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

Имя

Выберите тип работы:

Принимаю Политику конфиденциальности

Скидка 25% при заказе до 11.11.2024

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
S, 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 d_B, муфты d_M и трубы d_T с высадкой внутрь выполняются следующие соотношения:

для замков ЗН d_H
<
d_B
^

d_M
< d_T;

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

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

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

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

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
Наружный диаметр, мм	Основное сечение	Концевого утолщения	Протекторного утолщения	Диаметр протекторного утолщения, мм
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
Показатель	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	<r_s, 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
Показатели	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.

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 Я_д перемещение колонны 5_К и части ее ниже амортизатора 5_а обратно пропорциональны своим жесткостям: 5_К = Р_А/С,_К и 5_а = Р_А/С^. Отсюда 5_к/5_а = й/С,_к; 5_К = х_п-5_а, 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 к_в « 1. Следовательно, 5_К« 8_а, 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 Р_А. 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 К_р, 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 F_z 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 р_м труб [q
—
S
-
p_M
-
g
-
k
) и полученное выражение поделить на 5, то получим растягивающие напряжения а_р2 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 а_р0 — [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, К_р и р_м) 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 р_ж/р_м, 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 F_Kp. 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 F_p и напряжения растяжения а_р _вн, вызванные перепадом давления по длине колонны Ар, определяются по формуле

(б.б)

(6.7)

где S₀ — площадь сечения проточного канала труб.

Осевую силу F_p
называют также гидравлической нагрузкой на трубы.

Внутреннее давление обусловливает в трубах внутреннее избыточное давление р_ви, определяемое как разность внутреннего р_в и наружного р_а давлений. Для произвольной глубины z оно равно

(6.8)

где р_у — давление на устье (на входе в бурильную колонну); Рт и р_к — плотности жидкостей в трубах и за ними; Лр_т и Ар_к — 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 о_окр, стремящиеся разорвать трубы. Их величину можно приближенно найти по формуле

(6.9)

где D_B и t
— внутренний диаметр и толщина стенки трубы; К_р — коэффициент 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 р_ни2 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 h_т и h_к — высота столбов жидкостей в трубах и за ними соответственно.

Если р_ни _z > р_кр, где р_кр — критическое (сминающее) давление, то может произойти смятие колонны. Величина р_кр 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 р_кр, 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
= g-Д l, а прижимающая сила будет равна F_q
= 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 а_пр, где а_пр — предельный угол. Угол у между наклонной и горизонтальной плоскостями, соответствующий а = а_пр, называется углом трения. Так как у = - —

— а_пр, 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°; ос_пр = 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; К_а — коэффициент, 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 F_Hравна сумме двух сил: нормальной составляющей веса труб F_q
в пределах участка и равнодействующей F_p 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 F_p
усиливает действие F_q
, а на вогнутом — ослабляет его. В зависимости от соотношения между F_p
и F_q
растянутые трубы на вогнутом участке могут быть прижаты как к нижней, так и к верхней стенке скважины. При а < 30^еуже 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; а_н и а_к — 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 F_c в этом случае составят

(6.15)

где S_K — 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 O_kdi длина сжатой части колонны называется критической длиной первого порядка /_кр1. Точные значения /_кр1 и Q_Kpl 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,

D_B
— 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 0_0ТН =

= 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 К_р = 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 Q_KD
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 G_A
> 0_KPi 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 а_пр, 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; К_ф — коэффициент формы изгиба, равный 1 при спиральном изгибе (с образованием полувитков) и 2/я — при плоском изгибе (с образованием полуволн); а = К_рд/{К_ф-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 К_ф = 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 /_стдля 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 а_пр, 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 М_А. Определение М_д при роторном бурении рассмотрено в разделе 6.8.2. Крутящий момент на устье М_кр равен сумме М_д 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; р_ж — 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 D_c
— 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 М_д и приведены на рис. 6.17, Л/а и Л/б.

1. M_w
<
M_A
. 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 > М_д. Реактивный момент не достигает устья и гасится где-то в точке Н_м ₌₀. Если точка Н_м ₌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 М_кр вызывает касательные напряжения х, которые определяются по формуле

(6.26)

где W_n
— 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 F_B
при спуске является ограничение максимальной скорости спуска перед торможением v_oc 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 D_x
> 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 G_A 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]; К_а — коэффициент, учитывающий зенитный угол и трение труб о стенки скважины,

(30)

а — средний зенитный угол в интервале расположения УБТ;

f_вр — 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 К_р 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 G_A 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
-
J_OK
.

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 К₃ — коэффициент запаса по нагрузке, принимается равным 1,2; К₇ — коэффициент (сохранения устойчивости труб), обычно принимается равным 0,9; О_кр3 — критическая нагрузка 3-го порядка для бурильных труб; вычисляется по (6.19); д — ускорение свободного падения; М_зд — 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 а_рез 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 а_н — сумма всех нормальных напряжений, направленных вдоль оси труб и действующих в проверяемом сечении; т — касательные напряжения.

В сумму ст_н 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 <т_н входят и напряжения изгиба.

Допускаемые напряжения определяются делением предела текучести материала труб о_т на нормативный коэффициент запаса [К_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 а_р 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 F_H при известных значениях его в конце F_K. 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 К_р вычисляется по (6.1); К_а — по (6.12) при верхнем знаке и значении а, соответствующем середине утяжеленного низа; д₀ — вес 1 м УБТ (в воздухе); 1₀ — длина утяжеленного низа; М_зд — масса забойного двигателя (при роторном бурении равна нулю); д — ускорение свободного падения.

Самым последним вычисляется осевое усилие на устье F_Hl, а предпоследним будет осевое усилие F_Kl
. 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 а_п 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 G_BH — 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 К_зп, который показывает численное значение фактического уровня запаса прочности. Он определяется по формуле

(43)

Найденный К_зп сравнивается с нормативным [К_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 М_А и вращение бурильной колонны Мф

М_кр = М_А + М^; (45)

М_А определяется через удельный момент М_УА и осевую нагрузку на долото G_A

М_А = М_УАС_А + М₀;
(46)

где М₀ — момент на вращение ненагруженного долота. Приближенно

(47)

Значение £>_д в (6.47) подставляется в метрах. Значения М_УА(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 М_А (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 т_г — 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 > а_кр 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 а_ар. Если а > а_кр, 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 G_A 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 G_A 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; сг_р — напряжения растяжения; б = а~¹/о_в; а_в — 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); к_ов — коэффициент, зависящий от жесткости УБТ; для УБТ диаметром менее 159 мм принимают к_ов = 1,25, а для УБТ диаметром более 159 мм х_оп = 1,52.

Для основной ступени УБТ расстояние /_оп определяют с учетом частоты вращения [2]. Число промежуточных опор Л7_оп определяется из соотношения т_оп — 1_ПЕ/1_оа. 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 <т_т — предел текучести материала труб; S — площадь сечения труб по телу; C_M — коэффициент охвата трубы клиньями; F
₀
— осевое усилие у устья; d_cp — средний диаметр трубы; фкл и у — угол уклона клина и угол трения; / — длина плашек клина.

В общем случае С вычисляют по формуле

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

Для всех применяемых клиновых захватов С_ы > 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 о_т < 638 МПа и 1,15 для о_т > 638 МПа.

2. На разрыв от внутреннего избыточного давления

Внутреннее избыточное давление в колонне р_ви 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 р_ви, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести материала, можно приближенно найти, решая (6.9) относительно р_ви при а_окр = [о], где [а] — допускаемое напряжение

для материала труб, равное [а] = а_т/К^, ст_т — 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 р_ии, 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 [р_ни]   — допускаемое избыточное наружное давление на трубы.

Рассчитывается величина ожидаемого р_ни 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 р_ни, 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 Лс_П находился в установленных пределах

Аси = А_т + А₃ - А_пк,
                                         (56)

где А,и Аз — соответственно натяг резьбы и трубного конца замка; А_пк — 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 "С	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
Показатели	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, "С	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. Сочинение на тему Символика в поэме А Блока Двенадцать
2. Контрольная работа Политическое участие женщины в управлении страной
3. Реферат на тему Геополитическое положение Украины
4. Реферат на тему Themes In Odyssey Essay Research Paper Skylla
5. Реферат на тему Secondary Science Teacher Career Analyis Essay Research
6. Реферат на тему King Lear Everything About The Play Hangs
7. Курсовая на тему Организационные формы бухгалтерского учета на предприятии и их совершенствование в условиях рынка
8. Реферат на тему The Presence Of Guilt In The Scarlet
9. Биография на тему Биография Некрасова
10. Сочинение Изображение дворянства в романе Пушкина Евгений Онегин

Bukvasha