БУРИЛЬНА КОЛОНА

Бурильна колона призначена для:

1. передачі обертання від ротора до долота;

2. сприйняття реактивного моменту вибійного двигуна;

3. підводу до вибою промивальної рідини;

4. створення осьового навантаження на долото;

5. підйому та спуску долота і вибійного двигуна;

6. монтажу окремих секцій струмопідводу при бурінні електробуром;

7. проведення допоміжних робіт (проробка, розширення і промивання свердловини, дослідження пластів, ловильні роботи тощо).

Бурильна колона складається з ведучої труби, бурильних труб, обважнених бурильних труб, замків, перевідників і з'єднуючих муфт.

 

8. 1. Умови роботи бурильної колони

 

При роторному способі бурильна колона передає обертання від ротора до долота і знаходиться в складному напруженому стані. На бурильну колону діють:

1. осьова сила розтягу від дії сил власної ваги і перепаду тиску на долоті, яка максимальна у верхньому перерізі;

2. осьова сила стиску, яка виникає від осьового навантаження в нижньому перерізі;

3. крутний момент, який призводить до появи в бурильній колоні дотичних напружень, максимальні значення якого у верхньому перерізі;

4. знакозмінні напруження, які виникають від обертання зігнутої колони і викликають втому з'єднань елементів бурильної колони;

5. напруження, що виникають від поперечного і поздовжнього згину бурильної колони;

6. динамічні навантаження, які виникають у процесі роботи долота на вибої;

7. інерційні навантаження, які виникають при спуско-підіймальних операцій та інше.

При бурінні з вибійними двигунами колона бурильних труб не обертається. Тому на бурильну колону діють розтягуючі і стискуючі навантаження, обумовлені вагою колони і вибійного двигуна, перепадом тиску на долоті та у вибійному двигуні і реакцією вибою від осьового навантаження на долото.

Реактивний момент вибійного двигуна та згинаючі навантаження, що виникають у нижній частині бурильної колони при втраті нею поздовжньої стійкості, незначні і в практичних розрахунках не враховуються.

Отже, при роторному способі буріння умови роботи бурильної колони складніші і тому імовірність аварій з бурильною колоною значно вища.

8.2. Конструктивні особливості елементів бурильної колони

 

8.2.1. Бурильні труби та з'єднуючі муфти

Відповідно до стандарту виготовляють такі типи стальних бурильних труб:

1. з висадженими всередину кінцями і з'єднуючими муфтами до них –

тип 1 (ТБВ) (рис. 8.1, а);

2. з висадженими назовні кінцями і з'єднуючими муфтами до них – тип 2 (ТБН) (рис. 8.1, б);

3. з висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками – тип 3 (ТБВК) (рис. 8.1, в);

4. з висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючим поясками – тип 4 (ТБНК) (рис. 8.1, г);

5. із зовнішньою висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПН) (рис. 8.1, д);

6. з комбінованою всередину і назовні висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПК) (рис. 8.1, е);

7. із внутрішньою висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПВ) (рис. 8.1, є);

8. труби для буріння з електробуром (ТБПВЕ).

а – тип 1, труба В; б – тип 2, труба Н; в – тип 3, труба ВК; г – тип 4, труба НК;

д – труба ПН; е – труба ПК; є – труба ПВ

 

Рис. 8.1. Схема бурильних сталевих труб

 

Крім стальних, виготовляються також бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ).

Стандартом передбачено випуск труб довжиною 6, 8, і 11,5 м, зовнішнього діаметра від 60 до 168 мм. На кінцях труби нарізається конічна різьба трикутного (рис.8.1, а, б) або трапецієвидного (рис.8.1, в, г) профілю. Труби 1 і 2 типів виготовляються з правою і лівою різьбою, 3 і 4 типів – із правою (за замовленням – і з лівою) різьбою.

Наявність висадки на кінцях труби дозволяє нарізати різьбу, зберігаючи в будь-якому перерізі труби однакову міцність на розрив.

Наявність у бурильних труб типу 1 і 2 безупорного різьбового з’єднання замка з трубою призводить до втомлювальних поломок висаджених кінців труб, особливо при роторному способі буріння. Бурильні труби із стабілізуючими поясками (тип 3 і 4) мають відмінності порівняно з трубами 1 і 2 типів: висадка труб на 15 % довша; за збігом конічної трапецієвидної різьби на кінцях труби є поверхня з конусністю 1:32, яка зменшує змінні напруження в небезпечному перерізі на останньому витку різьби труби; при нагвинчуванні муфти (ніпеля) бурильного замка на бурильну трубу її торець упирається у внутрішню торцеву поверхню муфти (ніпеля), що стабілізує ущільнюючий конічний поясок, забезпечуючи міцність і герметичність з'єднання.

Бурильні труби із стабілізуючими поясками дозволяють підвищити границю витривалості порівняно з трубами типу 1 і 2 приблизно на 40 %.

З'єднуючі муфти призначені для з'єднання коротких (довжиною 6 і 8 м) труб типу 1 і 2 у двотрубки. Випуск муфт для труб з різьбою трапецієвидного профілю не передбачений.

Бурильні труби і з'єднувальні муфти виготовляються із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Труби і муфти повинні бути термічно оброблені, а зовнішні поверхні – пофарбовані.

Бурильні труби з висадженими назовні кінцями і привареними замками (рис. 8.1, д) мають рівнопрохідний канал по довжині труби, що обумовлює як і при застосуванні бурильних труб з висадженими назовні кінцями (тип 2 і 4), мінімальні гідравлічні опори при русі промивальної рідини по бурильній колоні.

Труби з привареними з'єднувальними кінцями виготовляють із сталей груп міцності Д і Е (замки із сталі марки 40 ХН) довжиною 12 м з умовним діаметром 114 і 127 мм.

Труби з привареними з'єднувальними кінцями застосовують при турбінному і роторному способах буріння.

Для буріння свердловин електробуром, випускаються труби типу ТБПВЕ діаметром 127 і 140 мм.

Легкосплавні бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ) застосовуються двох типів:

– з внутрішніми кінцевими потовщеннями і стальними бурильними замками;

– з потовщеною стінкою по всій довжині.

ЛБТ з внутрішніми кінцевими потовщеннями випускають з конічною трубною трикутною різьбою і конічною трубною трапецієвидною різьбою, з конічним стабілізуючим пояском довжиною 9 і 12 м діаметром 114, 129 і 147 мм.

ЛБТ з потовщеною стінкою по всій довжині мають на кінцях нарізану замкову різьбу (ЛБТ беззамкової конструкції). Вони випускаються довжиною 6 м і діаметром 146, 159 і 180 мм. Ці труби застосовуються при бурінні похилих свердловин в інтервалах набору кривизни, та в якості вибійних амортизаторів.

Для виготовлення ЛБТ застосовують дюраль сплав Д16Т (зміцнений термообробкою).

Важливою перевагою ЛБТ є їх діамагнітність, що дозволяє заміряти зенітний кут та азимут свердловини інклінометрами, які спускають у бурильну колону. До переваг ЛБТ відноситься і наявність у них гладкої внутрішньої поверхні, що знижує гідравлічні опори приблизно на 20 % порівняно зі стальними бурильними трубами аналогічного перерізу.

Вади ЛБТ:

– їх не можна експлуатувати при температурах вищих 150 ⁰С, тому що різко знижується міцнісна характеристика сплаву Д16Т;

– неможливість їх експлуатації при наявності в свердловині промивальної рідини з концентрацією водневих іонів рН > 10, у зв'язку із сильною кородуючою дією лужного середовища на сплави алюмінію;

– недопустимі кислотні ванни, які застосовують для звільнення прихопленої стальної бурильної колони.

8.2.2. Бурильні замки

У процесі спуску і підйому бурильної колони застосовують комплект бурильних труб, що зветься свічкою. Свічка може мати довжину біля 25 м (із двох труб) при висоті вишки 41 – 45 мі довжину біля 37 м (з трьох труб) при висоті вишки 53 – 58 м. З’єднання труб у свічки і свічок одна з одною здійснюється з допомогою бурильних замків.

У бурильній колоні основними з'єднуючими елементами є бурильні замки, які випускають декількох типів:

1. ЗН – з діаметром прохідного отвору значно меншим, ніж діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями (рис. 8.2, а);

2. ЗШ – з діаметром прохідного отвору приблизно таким, як і діаметр прохідного отвору труб з висадженими всередину кінцями (рис. 8.2, б);

3. ЗУ – із збільшеним, порівняно із замками ЗШ, діаметром прохідного отвору для труб з висадженими назовні кінцями (рис. 8.2, в).

Замки ЗН і ЗШ використовують для з'єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями. Замки типу ЗН використовують при роторному способі буріння. Замки типу ЗУ застосовують при роторному способі та при бурінні з вибійними двигунами.

Для з'єднання бурильних труб з висадженими всередину кінцями і стабілізуючими поясками розроблені бурильні замки ЗШК, з висадженими назовні кінцями – бурильні замки ЗУК.

 

а – типу ЗН; б – ЗШ; в – типу ЗУ; І – різьба для з’єднання з трубами

 

Рис. 8.2. Бурильні замки для бурильних труб з висаженими кінцями

типів 1 і 2

 

Кожен тип бурильних замків складається із ніпеля і муфти.

Ніпель і муфта бурильного замка з'єднуються між собою за допомогою великої замкової різьби (конічна різьба трикутного профілю), а приєднання їх до бурильних труб здійснюється за допомогою конічної дрібної трубної різьби трикутного або трапецієвидного профілю.

Велика замкова різьба з великою конусністю дозволяє багаторазово згвинчувати і розгвинчувати свічки з незначною затратою часу.

Застосування бурильних замків прискорює спуско-підіймальні операції та запобігає передчасному зношуванню бурильних труб.

Для буріння з електробуром застосовують замки особливої конструкції, які відрізняються від замків типу ЗУ наявністю на ніпелі (з боку конуса) запобіжного стакана і деталей кріплення кабельних секцій у ніпелі і муфті (опори, болти, сухарі та ін.) та збільшеною довжиною муфти.

З’єднання бурильних труб з допомогою замків має такі вади:

1. для скручування двох труб застосовують не одно, а три різьбових з'єднання, що зменшує міцність колони, а наявність у трьох з’єднань лише одного упорного в замковій різьбі негативно впливає на герметичність колони;

2. при використанні бурильних замків типу ЗШ, і особливо типу ЗН, які мають зменшений внутрішній діаметр порівняно з внутрішнім діаметром бурильних труб типу 1, необхідна наявність потужніших бурових насосів, так як у процесі циркуляції промивальної рідини виникає значний перепад тиску в з'єднаннях. Зменшення діаметра прохідного отвору затруднює застосування колонкових доліт із зйомним керноприймачем та використання приладів, що спускаються в свердловину.

8.2.3. Обважнені бурильні труби

Обважнені бурильні труби (ОБТ) призначені для створення осьового навантаження на долото та збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини бурильної колони.

Обважнені бурильні труби бувають таких типів:

1. з гладкою поверхнею по всій довжині;

2. з конусним проточуванням у верхній частині;

3. збалансовані;

4. зі спіральними канавками;

5. квадратного перерізу по периметру.

ОБТ перших двох типів мають на кінцях замкову різьбу (рис. 8.3). ОБТ цих типів випускають таких діаметрів та довжин:

 

Діаметр, мм
Довжина, м

 

ОБТ перших двох типів виготовляють із сталей групи міцності Д і К методом обкатування без термічної обробки. Вони мають недостатню міцність, невисоку зносостійкість та значні допуски на кривизну, різностінність і овальність. Внаслідок цього, під час роботи долота на вибої відбувається биття бурильної колони і, як наслідок, виникнення динамічних навантажень, що негативно впливає на умови роботи бурильної колони і долота.

Вади цих ОБТ у значній мірі усунені в збалансованих обважнених бурильних трубах (ОБТЗ).

Внутрішній канал у цих трубах висвердлений, що забезпечує його прямолінійність, а механічне оброблення зовнішньої поверхні труб, обкатування різьби роликом, термічне оброблення труб і фосфатування різьби підвищують їх міцність.

На кінцях цих труб нарізують зовнішню і внутрішню замкову різьбу або зовнішню і внутрішню спеціальну замкову різьбу з кроком 6,35 мм і конусністю 1:6 з розвантажуючими зарізьбовими канавками, які підвищують опір різьбового з'єднання знакозмінному згину. ОБТЗ виготовляють із сталей марки 38ХНЗМФА і 40ХН2МА діаметрів: 120, 133, 178, 229 мм довжиною 6,5 м; розроблені конструкції діаметром 254, 273, 299 мм.

 

 

 

а – круглого перерізу; б – зі спіральними канавками: в – квадратного перерізу

 

Рис. 8.3. Схеми ОБТ

ОБТ зі спіральними канавками мають на зовнішній поверхні нарізані спіральні канавки, внаслідок чого зменшується імовірність прихоплювання колони і покращується якість промивання.

ОБТ квадратного по периметру перерізу бувають двох типів:

а) збірної конструкції, які складаються з трьох (двох) згвинчених між собою секцій, грані яких зміщені одна щодо одної на 45°. Секції з'єднуються між собою з допомогою замкової або дрібної трубної різьби і спрямовуючого пояска. Після згвинчування секції зварюють.

б) суцільні, у яких розмір по діагоналі дорівнює розміру долота. Вони виконують функції подовженого стабілізатора. Для збільшення зносостійкості грані квадрата наварюють карбідом вольфраму або релітом. На кінцях труби нарізають внутрішню замкову різьбу.

8.2.4. Ведучі бурильні труби

Ведучі бурильні труби призначені для передачі обертання бурильної колони від ротора і реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасній подачі бурильної колони і циркуляції промивальної рідини. При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують ведучі бурильні труби збірної конструкції, які складаються з квадратної товстостінної штанги, верхнього штангового перехідника (ПШВ) та нижнього штангового перехідника (ПШН) (рис. 8.4). На верхньому кінці штанги нарізана зовнішня ліва трубна різьба, а на нижньому – зовнішня права трубна різьба. Верхній штанговий перехідник має для приєднання до штанги ліву трубну різьбу, а на іншому кінці – внутрішню замкову ліву різьбу. Нижній штанговий перехідник має для приєднання до штанги внутрішню трубну праву різьбу, а на іншому кінці – зовнішню замкову праву різьбу.

Ведучу трубу в зборі приєднується до ствола вертлюга з допомогою перехідника, який запобігає зношуванню різьби на ПШВ у стволі вертлюга.

 

 

Рис. 8.4. Ведуча бурильна труба збірної конструкції

Для захисту від зносу замкової різьби ПШН, яка піддається багаторазовим згвинчуванням та розгвинчуванням при нарощуванні бурильної колони і спуско-підіймальних операціях, на перехідник ПШН додатково нагвинчують запобіжний перевідник.

Квадратні штанги для ведучих труб виготовляють довжиною до 16,5 м із сталі групи міцності Д і К, а перехідники – із марки 40ХН.

Для підвищення міцності, довговічності і герметичності розроблені ведучі бурильні труби збірної конструкції типу ТВКП з різьбою трапецієвидного профілю і конічними стабілізуючими поясками. Перехідники для цих труб виготовляють із сталі марки 40ХНМА.

8.2.5. Перехідники

Перехідники призначені для з'єднання елементів бурильної колони з різьбами різних типів і розмірів, а також для приєднання до бурильної колони інструментів.

Всі перехідники (крім штангових) поділяються на три типи (рис. 8.5):

1. перехідники перехідні або запобіжні (ПП);

2. перехідники муфтові (ПМ);

3. перехідники ніпельні (ПН).

Перехідники перехідні призначені для переходу від різьби одного типу до різьби іншого типу, для з'єднання елементів бурильної колони різних діаметрів, для приєднання до бурильної колони різних інструментів.

Перехідники муфтові і ніпельні призначені для з'єднання елементів бурильної колони ніпелями або муфтами.

Стандартом передбачено виготовлення перехідників і бурильних замків із одного і того ж матеріалу і з однаковим зовнішнім діаметром.

 

а – перехідний або запобіжний; б – муфтовий; в – ніпельний

 

Рис. 8.8. Перехідники

 

8.3. Технологічне оснащення бурильної колони

 

З метою покращення умов експлуатації бурильної колони, в ній встановлюють фільтр, зворотний клапан, запобіжні кільця, калібратори, центратори, стабілізатори.

Фільтр призначений для очищення промивальної рідини від значних домішок, які потрапили в циркуляційну систему, Він встановлюється всередині бурильної колони між ведучою та бурильними трубами. Застосування фільтру бажане при будь-якому способі буріння, а при бурінні з гідравлічними вибійними двигунами – обов'язкове.

Зворотний клапан встановлюється у верхній частині бурильної колони для запобігання викиду промивальної рідини через бурильну колону.

Запобіжні кільця монтують на бурильній колоні для захисту від зносу кондуктора, проміжної обсадної колони, бурильних труб та їх з'єднувальних елементів у процесі буріння і спуско-підіймальних операцій. Застосовують гумові і гумовометалеві протекторні кільця.

Калібратори, центра тори і стабілізатори встановлюють у нижній частині бурильної колони для зменшення імовірності довільного викривлення вертикальних свердловин, та для управління траєкторією осі похило-направлених свердловин.

 

а – з фрезерованими зубцями на шарошках;

б – з твердосплавними вставками в одношарошковому виконанні

 

Рис. 8.9. Шарошкові калібратори

 

Калібратори призначені для вирівнювання стінки свердловини і встановлюються безпосередньо над долотом. Застосовують шарошкові калібратори з фрезерованими зубцями або твердосплавними вставками (рис. 8.9), лопатеві з різною кількістю тупих лопатей, розміщених вздовж твірної корпуса калібратора або зі спіральним їх розміщенням щодо осі корпуса калібратора. Діаметри калібратора і долота повинні бути однаковими.

Центратори призначені для забезпечення суміщення осі бурильної колони з віссю свердловини в місцях їх встановлення (рис. 8.10).

 

а, б, в – з планками, розміщеними по твірній корпуса; г – зі спіральними планками

 

Рис. 8.10. Центратори

 

Стабілізатори, довжина яких в декілька разів більша довжини центраторів, призначені для стабілізації зенітного кута свердловини. Встановлюють стабілізатори безпосередньо над калібратором або поблизу нього.