна изгибается по винтовой спирали, направление кото­рой может быть как правое, так и левое. Спиральный изгиб здесь обусловлен исключительно лишь несовершенством ко­лонны (начальная кривизна и разностенность труб, несоос­ность резьбовых соединений, эксцентричность замков, пере­водников и т.д.) и трансформацией из-за этого части изги­бающего момента в крутящий. В действительности в процес­се бурения на колонну всегда действует крутящий момент, обусловленный работой долота. При роторном бурении (так­же в способе с комбинированным верхним приводом) бу­рильная колонна постоянно, а при бурении с забойными дви­гателями эпизодически вращается, что вызывает появление центробежных сил, дополнительно изгибающих колонну труб. Колонна может потерять устойчивость и в растянутой части. Следовательно, рассмотренная выше картина изгиба справедлива лишь для некоторых отдельных операций, свя­занных с бурением (например, пакеровка затрубного про­странства с упором о забой, расхаживание прихваченной ко­лонны без отбивки ротором и др.).

Если к колонне приложен крутящий момент М, то уже при нагрузке GA
>
0KPi он будет стремиться придать изог­нутому участку форму винтовой спирали, направление кото­рой противоположно направлению М. Это явление получи­ло название спирального продольного изгиба, применительно к которому порядок изгиба не различают. Шаг спирали умень­шается с увеличением сжимающей нагрузки, т.е. в направле­нии сверху вниз. Считается, что контакт витков со стенкой скважины происходит в основном через замки и муфты.

Поведение колонны труб изучалось также эксперимен­тально П.В. Балицким, Р.И. Щищенко и др. Согласно данным Р.И. Щищенко: «при вращении колонны в стесненных усло­виях неустойчивость вращения выражена сильнее»; ...«на на­клонных участках число полуволн по сравнению с вращением вокруг вертикальной оси уменьшилось»; ...«вероятно образо­вание винтовой спирали и в растянутой части. Каждый виток спирали формируется из двух смежных стесненных полу­волн. Вероятность образования спирали возрастает с увели­чением крутящего момента».

Растянутая колонна может изгибаться с образованием винтовой спирали только под действием центробежных сил, обусловленных ее вращением (не считая возможный изгиб по винтовой спирали вследствие начального несовершенства ко­лонны). Теоретически возможен изгиб невращающейся ко­лонны по винтовой спирали и под действием только крутяще­го момента. Однако величина этого момента примерно на по­рядок выше по сравнению с крутящим моментом на долоте. Поэтому в отсутствии вращения спиральный изгиб возможен только при наличии сжимающей нагрузки.

Последствия изгиба низа колонны всегда отрицательны. Самый нижний участок колонны задает направление стволу скважины. Поэтому если бурить при искривленном низе, ствол скважины будет непрерывно менять свое направление. Это свойство искривленного низа, успешно используемое в направленном бурении, является серьезной помехой при проводке вертикальных или прямолинейных участков на­клонных скважин.




Продольно-поперечный изгиб колонны обусловливает на­пряжения апр, которые можно найти по формуле

(6.20)

где г — стрела прогиба труб; /пр — длина полуволны.




Длина стесненной полуволны (или полувитка), вращаю­щейся с угловой частотой со вокруг оси скважины на участке с зенитным углом а, может быть приближенно найдена по формуле [6]

(6.21)

где F
осевая сила; здесь и далее верхний знак перед F
бе­рется для растягивающей, а нижний — для сжимающей силы; т — приведенная масса 1 м труб; ЕI
жесткость труб; Кф — коэффициент формы изгиба, равный 1 при спиральном изгибе (с образованием полувитков) и 2/я — при плоском изгибе (с образованием полуволн); а = Крд/{Кф-т); г — полу­разность диаметров скважины и труб (замков); д — ускоре­ние свободного падения.

Знак перед внутренним корнем в (6.21) берется из условия существования решения. Формула (6.21) является наиболее общей. Из нее, полагая а = 0 и Кф = 2/я, можно получить (после раскрытия неопределенности) известную формулу Г.М. Саркисова для определения длины вращающейся (во­круг оси скважины) полуволны в вертикальной скважине. В случае, если колонна вращается вокруг собственной оси, то центробежные силы отсутствуют. Длину /ст для этого случая можно найти, полагая в (6.21) со = 0. Она же будет равна /ст для невращающейся колонны.

Из (6.21) также следует, что невращающаяся растянутая колонна в вертикальном стволе будет сохранять прямолиней­ную форму равновесия (4р = оо). Если участок невращаю­щейся (или вращающейся вокруг своей оси) колонны распо­ложен в искривленном интервале, то он будет повторять конфигурацию профиля скважины в данном интервале. Из (6.21) можно найти величину предельного зенитного угла апр, при превышении которого спиральный изгиб труб невозможен






                                                                                                                                                        (6.22)

Из этой формулы видно, что если сжатый низ колонны, рас­положенный на искривленном участке, не вращается или вращается вокруг собственной оси (при этом следует поло­жить со = 0), то изгиб его с образованием винтовой спирали возможен лишь при наличии сжимающей силы (при знаке плюс перед дробью). Если сжимающей силы недостаточно для прихода полувитка в контакт с верхней стенкой скважины, то он опрокидывается на нижнюю стенку. Но поскольку прямолинейная форма равновесия также невозможна, то по­луволна занимает положение, безразличное к зенитному углу, Это — плоский изгиб, называемый изгибом «змейкой». С увеличением зенитного угла увеличивается и потребная вели­чина сжимающей силы для изгиба бурильной колонны по спирали.

Напряжения продольного изгиба вращающейся колонны так же, как и поперечного изгиба, могут быть постоянными и знакопеременными и зависят от характера вращения труб. Все вышесказанное для поперечного изгиба остается спра­ведливым и для продольно-поперечного изгиба.

При нормальном состоянии ствола скважины радиальный зазор обычно невелик. Но если изогнутый участок располо­жен против каверны, то колонна, не встретив ограничиваю­щего сопротивления стенки, получит большое радиальное смещение. Стрела прогиба и напряжения изгиба при этом могут возрасти во много раз. При этом может произойти раскрытие упорных торцов замковых деталей и нарушение герметичности колонны, расстройство резьбовых соединений. Возрастут сила прижатия труб к стенке скважины и затраты мощности на вращение, ускорится износ труб и т.д. Поэтому всегда в нижней части бурильной колонны устанавливают УБТ, имеющие в сравнении с обычными трубами кратно большую жесткость, ограничивают стрелу прогиба труб уста­новкой опорно-центрирующих элементов достаточной длины (для перекрытия каверн по высоте) . и величину осевой на­грузки на трубы.

Имеются некоторые особенности в поперечном и про­дольно-поперечном изгибе и устойчивости бурильной колон­ны при бурении с плавучих средств, которые связаны с гори­зонтальным и вертикальным смещением судна при бортовой и килевой качке от волнового напора и течений. Горизон­тальные смещения судна вызывают поперечный изгиб, а вер­тикальные смещения — продольно-поперечный изгиб из-за возникновения изгибающего момента от распределенных по длине колонны сил при отклонении ее от вертикали. Изги­бающий момент от смещений достигает наибольшего значе­ния у дна моря, а от качки — у бурового судна. Поэтому в целях снижения напряжений на судне и на дне устанавлива­ют специальные трубы (водоотделяющие колонны — райзе-ры), допускающие в этих местах угловые перемещения.


7.4. КРУТЯЩИЙ МОМЕНТ

И КАСАТЕЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Крутящий момент и касательные напряжения в колонне обусловлены реактивным моментом забойного дви­гателя или при вращении колонны ротором. По длине колон­ны они распределены неравномерно. И величина, и характер распределения их по длине колонны при бурении с забойны­ми двигателями и роторным способом существенно различны. Приблизительное распределение крутящего момента по дли­не колонны, составленной лишь из обычных труб и УБТ (т.е. для роторного бурения), показано на рис. 6.17, IV
.
Из эпюры видно, что наибольший крутящий момент имеет место на устье скважины, наименьший — на забое. Последний равен моменту на долоте МА. Определение Мд при роторном буре­нии рассмотрено в разделе 6.8.2. Крутящий момент на устье Мкр равен сумме Мд и М^,, где Мц, — крутящий момент на вращение колонны (потери момента на трение). От забоя к устью вертикальной скважины крутящий момент вдоль одно­размерной (диметры и толщина стенки труб неизменны) ко­лонны увеличивается в первом приближении по линейному закону. Для многоразмерной колонны эта зависимость будет кусочно-линейная: для каждой ступени она будет линейная, но линии в точках перехода между ступенями будут иметь разные углы наклона к оси моментов, что хорошо видно из рис. 6.17, IV
.
Однако отмеченное справедливо в большей мере для растянутой части колонны. Для сжатой части колонны линейная зависимость может нарушиться из-за рассмотрен­ных выше явлений продольно-поперечного изгиба, при кото­ром силы прижатия и, следовательно, силы трения изменяют­ся по более сложному закону. В наклонных скважинах нару­шение линейного закона может наблюдаться и для растяну­той части колонны из-за поперечного изгиба на участках ис­кривлений. Однако имеются экспериментальные данные, подтверждающие линейный закон даже в наклонных сква­жинах со значительными зенитными углами. Так, B.C. Федо­ров предложил следующую эмпирическую зависимость для определения М™ (Н-м):



(6.23)

где с — эмпирический коэффициент; рж — плотность жидко­сти; I — длина бурильной колонны, м; Д, наружный диа­метр труб, м; л — круговая частота вращения колонны, об/мин.

По мнению B.C. Федорова формула (6.23) справедлива для необсаженной скважины, неутяжеленного раствора, частоты вращения п < 250 об/мин, труб без предохранительных колец, а < 35° и не учитывает особенностей профиля скважины. Значения с в зависимости от зенитного угла а, выраженного в градусах, можно найти по эмпирической формуле

с = 1,868-Ю-2 + 2,071-Ю-3 а - 6,041-Ю-5 а2 + 7,800-Ю-7 а3,   (6.24)

которые описывают замеренные значения М^ с погрешно­стью до 1,5 %.

Формулой (6.23) можно пользоваться при приближенных (оценочных) расчетах и для вертикальных, и для наклонных скважин.


Предложена и другая эмпирическая зависимость для опре­деления крутящего момента:

(6.25)



где Dc
— диаметр скважины.

Еще менее определен закон распределения крутящего (ре­активного) момента при бурении с забойными двигателями. Однако характер изменения его известен хорошо: наиболь­ший момент имеет место у долота (точнее — на корпусе за­бойного двигателя), а наименьший — где-то между забойным двигателем и устьем скважины (включая последнее). Здесь возможны два случая, которые определяются соотношением Мф и момента на долоте Мд и приведены на рис. 6.17, Л/а и Л/б.

1. Mw
<
MA
.
Реактивный момент достигает устья и при от­крытом (незастопоренном) роторе вызывает его левое вра­щение. Обычно это имеет место при малой текущей глубине бурения (до 500—1000 м), в вертикальных скважинах, при бурении с забойными двигателями, развивающими большой крутящий момент. Распределение момента в растянутой час­ти будет близко к линейному (с оговорками, относящимися к распределению момента при роторном бурении). Распределе­ние его в сжатой части, как и в роторном бурении, в значи­тельной мере неопределенное.

Мф > Мд. Реактивный момент не достигает устья и га­сится где-то в точке Нм =0. Если точка Нм =0 будет распо­ложена в растянутой части колонны, то распределение мо­мента между ней и н.с. (условно нейтральным сечением) будет приблизительно линейное, а в сжатой части  — как и в предыдущем случае.

Крутящий момент Мкр вызывает касательные напряжения х, которые определяются по формуле



(6.26)

где Wn
полярный момент сопротивления сечения, который определяется по формуле



(6.27)


7.5. ДИНАМИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

Все виды нагрузок, действующих на буриль­ную колонну, до сих пор рассматривались в статической по­становке. В действительности же и процесс механического бурения, и все сопутствующие ему технологические процес­сы по своей природе являются динамическими. Это означает, что любая из нагрузок имеет, помимо статической, и динами­ческую составляющую. Несмотря на то, что их средние зна­чения обычно составляют лишь небольшую часть от статиче­ской, в ряде случаев они могут играть решающую роль.

Наиболее трудно поддающимися расчету нагрузками, зна­чительно влияющими на прочность и долговечность всех эле­ментов бурильной колонны, включая забойный двигатель (ЗД) и долото, являются осевые и моментные динамические на­грузки, порождаемые большим многообразием причин. Ди­намические нагрузки на нижнюю часть колонны обусловле­ны главным образом непосредственным динамическим взаи­модействием долота с забоем. Удаленные участки ее испыты­вают динамические нагрузки, обусловленные колебательными процессами, возникающими и распространяющимися от до­лота, ЗД.

Большое многообразие причин порождает одновременно продольные, крутильные, поперечные колебания и в ряде случаев — автоколебания различных частот и амплитуд.

Низкочастотные продольные колебания большой амплиту­ды (до 5—10 мм) возникают из-за ухабистости забоя, колеба­ний давления жидкости, разновысокости шарошек, а высоко­частотные колебания малой амплитуды (0,1 — 2 мм) из-за хрупкого разрушения забоя, при перекатывании шарошек долота, работе ЗД. Возникшие продольные колебания вызы­вают изменение осевой нагрузки на долото и связанного с ней крутящего момента, что вызывает крутильные колебания.

   Последние возникают также из-за переменного сопротивле­ния вращению долота, подклиниваний опор шарошек, закли­ниваний долота, биения шарошек. Неравномерная нагруженность шарошек, их венцов и зубьев приводит к появлению поперечных сил. Возникает косой удар, вызывающий попе­речные колебания. Последние возникают также из-за дина­мической неуравновешенности вращающихся масс элементов колонны. Переменный момент сопротивления обусловливает неравномерное вращение колонны и вала ЗД. При нелиней­ном (зависящем от частоты вращения, контактного давления) коэффициенте трения труб о стенки скважины в опорах ЗД это приводит к возникновению крутильных автоколеба­ний. Дополнительным источником колебаний колонны при бу­рении с плавучих средств являются вертикальные перемеще­ния, бортовая и килевая качка судна, вызывающие соответст­венно продольные и поперечные колебания.

На частотный спектр колебаний сильно влияют способ бу­рения, характеристика ЗД с его автономной колебательной системой, тип опор, частота вращения долота. При совпаде­нии или близких значениях собственных частот колонны и частот возмущений могут возникать резонансные явления. Если при роторном способе резонанс может возникать лишь на низких частотах и он обусловлен, главным образом, пара­метрами самой колонны, то при бурении с ЗД он может воз­никать и на низких, и на высоких частотах. Любое изменение режимных параметров (осевой нагрузки, расхода жидкости) и свойств пород при бурении с гидравлическими забойными двигателями (ГЗД) немедленно вызывает изменение частотно­го спектра возмущений, а следовательно, и реакцию колонны на возмущение. Отсюда, в частности, вытекает достаточно эффективный способ борьбы с резонансными явлениями пу­тем простого изменения параметров режима бурения.

Роль колебательных процессов в бурении неоднозначна. С одной стороны, упорядоченные колебания, повышая дина­мичность работы долота, интенсифицируют процесс разру­шения пород и способствуют повышению механической ско­рости бурения. На этом основаны ударно-вращательный спо­соб бурения, использование различного рода устройств в ви­де маховиков, волноводов, резонаторов, динамических регу­ляторов и т.д. Неупорядоченные, спонтанные колебания иг­рают отрицательную роль. Они приводят к неравномерному разрушению забоя, образованию на нем ухабов, отскокам долота с последующим ударом о забой. При ударе резко увеличиваются осевая нагрузка и крутящий момент на долото, забойный двигатель, трубы, что может привести их к полом­ке. Колебания приводят также к расшатыванию узлов и дета­лей забойного двигателя, долота, развивают усталостные яв­ления, .особенно в резьбах — концентраторах напряжений, и в конечном счете приводят к преждевременному износу и выходу их из строя. Поэтому в компоновку низа колонны ре­комендуется включать различные амортизирующие устройст­ва, способные существенно снижать пиковые значения этих нагрузок.

Динамические нагрузки на колонну возникают также при СПО, запуске буровых насосов, ликвидации аварий, особенно с использованием ударных механизмов, взрывов, создании гидравлических импульсов и т.д. Динамические нагрузки, возникающие при подъеме бурильной колонны, обычно неве­лики и не представляют опасности для прочности бурильной колонны из-за ограниченности мощности грузоподъемного оборудования (ГПО). Поэтому ускорения а, следовательно, и инерционные нагрузки F„ при большом весе колонны огра­ничены этой мощностью, а при малом весе колонны — ее массой и инерционностью передаточных механизмов ГПО.




Несколько иначе обстоит дело при спуске колонны, когда а и F„ могут достигать значительных величин при неудачном выборе режима торможения колонны. Основным условием предупреждения больших FB
при спуске является ограниче­ние максимальной скорости спуска перед торможением voc и правильный выбор пути торможения /т. При постоянном тор­мозном усилии на барабане лебедки а можно принять посто­янным (что допустимо). Тогда
          (6.28)

Из этой формулы видно, что с увеличением скорости спуска и уменьшением пути торможения ускорение и инер­ционные силы резко возрастают. Особенно опасна наблю­дающаяся иногда на практике ударная посадка колонны на элеватор или клиновые захваты. При захвате труб клиньями даже при безударной посадке в трубах возникают сложные сминающие напряжения, обусловленные радиальными и ок­ружными нормальными напряжениями. При роторном буре­нии могут возникать значительные инерционные моментные нагрузки, обусловленные крутильным ударом при заклинива­ниях долота. При запуске буровых насосов возможны гидравлические удары в нагнетательной линии при быстром за­крытии пусковых задвижек.

Таким образом, бурильная колонна подвергается разно­образным по характеру и величине динамическим нагруз­кам.



7.6. ВЛИЯНИЕ СРЕДЫ НА РАБОТУ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

В условиях скважины бурильная колонна находится в среде абразивных и коррозионно-активных гор­ных пород и промывочной жидкости, что обусловливает абразивный, эрозионный и коррозионный износ ее элемен­тов.

Об абразивном изнашивании наружной поверхности бу­рильной колонны и ее элементов было уже сказано. Интен­сивность абразивного изнашивания возрастает с увеличением прижимающей силы и коэффициента сопротивления движе­нию. Следовательно, при прочих равных условиях с увеличе­нием веса бурильной колонны, глубины скважины, усложне­нием профиля скважины, абразивности горных пород она будет увеличиваться. С ростом глубины бурения износ уси­ливается как из-за увеличения веса колонны, так и объема СПО. Если при бурении с забойными двигателями колонна изнашивается главным образом при СПО, то при роторном бурении при глубинах до 2500 — 3000 м трубы изнашиваются в основном в процессе механического бурения, а при боль­ших глубинах — преимущественно при СПО. Абсолютная величина износа пропорциональна второй — третьей (а ино­гда и четвертой) степени глубины бурения.

Практика бурения показывает, что наибольшему износу при СПО подвержены наружные поверхности замков, муфт и др. При трении о твердые и абразивные породы на поверх­ности труб, особенно у замков, часто образуются глубокие борозды, надрезы, риски. Аналогичные повреждения на по­верхности замков образуются от сухарей буровых ключей, которые могут являться центрами коррозии.

При недостаточной герметичности резьбовых соединений через них возможны утечки жидкости, которые могут явить­ся причиной эрозионного износа колонны. Вероятность уте­чек возрастает с увеличением перепада давления в трубах и за ними, т.е. в верхней части колонны. Однако герметичность может нарушиться и при раскрытии резьбовых соединений из-за продольного или поперечного изгиба,  на участках каверн в нижней сжатой части. Утечки абразивной жидкости, вначале незначительные, за короткое время могут перейти в мощную струю и привести к размыву резьбового соединения, а иногда образовать промоину в теле трубы — при наличии в нем трещины.

Эрозионный износ колонны в большей мере характерен бурению с ГЗД.

Нарушение целостности поверхности труб ускоряет и процесс их коррозионно-усталостного изнашивания, обуслов­ливаемого присутствием в промывочной жидкости атомарно­го кислорода, водорода, двуокиси углерода, сероводорода, растворенных солей и кислот, которые могут поступать в промывочную жидкость либо вместе с пластовой жидкостью, газами, шламом, либо образуются в результате химических реакций.

Водородное охрупчивание и сульфидное растрескивание в ряде случаев являются самым опасным видом коррозии. Ато­марный водород, являющийся продуктом большинства корро­зионных реакций, может длительное время сохраняться в присутствии сульфида, поступающего, например, с пластовой водой. Проникая в структуру металла, при достижении кри­тической концентрации он может вызвать внезапное хрупкое разрушение в местах концентрации напряжений, источником которых являются резьбовые соединения. Интенсивность во­дородного охрупчивания сталей повышается с ростом кон­центрации атомарного водорода, прочности сталей, величины напряжений, продолжительности их действия, температуры и т.д. Наличие окалины, мелких трещин, механических надре­зов, неоднородность химического состава и микроструктуры металла и других дефектов, концентрация напряжений также усиливают коррозию.

Все перечисленные виды износа в сочетании с ударными и вибрационными осевыми и моментными нагрузками могут постепенно привести к снижению прочности и герметично­сти, а иногда и к полному выходу из строя (поломке, промыву и др.) первоначально прочных и герметичных труб.


8. КОМПОНОВКА И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

8.1. ПРИНЦИПЫ ВЫБОРА КОМПОНОВКИ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

С учетом способа, условий и опыта бурения (на данной площади, соседних площадях или в аналогичных геологических условиях) вначале выбирается предваритель­ная компоновка бурильной колонны, которая затем уточняет­ся по результатам расчета.

Бурильная колонна может быть составлена из труб одного диаметра, толщины стенки и материала, но может быть ском­бинирована из различных комплектов труб, отличающихся по диаметру, толщине стенки и материалу. При роторном бу­рении бурильную колонну составляют только из стальных труб (так как ЛБТ неудовлетворительно работают в условиях повышенной динамичности, при больших крутящих момен­тах).

При бурении с забойными двигателями колонна также может быть составлена только из стальных труб. Но чаще применяют комбинированную колонну: из ЛБТ в верхней части и из стальных труб — в нижней. Длину стальных труб определяют расчетным путем.

Наиболее прочные (по материалу, толщине стенки, точно­сти изготовления) герметичные трубы класса 1 следует ис­пользовать в глубоком (и сверхглубоком) бурении со слож­ными геологическими условиями, либо когда условия бурения неизвестны или малоизвестны, но ожидаются сложными по прогнозным данным. Такие условия чаще встречаются при бурении опорных, параметрических и поисковых скважин. При роторном бурении наибольшее внимание обращается на прочность, а при бурении с ГЗД — на герметичность и гид­равлические характеристики труб. Иногда наиболее прочные и герметичные трубы бывает целесообразно использовать только на наиболее нагруженных участках колонны.

Трубы из менее прочных материалов, с меньшей толщи­ной стенки, класса 2, а также частично класса 3 могут отра­батываться в сравнительно легких условиях: в эксплуатаци­онном бурении на глубину до 2000 — 2500 м в неосложненных условиях. Наименее прочные трубы класса 3 применяются обычно при эксплуатационном бурении в неосложненных условиях на глубину 1500 — 2000 м в зависимости от их фак­тического состояния.


Таблица  .14 Рекомендуемые соотношения диаметров долот и бурильных труб



                                      Диаметр, мм

долота

УБТ

СБТ

ЛБТ

120,6

139,7; 145

151

165,1

190,5

215,9

244,5

269,9 295,3; 320

349,2 393,7и                  более



95/89

114; 121/108

121; 133/108; 114

133; 145,6/121

159/146

178/159

203/178

219; 229/203

229; 245; 254/219;

229 245; 254/229; 245 273; 299/254; 273



60,3/73

73; 89

89

101,6

114; 127

127; 140

146; 168

146; 168

168

168 168

60,3/73 73; 89

90 103; 108 114; 129 129; 147 147; 170

170

170

170 170



               В числителе- для нормальных условий, в знаменателе- для осложненных условий бурения.

Размеры бурильных труб рекомендуется выбирать соглас­но табл. 6.14.

Если £>! < 0,75D
0
,
где D
\
и D
0
соответственно наружный диаметр СБТ и УБТ, то следует принимать ступенчатый утя­желенный низ. При этом также должны выполняться условия Dx
> 0,75
D
0
в и
D
0
b
>
0,75D0 н, где D0 „ и D0 н диаметр УБТ в верхней и нижней секциях соответственно. Найденные зна­чения диаметров округляются до ближайших стандартных размеров, приведенных в табл. 6.14. При существующих со­отношениях диаметров СБТ и УБТ утяжеленный низ нередко получается двухступенчатым. В этом случае длину верхней ступени достаточно взять равной длине одной свечи или од­ной трубы. При роторном бурении следует использовать УБТС.




Длину утяжеленного низа L0 определяют из условия, чтобы вся нагрузка на долото GA создавалась весом УБТ и их верх­няя часть находилась в растянутом состоянии:
(29)где К3 — коэффициент запаса по нагрузке, который реко­мендуется брать равным 1,33 [2]; Ка — коэффициент, учиты­вающий зенитный угол и трение труб о стенки скважины,



(30)

а — средний зенитный угол в интервале расположения УБТ;

fвр — коэффициент трения при вращении, который можно принять равным 0,8/; / — коэффициент трения при осевом перемещении; q
0
расчетный вес (в воздухе) единицы дли­ны УБТ. Коэффициент Кр определяется по (6.1).

Найденная по (6.29) длина корректируется с таким расче­том, чтобы получилось целое число УБТ. Округление длины в меньшую сторону допустимо до 5 % от суммарной длины УБТ. Если из расчетного количества УБТ нельзя составить целое число свечей, то длина самой верхней свечи доводится до номинальной (24 — 25 м) добавлением СБТ.


Если на разных участках ствола скважины GA и а разные, то при расчете берется та пара их значений, которая дает большее значение 10. Если большое значение 10 вызвано большим зенитным углом а, то следует подумать над возмож­ностью размещения УБТ на участке скважины с малым а (или на вертикальном) на ближайшем расстоянии от долота. Значение этого вопроса возрастает в связи с увеличением в последние годы числа скважин с горизонтальными оконча­ниями. В этом случае бурильные трубы на участке между УБТ и долотом будут работать в тяжелых условиях. Поэтому в этом интервале необходимо предусмотреть установку необ­ходимого числа опорно-центрирующих элементов соответст­вующего типоразмера в расчетных точках с тем, чтобы све­сти к минимуму стрелу прогиба труб. В последующем необ­ходимо следить за тем, чтобы УБТ все время оставались в расчетном интервале, регулируя это положение УБТ при СПО.

Очень важным при составлении компоновки колонны яв­ляется выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Под КНБК понимается участок низа колонны, расположен­ный непосредственно над долотом и оснащенный такими элементами и устройствами, которые позволяют направлять ствол скважины по проектному профилю и создавать необхо­димую нагрузку на долото, обеспечивать получение качест­венного, без резких изгибов и уступов, ствола скважины, свободное прохождение наиболее жесткого элемента колон­ны — ЗД и что особенно важно, — беспрепятственный спуск обсадной колонны в скважину. В состав КНБК с этой целью включают УБТ нескольких размеров по диаметру и длине, несколько центраторов, располагаемых на расчетных рас­стояниях, а при необходимости — отклоняющие устройства, калибраторы, стабилизаторы и др. Диаметр УБТ, входящий в состав КНБК, выбирается из условия, чтобы их жесткость была не меньше жесткости обсадной колонны, т.е. E
-
J
0
>
E
-
JOK
.


При бурении с ЗД последний является составным элементом КНБК.

Если бурильная колонна одноступенчатая (не считая УБТ), то длина ее определяется как разность протяженности ствола скважины (длины по стволу) и длины КНБК.




При бурении с забойными двигателями бурильные трубы работают в менее тяжелых условиях. Это позволяет часть на­грузки на долото создавать весом СБТ. Диаметры УБТ выби­раются как и при роторном бурении, а длина их определяется по формуле

(31) где К3коэффициент запаса по нагрузке, принимается рав­ным 1,2; К7 — коэффициент (сохранения устойчивости труб), обычно принимается равным 0,9; Окр3 — критическая нагруз­ка 3-го порядка для бурильных труб; вычисляется по (6.19); д — ускорение свободного падения; Мзд — масса забойного двигателя.

Длина колонны из ЛБТ определяется как разность длины ствола скважины за вычетом длины колонны СБТ и КНБК (вместе с ЗД).



8.2. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

При проверочных расчетах определяют ре­зультирующие напряжения арез в опасных (наиболее нагру­женных) сечениях бурильной колонны, которые сопоставля­ют с допускаемым [а]. Основное условие прочности записы­вается в виде



(32)




Результирующее напряжение вычисляется по формуле

(33)

где ан — сумма всех нормальных напряжений, направленных вдоль оси труб и действующих в проверяемом сечении; т — касательные напряжения.

В сумму стн входят растягивающие напряжения, обуслов­ленные собственным весом труб в среде жидкости с учетом сил трения и гидравлической нагрузкой на трубы. Если проверяемое сечение подвергается изгибу, то в сумму <тн входят и напряжения изгиба.

Допускаемые напряжения определяются делением предела текучести материала труб от на нормативный коэффициент запаса зп]

(34)



Наибольшие растягивающие напряжения в колонне воз­никают при подъеме ее с промывкой и вращением. Их ме­стоположение зависит от профиля скважины и компоновки колонны. При одноразмерной колонне растягивающие на­пряжения ар всегда максимальны в первой сверху трубе. При многоразмерной колонне со ступенчатым уменьшением диа­метра (или толщины стенки) сверху вниз они могут иметь место также в верхнем сечении любой из ступеней.

Расчеты производят, соблюдая последовательность. Поме­щают бурильную колонну в скважину и выделяют характер­ные точки — точки перехода с одного участка профиля к другому и с одного участка компоновки колонны к другому. В результате участки между двумя соседними точками будут характеризоваться одинаковыми диаметром и толщиной стенки труб и материалом, одинаковыми радиусами искрив­ления. Далее, двигаясь снизу вверх, вычисляют осевые уси­лия в начале каждого характерного участка FH при известных значениях его в конце FK. Вычисления производят по одной из формул (6.11), (6.13) или (6.14) в зависимости от типа уча­стка. Первой характерной точкой является точка перехода от УБТ к СБТ. Осевое усилие от КНБК (включающее забойный двигатель — при бурении с забойными двигателями) при­нимают как сосредоточенную силу и прикладывают к первой характерной точке. Его величину вычисляют по формуле

(35)



где Кр вычисляется по (6.1); Ка — по (6.12) при верхнем знаке и значении а, соответствующем середине утяжеленного низа; д0 — вес 1 м УБТ (в воздухе); 10 — длина утяжеленного низа; Мзд — масса забойного двигателя (при роторном бурении равна нулю); д — ускорение свободного падения.

Самым последним вычисляется осевое усилие на устье FHl, а предпоследним будет осевое усилие FKl
.
Далее вычисляются растягивающие напряжения от действия собственного веса колонны с учетом сил трения и облегчения ее в жидкости и гидравлической нагрузки на трубы:




на устье

(36)

в точке зарезки наклонного ствола



(37)

Здесь S
— площадь сечения труб по телу.

Гидравлическая нагрузка определяется по формуле



(38)

где So — площадь проходного сечения труб; Лр — перепад давления в бурильной колонне.

Упрощенно принимают: при роторном бурении Ар — сум­ма потерь давления в УБТ и долоте, а при бурении с забой­ными двигателями Ар — сумма потерь давления в УБТ, за­бойном двигателе и долоте.

Определяются напряжения поперечного изгиба ап по (6.16) в точке зарезки наклонного участка. Далее вычисляются сум­марные растягивающие (нормальные) напряжения:

на устье



(39)

в точке зарезки наклонного ствола



(40)

При многоразмерной колонне определяются нормальные напряжения в других наиболее нагруженных сечениях, и за расчетное напряжение принимается наибольшее из них.

Касательные напряжения вычисляются по (6.26). При бу­рении с забойными двигателями определяется лишь крутя­щий момент Мгр на вращение колонны (при ненагруженном долоте). Весьма приближенно его можно найти по (23) или (25).




Для вертикальной скважины М^ может быть оценен по формуле

(41)

где GBH — полный вес бурильной колонны; Ц — наружный диаметр ;-го участка бурильной колонны (элементов компо­новки колонны — труб, УБТ, забойного двигателя) длиной /,;

к — число участков колонны определенного диаметра; I — длина всей бурильной колонны.

Формула (41) записана для максимально-возможного (для «вертикальной» скважины) зенитного угла, равного 3°.

Для наклонно направленной скважины любого профиля, в том числе когда зенитный угол больше 35°, крутящий момент Мтр можно приближенно вычислить с помощью формул (6.11), (6.13) и (6.14). Если в этих формулах положить / = 0, то полученные выражения будут представлять собой веса соот­ветствующих участков колонны G,. Вычтя из осевых усилий при подъеме значения G,, получим силы трения при движе­нии этих участков. Если теперь эти разности умножить на радиус вращения (бурильных труб), то получим моменты тре­ния на вращение этих участков труб. И, наконец, просумми­ровав эти моменты по всем участкам, получим искомый мо­мент трения на вращение всей бурильной колонны. Здесь сделано допущение, что коэффициенты трения при осевом движении и вращении одинаковы.

Допускается также результирующее напряжение опреде­лять упрощенно по формуле



(42)

где коэффициент 1,04 учитывает касательные напряжения.

При известных касательных напряжениях вычисляются результирующие напряжения по (6.33), которые проверяются по условию (6.32). Однако более информативен фактический коэффициент запаса прочности Кзп, который показывает чис­ленное значение фактического уровня запаса прочности. Он определяется по формуле



(43)

Найденный Кзп сравнивается с нормативным зп], кото­рый принят: 1) при бурении на суше и на море со стацио­нарных оснований с забойными двигателями — 1,40; ротор­ным способом — 1,50; 2) при бурении с плавучих средств с забойными двигателями — 1,45; роторным способом — 1,55.

Если выполняется условие



(44)

то предварительная компоновка колонны для бурения с за­бойными двигателями остается без изменений. В противном случае участки колонны, не удовлетворяющие этому условию, заменяются на более прочные трубы и проверочный расчет повторяется.

Крутящий момент при роторном бурении определяется как сумма моментов на вращение долота МА и вращение бу­рильной колонны Мф

Мкр = МА + М^;                                                  (45)

МА определяется через удельный момент МУА и осевую на­грузку на долото GA

МА = МУАСА + М0;
                                               
(46)

где М0 — момент на вращение ненагруженного долота. При­ближенно



(47)

Значение £>д в (6.47) подставляется в метрах. Значения МУА (в Н-м/кН) для двух- и трехшарошечных долот выбираются: для твердых пород 4 — 5; средней твердости 5 — 8; мягких 8 — 12; для одношарошечных 15 — 20; фрезерных 22 — 28; алмазных 18 - 22; лопастных 25 - 30.

Величина МА (в Н-м) может быть приближенно найдена также по эмпирической формуле

(48)

где С — коэффициент, учитывающий прочность пород: для мягких пород он равен 7,8; средней твердости — 6,9; твер­дых — 5,5. Все единицы измерения подставляются в систе­ме СИ.

Величина М^ может быть оценена как при бурении с за­бойными двигателями. То, что вес растянутой части колонны в процессе бурения становится на величину нагрузки на до­лото меньше в сравнении с весом ее при ненагруженном до­лоте, учитывать не следует; уменьшение Мщ, в растянутой части в значительной степени компенсируется увеличением его в сжатой части колонны.

Вычисляются по (6.26) касательные напряжения и к.з.п. по ним:



(49)

где тг — предел текучести материала по касательным напря­жениям.

При роторном бурении бурильная колонна рассчитывается также на выносливость. Это связано с тем, что колонна мо­жет подвергаться переменным или знакопеременным напря­жениям,  обусловленным динамическими процессами, сопровождающими процесс бурения — с одной стороны и харак­тером вращения и изгиба труб — с другой. Однако методик расчета труб на динамические нагрузки, обусловленные ра­ботой долота, пока нет. Но есть методика расчета труб на пе­ременные и/или знакопеременные нагрузки, обусловленные поперечным и продольно-поперечным изгибом труб, при ко­торых в трубах могут возникать поперечные ст"1 и продоль­ные <т~р знакопеременные напряжения. Так как знакопере­менные напряжения могут возникать только при вращении труб вокруг их плоско- или спирально-изогнутой оси, то не­обходимо выяснить характер вращения и форму изгиба труб на различных участках ствола скважины. При этом руковод­ствуются следующими положениями:

1) на искривленных участках ствола скважины наиболее вероятно вращение труб вокруг своей плоско- или спирально-изогнутой оси;

2)    наиболее вероятный вид движения нижнего сжатого участка колонны — вращение вокруг своей плоско- или спи­рально-изогнутой оси;

3)    спиральный изгиб сжатого участка труб возможен толь­ко при зенитных углах ниже предельного а < а„р.

Растянутые трубы на участках с а < оц, могут вращаться вокруг оси скважины. В этом случае знакопеременных на­пряжений не будет, а возникнут постоянные напряжения из­гиба, значения которых определяются по (6.20). Длина стес­ненного полувитка при этом вычисляется по (6.21). При а > акр растянутые трубы могут вращаться только вокруг своей плоскоизогнутой оси, и центробежных сил при этом не будет. Напряжения могут возникать только на искривленных участках.

Определяется по (6.22) предельный зенитный угол аар. Ес­ли а > акр, то вычисляются:

для искривленных интервалов (набора или снижения зе­нитного угла) сГ1 по (6.16);

для нижнего сжатого участка труб а~р по (6.20).

При этом необходимо иметь в виду следующее. Если утя­желенный низ колонны выбран из условия создания всей на­грузки на долото GA только его весом (с запасом по нагрузке), как это предписывается существующими РД, то СБТ на стыке с УБТ должны находиться в растянутом состоянии, а напря­жения ст~р  возникнут только в УБТ. СБТ будут подвергаться

продольно-поперечному изгибу только в случае, если GA будет частично создаваться весом СБТ (ввиду недостаточной длины УБТ) и не установлено на трубах необходимого числа опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) в соответствующих точках.

Определяется к.з.п. по нормальным напряжениям:




на искривленных растянутых участках в верхнем сечении сжатого низа колонны
                          


где а-1 — предел выносливости материала труб при симмет­рчном цикле; сгр — напряжения растяжения; б = а~1в; ав — предел прочности материала труб. Вычисляется резуль­тирующий к.з.




Полученное значение Кре3 сопоставляется с допускаемым, которое принимается равным 1,5.

Если результирующий к.з.п. на каком-либо участке колон­ны оказался меньше допускаемого, то соответствующие уча­стки колонны заменяются более прочными трубами и прове­рочный расчет повторяется. По итогам расчета составляется окончательная компоновка бурильной колонны.

Определяются места размещения в бурильной колонне и число ОЦЭ. Расстояние /оп между опорами находят из зави­симости

          (53)




где /пв — длина полуволны вращающихся УБТ, она может быть найдена по (6.21); ков — коэффициент, зависящий от жесткости УБТ; для УБТ диаметром менее 159 мм принимают ков = 1,25, а для УБТ диаметром более 159 мм хоп = 1,52.

Для основной ступени УБТ расстояние /оп определяют с учетом частоты вращения [2]. Число промежуточных опор Л7оп определяется из соотношения топ — 1ПЕ/1оа. Для основной ступени УБТ число промежуточных опор должно быть не ме­нее 2.



 





8.1. ПРОВЕРОЧНЫЕ РАСЧЕТЫ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

1. В клиновых захватах

Несомненные преимущества клиновых захватов перед элеваторами — легкость управления и удобство работы — обусловили повсеместное и широкое их применение в прак­тике бурения глубоких скважин. Однако они вызывают по­вышенное напряжение в теле трубы, что может привести к смятию, особенно при большом весе колонны. Поэтому обя­зательным при расчете колонны является проверочный рас­чет трубы на сопротивляемость смятию в клиновом захвате, при котором определяется коэффициент запаса прочности на смятие Км в клиновых захватах [2]:



где <тт — предел текучести материала труб; S — площадь се­чения труб по телу; CM — коэффициент охвата трубы клинь­ями; F
0
— осевое усилие у устья; dcp — средний диаметр тру­бы; фкл и у — угол уклона клина и угол трения; / — длина плашек клина.

В общем случае С вычисляют по формуле



где ум — угол обхвата трубы плашками одного клина; яг — число клиньев.

Для всех применяемых клиновых захватов Сы > 0,7; а = = 9°27'15". Обычно принимается tg у = 0,22; tg (ср™ + у) = = 0,4. Фактический к.з.п. должен быть не ниже 1,10 для ста­лей с от < 638 МПа и 1,15 для от > 638 МПа.

2. На разрыв от внутреннего избыточного давления

Внутреннее избыточное давление в колонне рви может достигать больших величин (15 — 20 МПа и более) при глубо­ком бурении с гидравлическими забойными двигателями, восстановлении циркуляции (особенно при прихватах с поте­рей циркуляции), опрессовке пластов, выправлении профиль­ных перекрывателей и т.д.

Предельное внутреннее избыточное давление рви, при ко­тором напряжения в теле трубы достигают предела текучести материала, можно приближенно найти, решая (6.9) относи­тельно рви при аокр = [о], где [а]  — допускаемое напряжение

для материала труб, равное [а] = ат/К^, стт — предел текуче­сти материала труб; К^ — нормативный коэффициент запаса прочности труб на внутреннее давление, равный 1,15.

3. На наружное избыточное давление

Проверка производится на расчетное избыточное наруж­ное давление рии, которое ожидается при выполнении опре­деленной технологической операции, например, испытании пласта в процессе бурения пластоиспытателем, спускаемым на бурильных трубах, спуске на бурильных трубах тяжелых секций обсадных колонн с обратным клапаном и т.д. Если предстоит выполнение нескольких видов работ, то расчет ве­дется по наибольшему р„и. Основное уравнение прочности записывается в виде



где [рни]   — допускаемое избыточное наружное давление на трубы.

Рассчитывается величина ожидаемого рни по (6.10) и со­поставления с [р„и]. Величину последнего можно найти через величину критического давления по формуле Саркисова — Еременко. Значительно проще воспользоваться табулирован­ными значениями рни, которые приводятся в технических справочниках по трубам [4, 8].

9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Все трубы и соединительные элементы к ним перед вводом в эксплуатацию проходят подготовку на труб­ных базах.

6.9.1. ТРУБНЫЕ БАЗЫ, ИХ ФУНКЦИИ И ОСНАЩЕНИЕ

Современная трубная база1 является цехом заводского типа, выполняющим сложные функции и соответ­ственно оснащенным разнообразным оборудованием и сред­ствами контроля. Основными функциями трубной базы яв­ляются:

1) получение от заводов-изготовителей или снабженческих организаций новых бурильных, утяжеленных бурильных, ве-

1 В современных буровых предприятиях функции трубной базы выполня­ет структурное подразделение, именуемое ПРЦТТ — прокатно-ремонтный цех труб и турбобуров, входящее в состав базы производственного обслужи­вания.

дущих, обсадных труб и всех узлов и деталей для комплекта­ции колонн;

2)   контроль качества труб и их соединений, отбраковка и составление актов и рекламаций на трубы, поступившие с заводским дефектом;

3)   навинчивание замков на бурильные трубы, комплекта­ция и паспортизация, учет движения труб, списание изно­шенных труб;

4)   доставка труб на буровые и обратно;
5)   контроль за правильной эксплуатацией труб и других элементов колонны;

6)   составление заявок на трубы в соответствии с планом бурения;

7) ремонт и восстановление труб и их соединений, прочего инструмента и приспособлений;

8)   изготовление отдельных или небольших серий элемен­тов колонны.

Для выполнения перечисленных функций трубная база имеет в своем составе:

1.     Открытый склад труб и трубопроводов и эстакаду (или площадку) для приема, сортировки, хранения, контроля, ком­плектации и отгрузки всех типоразмеров труб, замков, тур­бобуров и другого инструмента и приспособлений, оборудо­ванный благоустроенными и удобными подъездными путями, множеством механизированных стеллажей для приема, хра­нения и выдачи бурильных, обсадных труб, УБТ, ЛБТ, замков, турбобуров, а также подъемно-транспортными средствами (ленточные конвейеры, рольганги, краны-погрузчики, мосто­вые краны, узкоколейные железнодорожные пути с тележкой и др.).

2.  Закрытое помещение (отделение) для ремонта и восста­новления труб, замков и других элементов колонны, а также для изготовления небольшого числа нестандартных элементов колонны.

9.2. ПРИЕМКА, СБОРКА И КОМПЛЕКТОВАНИЕ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Бурильные трубы поступают на трубную базу в вагонах, на крановых судах или трубовозах в зависимости от того, расположена ли база на ветке железной дороги, на берегу реки, моря или на суше. Приемка и контрольная про­верка качества бурильных труб, УБТ, ЛБТ, ведущих труб и соединительных элементов к ним производится в соответст­вии с различными ГОСТ и нормативно-техническими доку­ментами (НТД). Трубы принимают партиями, каждая из ко­торых должна состоять из труб одних и тех же марок стали (сплава), состояния материала, вида прочности, типа, диамет­ра, толщины стенки, точности изготовления и оформлена од­ним документом (сертификатом) о качестве. Приемка и пере­дача в эксплуатацию труб без сертификатов не допускается.

При контрольной проверке у каждого изделия выборочно измеряют:

1) у стальных труб сборной конструкции — длину и на­ружный диаметр, толщину стенки, наименьший внутренний диаметр высаженной части, проходимость внутреннего кана­ла (шаблонированием), овальность, разностенность и кривиз­ну, состояние наружной поверхности,  массу;

2)    у муфт — наружный диаметр и длину, диаметр цилинд­рической расточки;

3)    у труб типа ПВ — кроме показателей, перечисленных в п. 2, параллельное смещение и перекос соединительных кон­цов, состояние сварного шва;

4)    у УБТ — длину, наружный диаметр, толщину стенки, внутренний диаметр, кривизну;

5)    у ЛБТ — все те же элементы, указанные в п. 1, а также диаметр, толщину стенки и длину протекторного утолщения и переходных зон, овальность, разностенность и несоосность протекторного утолщения (для ЛБТ с протекторным утолще­нием).

Все измеренные величины должны находиться в пределах допусков, регламентированных соответствующими ГОСТ, НТД. В противном случае соответствующие элементы колон­ны бракуются (при возможности ремонтируются), что оформляется актом. Далее трубы проходят подготовку к сборке. Все бурильные трубы сборной конструкции, при­знанные годными после внешнего осмотра, инструментально­го обмера всех основных размеров и контрольной проверки резьб готовятся к свинчиванию с замками методом селектив­ной подборки. Подготовка замков к сборке включает опера­ции мойки замков с помощью моющей машины, протирку резьб керосином и определение основных сборочных разме­ров — конусности и натяга трубной резьбы. Натяг резьбы (см. рис. 6.6) определяется резьбовыми калибр-кольцами и калибр-пробками. Сущность подборки резьб по натягу за­ключается в том, чтобы суммарный натяг сопрягаемой пары ЛсП находился в установленных пределах

Аси = Ат + А3 - Апк,
                                        
(56)

где А,и Аз — соответственно натяг резьбы и трубного конца замка; Апк — натяг резьбы свинченной между собой пары калибр-кольцо и калибр-пробка.

Отличие в подборке труб с приваренными замками и УБТ заключается лишь в том, что подборка осуществляется по на­тягу замковой резьбы.

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 него — каждой трубе присваивает­ся номер, трубы маркируются. На каждый комплект заводит­ся паспорт — журнал, в который вносится вся информация о работе и движении его.

Для поддержания труб в рабочем состоянии осуществляет­ся контроль за их состоянием.

Ультразвуковая дефектоскопия новых труб производится обычно на заводах-изготовителях. Она позволяет обнаружить и определить местоположение заводских дефектов в трубах, таких как закалочные трещины, раковины, закаты, плены, неметаллические включения, усталостные трещины и другие нарушения сплошности металла. Дефектоскопия бывших в бурении труб осуществляется на участке контроля трубной базы или непосредственно над устьем скважины при подъеме или спуске колонны. Она позволяет обнаружить усталостные трещины, возникающие и развивающиеся при воздействии знакопеременных нагрузок, особенно в резьбовых соедине­ниях.

Для производства дефектоскопии применяются различные стационарные и передвижные дефектоскопические установ­ки с различной оснащенностью, в том числе комплексные, позволяющие контролировать также толщину стенки труб. Последние применяются обычно для дефектоскопии бывших в бурении труб.

Дефектоскопия труб позволяет снизить поломки и сущест­венно сократить связанные с авариями убытки.

Гидроиспытание труб производится с целью проверки их герметичности опрессовкой. При качественном креплении замков на новые трубы гидроиспытание может не произво­диться. Однако если такой уверенности нет, то трубы после навинчивания замков подвергаются гидроиспытанию. Трубы,



Рис. 6.20. Схема гидроиспытаний бурильных труб:

/ — центробежный насос; 2 — емкость; 3 — крышка; 4 — рукав низкого давления; 5 — электромагнитные ударники; 6 — стеллаж; 7 — головка; 8 — рукав высокого давления; 9, 10 — манометры; 11 — поршневой насос; 12 — линия разгрузки; 13 — водопровод; 14 — обратный клапан; 15 — канава; 16 — предохранительный клапан

находящиеся в эксплуатации, испытывают после возвраще­ния на базу после бурения каждой скважины.

Гидроиспытание на трубной базе производится на специ­ально оборудованных участках, поштучно по схеме, приве­денной на рис. 6.20. Трубу, накатанную на наклонный стел­лаж 6 оборудуют опрессовочной головкой 7 и крышкой 3 и заполняют водой с помощью центробежного насоса 1. Затем поршневым насосом 11 давление доводят до заданного, после чего электроконтактным манометром 9 насос автоматически отключается. Труба выдерживается под давлением в течение 15 — 30 с, после чего открытием вентиля давление снимается, а вода сливается. На трубы, выдержавшие испытание, нано­сится клеймо светлой краской с указанием даты испытании и испытательного давления. Трубы, не выдержавшие испыта­ний, бракуются, если течь произошла в теле, или передается на ремонт, если она оказалась в резьбе.
                      9.3. УЧЕТ РАБОТЫ, НАЧИСЛЕНИЕ ИЗНОСА
И СПИСАНИЕ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ


В процессе эксплуатации комплекта труб в паспорте — журнале регулярно отмечаются подробные све­дения о работе комплекта. Вносятся также сведения о про­филактике и ремонтах, их виде, об авариях с трубами. С це­лью учета проката труб на все комплекты труб начисляется условный износ в процентах с учетом его фактической рабо­ты в скважинах и объема проходки. По достижении условно­го износа 70 % начисление износа прекращается, и комплект труб используется до полной отработки.

Для объективной характеристики фактического состояния и работоспособности комплектов им присваивают классы. Совершенно новым комплектам присваивают 1 класс. Далее их переводят из класса в класс в зависимости от степени из­носа. Для этого определяют показатели: характер и величину износа наружной поверхности, толщину стенки труб, глубину вмятин и шеек на теле труб, остаточные сужения и расшире­ния, протяженность и глубину поперечных надрезов, точеч­ной коррозии и эрозии.

Степень износа замковых деталей оценивается по харак­теру и величине износа их наружной поверхности и износа резьбы.

Установлены нормы, при достижении которых трубы и замки из 1 класса переводятся во 2 и далее из 2 в 3. Также установлены нормы, при достижении которых трубы и замки списываются [3, 8].

9.4.  СМАЗКИ ДЛЯ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБ'

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

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

Смазочные материалы для герметизации и защиты по­верхностей трения резьбовых соединений бурильных и об­садных труб представлены в основном пластичными (конси­стентными) смазками Р-2, Р-113, Р-402, резьбол ОМ-2. Их ха­рактеристики и состав приведены в табл. 6.15 [7]. Эти смазки имеют достаточно высокие эксплуатационные характеристи­ки. Однако они имеют ряд недостатков: деградируют при из­менении рН среды и температуры, имеют недостаточно вы­сокие адгезионно-когезионные и противоизносные свойства, теряют во времени эластичность тонкого смазочного слоя, равномерно распределенного на поверхности резьбы. При температуре 80 "С и более в процессе изменения деформа­ций колонн в тонких слоях смазок возникает сеть микротре­щин, которые нарушают герметичность соединений, особен­но на участках набора и снижения зенитного угла, где нитки резьб с выпуклой и вогнутой сторон труб имеют различные зазоры, Тонкие слои смазочного материала со временем ста­новятся хрупкими и теряют свою герметизирующую способ­ность.

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

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

На поверхности резьб формируются металлополимерорга-нические   пленки,   которые   повышают  способность  смазки

Таблица  6.15

Ассортимент в область применения резьбовых смазок



Смазка .(ГОСТ, ТУ)

Область применения

Основные экс­плуатационные характеристики

Состав

Р-2

(ТУ38.101332-76| Заменитель: Р-402

Резьбовые        со­единения    обсад­ных   и   насосно-компрессорных труб нефтяных и газовых скважин

Хорошие водо- и морозостойкость. Работоспособна при  температуре -30... + 50 "С

Смесь    индустри­альных масел, за­гущенная стеа-ратом  алюминия; содержит     поро­шок свинца, мед­ную пудру и гра­фит

Р-113

(ТУ38.101708-78) Заменитель:    Р-416 (до 100 °С)

Резьбовые        со­единения буриль­ных труб,  забой­ных    двигателей, переводников, долот, замков глубоких   нефтя­ных    и    тазовых скважин

Водостойка, ток­сична. Работо­способна при температуре -30...+ 200

Смесь    кремний-органической жидкости и неф­тяного масла,  за­гущенная  стеара-тами алюминия и лития;    содержит порошок   свинца, оксид свинца, сульфид свинца

Р-402

(ТУ38.101708-78) Заменитель: Р-2 (до 50 -С)

Резьбы обсадных труб газоконден-сатных  скважин, насосно-компрес-сорных труб лю­бого диаметра

Водостойка,  ток­сична. Работо­способна при температуре -50... + 200°С

Смесь   нефтяных масел    и     крем-нийорганической жидкости,     загу­щенная  стеарата-ми лития и алю­миния;   содержит порошки   свинца, цинка,     меди    и графита

Резьбол ОМ-2  (ТУ У 24739282.001-96) Заменители:  Р-402, Р-113

Герметизация     и защита от корро­зии резьб обсад­ных,         насосно-компрессорных и бурильных труб

Водостойка. Хо­рошие консер-вационные и триботехничес-кие свойства, с экологически безвредным на­полнителем. Ра­ботоспособна при температуре -50...+ 200 °С

Нефтяные масла, загущенные не­мыльным загус­тителем; содер­жат присадки и наполнители

Таблица  6.16

Характеристика смазок для резьбовых соединений труб




Показатели

                        Смазочный материал

Р-146

Р-402

Р-113

УГСР

СР

СРГ

Внешний вид

                   Мазь черно-серого цвета

Предел прочности, кПа, не ниже:













при 20 °С

0,8

0,06

0,45







при -30 °С



9,0

9,0

4,5

3,8

3,8

Температура     каплепа-дения, "С, не ниже

130

130

125

220

180

180

Коллоидная       стабиль­ность, % масла, не более

8

8

8

0,5

1,0

1,0

Коррозия

Содержание,  %,  не бо­лее:

                                      Выдерживает

свободной щелочи













воды

0,2

Следы

Следы

     __

  __

      __

удерживаться на поверхности металла в условиях перемен­ных температур при воздействии различных сред и защища­ют резьбу от коррозионного износа.

Физико-механические свойства смазок приведены в табл. 6.16.

В процессе эксплуатации бурильных труб резьбовая смаз­ка может подвергаться действию циркулирующего под высоким давлением потока промывочной жидкости и вымываться с поверхности резьбы. Это явление отмечается при раскры­тии резьбовых соединений под воздействием изгибающих и температурных напряжений. С ростом глубины бурения про­цесс вымывания смазки интенсифицируется в связи с ухуд­шением ее адгезионно-когезионных свойств при повышен­ных температурах. Одним из распространенных методов ис­пытания пластичных смазок на вымываемость является на­блюдение за уменьшением массы смазки, нанесенной на ме­таллическую пластину, помещенную в поток жидкости. Ис­пользуется специальный прибор «Водоток».

Результаты исследований резьбовых смазок на вымывае­мость приведены в табл. 6.17. Из этой таблицы видно, что вымываемость резьбовых смазок зависит от рН и особенно от температуры омывающей среды. Например, при темпера­туре промывочной жидкости 80. °С вымываемость смазок Р-416, Р-402, Р-113 и резьбой ОМ-2 достигает 22-72 %, а сма­зок на полимерной основе — 6,0 — 22,4 %,

Смазки на полимерной основе более качественны по про-тивоизносным свойствам.

В табл. 18 приведены результаты испытаний противоиз-носных свойств резьбовых смазок на машине трения «Экс­пресс- 1», стальные образцы в которой изнашиваются в среде резьбовой смазки по схеме скольжения «диск — стержень» [5]. Из табл. 18 видно, что среди смазок на основе нефтя­ных масел наиболее высокими противоизносными свойства­ми обладает смазка Р-402. По этому показателю она может

Таблица  17

Характеристика адгезионных свойств резьбовых смазок



рН среды

Температура среды

Вымываемость , в  %, различных смазочных материалов

среды

среды,

Р-402

Р-416

Р-113

Резьбол

УГСР

СР

СРГ

5

20 40 60 80

5,0 18,7 32 48

5,0 13 24 25

3,1 12,0 58,0 72,0

4,8

 5,6

18,7

 31,7

1,0

13,0

16,8

22,4

1,0

 3,8

8,2

10,3

1,2

3,6

7,7

9,8

7

20 40 60 80

6,0

26

31,4

32,0

6,5 12,8 19,0 25,6

6,5 27,1 71,8 78,3

7,1

13,8

17,3

27,8

6,0

 4,8

12,6

18,1

5,0

6,0

7,0

8,4

2,5

5,0

8,4

8,9

9

20 40 60 80

76 15 23 31

6,5

11 15,5

22

2,0 50,0 54,0 62,8

3,5

 12,5

17,3

28,1

1,6

 6,2

6,4

21,3

0,5

1,0

 3,2

 6,0

0,5

0,9

3,0

6,4




Таблица  18

Показатели противоизносных свойств резьбовых смазок



Смазочный материал

Скорость изнашивания стали(а*103) м/с при различной удельной нагрузки в зоне фрикционного контакта , МПа



15

30

45

60

75

90

Р-402

Р-416

Резьбол

Р-113

УГСР

СР

СРГ

5,5

 3,3 7,5

12

6,6

 2,0 2,3

5,8

7,1

9,1 17,5 7,1

3,1

2,4

5,3 11,6 9,4 21,3 11,2 4,8

 3,8

6,0 16,4 10,0 22,8 13,1 6,5

4,9

7,0 22,5 11,0 25,0 16,0 6,7

 6,6

7,7 28,0 17,0 41,0 19,0 7,0

       7,3

конкурировать с полимерными смазками СР и СРГ. Практи­чески одинаковыми противоизносными свойствами обладают смазки резьбол ОМ-2 и УГСР. Опыт бурения глубоких неф­тяных и газовых скважин в Урало-Поволжье и Западной Си­бири показал достаточно высокую эффективность резьбовых смазок на полимерной основе.





























Список литературы

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

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


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


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

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

6.Санников Р.Х. Нахождение длины стесненной полуволны вращающейся колонны в наклонной скважине//Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1989.
7.  Топлива, смазочные материалы, технологические жидкости. Ассорти­мент и применение. Справочник под ред. В.М. Школьникова. — М.: Изда­тельский центр «Техинформ», 1999.

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











1. Реферат Димитрий Монферратский
2. Контрольная работа Биологическая роль углеводов
3. Реферат Профессиональные качества менеджера
4. Реферат Развитие школ в США
5. Контрольная работа Этнические особенности народов Западной Сибири
6. Реферат на тему How Computers Have Changed Us Essay Research
7. Реферат История возникновения и развития гольфа
8. Реферат на тему Englan Essay Research Paper The subject of
9. Реферат на тему Применение технических средств наблюдения для контроля территории
10. Реферат на тему Homosexuality Essay Research Paper HomosexualityHomosexuality is said