Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин - файл n1.doc

Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин
скачать (11607 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc11607kb.24.08.2012 02:46скачать

n1.doc

1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   17

Таблица 4.5 Размеры сбалансированных утяжеленных труб УБТС2


Типоразмер замка

Обозначение замковой резьбы

Номинальный диаметр ниппеля и муфты, Д мм

Ниппель

Муфта

Внутренний диаметр, Д, мм

Номинальный диаметр, г/н, мм

Номинальная длина, 1Н, мм

Номинальная длина наружной резьбы, /, мм

Номинальный диаметр, */м, мм

Номинальная длина,

Ди, ММ

ЗН-80

3-66

80

70

25

240

70

36

240

ЗН-95

3-76

95

86

32

260

88

45

260

ЗН-108

3-88

108

102

38

275

96

58

275

ЗН-113

3-88

112

102

38

275

96

58

275

ЗН-140

3-117

140

127

58

305

108

78

305

ЗН-172

3-140

172

154

70

340

120

98

340

ЗН-197

3-152

197

181

89

365

127

122

365

ЗШ-108

3-86

108

86

54

260

88

54

260

ЗШ-118

3-101

118

102

62

275

96

62

275

ЗШ-133

3-108

133

116

71

305

114

71

305

ЗШ-146

3-121

146

127

80

305

102

80

305

ЗШ-178

3-147

178

157

101

350

127

101

350

ЗШ-203

3-171

203

181

127

365

127

127

365

ЗУ-86

3-73

86

78

44

241

76

44

241

ЗУ- 146

3-121

146

130

82

311

114

82

311

ЗУ-155

3-133

155

140

95

335

114

105

320

ЗУ- 185

3-161

185

167

120

355

127

132

340

и прочности резьбового соединения, а также облегчения ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коничес­кими стабилизирующими поясками. Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами из стали марок 40ХН, 40ХН2МА.

Элементы бурильной колонны. К элементам бурильной колонны относятся: переводники, резиновые кольца, обратные клапаны и опорно-центрирующие элементы.


Условное обозначение трубы

Наружный диаметр,

Д ± 1 , мм

Резьба

Внутренний диаметр, с!± 1,5

Диаметр проточки под элева­тор, Др мм

Теоретичес­кая масса 1 м гладкой трубы, кг

УБТС2-120

120

3-201

64

102

63,5

УБТС2-133

133

3-108

64

• 115

84,0

УБТС-146

146

3-121

68

136

103,0

УБТС-178

178

3-147

80

168

156,0

УБТС-203

203

3-161

80

190

214,6

УБТС-229

229

3-171

90

195

273,4

УБТС-254

254

3-201

100

220

336,1

УБТС-273

273

3-201

100

220

397,9

УБТС-299

299

3-201

100

245

489,5

Примечание. По согласованию с заказчиком допускается изготовление труб без проточки под элеватор.

Переводники для бурильных скважин представ­ляют собой разновидность соединительных элементов бурильной колонны (рис. 4.5). Применяют пять основных типов переводников. Их подразделяют на две группы: штанговые — для соединения тру­бы бурильной ведущей с вертлюгом и бурильными трубами; проме­жуточные — для соединения других элементов колонны (табл. 4.6).

По конструкции, материалам и размерам переводники для ко­лонн бурильного инструмента имеют много общего с бурильными замками, а замковые резьбы их одни и те же. Переводники каждо­го типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как право­го, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требова­ния к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286 — 75 для бу­рильных замков.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответ­ствии с требованиями ГОСТ 7360—82Е. Указанный стандарт пре­дусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, ко­торые охватывают практически все необходимые случаи их при­менения.

Резиновые кольца (протекторы) для бурильных труб предназначены для предохранения бурильных и обсадных колонн от взаимного истирания при бурении скважин. Конструк­тивно резиновые кольца могут быть выполнены разъемными или неразъемными. Несмотря на то, что в зарубежной практике буре­ния самое широкое распространение получили разъемные рези­новые кольца (протекторы) для бурильных труб, отечественная промышленность продолжает выпускать неразъемные резиновые кольца, ГОСТ 6365-74 (табл. 4.7).


Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные тру­бы применяют специальные пневмомашины. Кольца перед наде­ванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80...90°С в течение 10... 15 мин. Во избежание повреждения рези­новых колец при надевании на трубы очищают заусеницы и ост­рые кромки замков. Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы.

Резиновые кольца надевают на бурильные трубы вблизи замка. Благодаря тому, что диаметр предохранительного резинового кольца больше диаметра замка, соприкосновение и трение замков труб об обсадные трубы и стенки скважин устраняется, так как резиновое кольцо (протектор) исполняет роль упругой подушки.

Обратные клапаны для бурильных труб пред­назначены для предотвращения газонефтеводопроявления из скважины через бурильные трубы в процессе бурения. Из всех используемых в настоящее время конструкций обратных клапа­нов для бурильных труб наиболее удачной следует признать кон­струкцию института СевКавНИПИнефть. Этим институтом раз­работан, изготовляется и поставляется управляемый обратный

клапан для бурильных труб (табл. 4.8).

Клапан устанавливается в колонне бу­рильных труб между замковыми соедине­ниями над долотом. Он позволяет осуще­ствлять самозаполнение труб промывочной жидкостью при спуске и производить при необходимости обратную промывку.

и

Помимо этого установка управляемого обратного клапана в колонне бурильных труб позволяет:

оставлять канал труб открытым или за­крытым по желанию бурильщика;

импульсом потока сверху открывать или закрывать клапан;

производить в заданном режиме обрат­ную циркуляцию;

Рис. 4.5. Схема применения переводников:

7 — вертлюг; 2 — переводник вертлюга; 3 — перевод­ник верхней ведущей трубы; 4 — труба бурильная ве­дущая; 5 — переводник нижней ведущей трубы; 6 — переводник предохранительный или переходной; 7 — муфта бурильного замка; 8 — труба бурильная; 9 — ниппель бурильного замка; 10— переводник двух-муфтовый; 11 — ловильный метчик; 12 — утяжелен­ная бурильная труба; 13 — переводник двухниппель-ный; 14 — гидравлический забойный двигатель

Таблица 4.6 Назначение переводников для бурильных скважин

Группа переводников

Тип

переводника

Условное обозначение

Назначение

Штанговые

Верхний

пшв

Для присоединения трубы бурильной ведущей к верт-










люгу

Нижний

пшн

Для присоединения трубы бурильной ведущей к колонне бурильных труб

Промежуточ­ные

Предохрани­тельный и переходный

пп

1 . Для предохранения от быстрого износа резьбы нижнего переводника трубы бурильной ведущей при частом свинчивании резьбы










в процессе наращивания труб при бурении и спуско-










подъемных операциях. 2. Для присоединения к трубе бурильной ведущей или бурильным трубам










одного размера или прочего










инструмента другого размера. 3. Для перехода от одного типа замковой резьбы к другой (например, от трубы с замками ЗН к трубам с замками ЗШ)

Двухмуфто-вый Двухниппель-

пм пн

Для соединения различного рода инструментов в тех случаях, когда в бурильной




ныи




колонне они располагаются










навстречу друг другу ниппелями или муфтами

производить отбор пластовой жидкости по каналу бурильных труб;

опускать или поднимать бурильные трубы под давлением.

Клапан (рис. 4.6) состоит из переводника 7, в котором собраны и зафиксированы гайкой 2 втулка 4, уплотнитель 5, седло 7 и коль­цо 6 на распорной планке 11. В прорезах планок установлен узел управления, состоящий из стабилизатора 16, штифта 77, кольца проволочного 75, верхнего и нижнего лабиринтов 13 и 18, шарика 14 и штока 72, на который надеты пружина 10, кожух 9, кольцо 8 и навернута тарелка 3. К нижнему торцу штока винтом 21 при­креплена шайба 19 и резиновая шайба 20 Таблица 4.7

Основные размеры выпускаемых неразъемных резиновых колец (протекторов) для бурильных труб

Размер бурильной трубы, для которой предназна­чается кольцо, мм

Тип кольца

Размеры резинового кольца, мм

Наружный диаметр кольца, надетого на трубу, мм

Наружный диаметр

Внутренний диаметр

Длина кольца

73

А

90

50

155

115

89

Б

115

75

150

128

114

В

142

90

195

162

114, 127

вг

150

95

195

170

140

Г

165

100

200

200

168

д

190

120

210

225

Управление работой клапана осуществляется потоком промы­вочной жидкости, т.е. при движении потока по трубам вниз он отжимает тарелку 3 и жестко связанный с ним шток 12. Шток 12, перемещаясь вниз, одновременно перемещает шарик 14, который наполовину входит в кольцевую проточку на штоке 12 и наполо­вину — в лабиринтный паз, образуемый двумя лабиринтами 13 и 18. Шарик 14, перекрываясь по кольцевой проточке штока 12, одновременно (при движении штока) двигается по лабиринту, который позволяет устанавливать шток 12 соответственно в тарелку 3 в следующих положениях.

При прямой промывке тарелка отжимается потоком из положе­ния «закрыто» до крайнего нижнего положения, т.е. максимально

Таблица 4.8 Технические характеристики обратного клапана для бурильных труб

Наименование

Типоразмеры

5БКЗ

5БК4

5БК5А

5БК5

Рабочее давление, МПа

35

35

35

35

Габаритные размеры, мм: высота диаметр

450 108

500 146

500 155

520

178

Масса, кг

18,3

40

48

60

открытого положения, причем за это время шарик 14 перемещает­ся, перекатываясь по скосу нижней втулки лабиринта 18, из край­него верхнего до крайнего нижнего положения. И пока осуществля­ется прямая промывка, канал остается открытым. При прекращении промывки в результате действия пружины 10 шток 12 с тарелкой 3 отжимается вверх, при этом шарик 14, перекатываясь по короткому скосу верхней лабиринтной втулки 13, останавливается на ее упоре, фиксируя клапан в состоянии «открыто». В таком положении клапан позволяет вести обратную циркуляцию, отбор жидкости и т.п. При возобновлении прямой циркуляции тарелка 3 вновь отжимается до крайнего нижнего положения, причем шарик 14 в этом случае перекатывает­ся по другому скосу нижней лабиринт­ной втулки 18, останавливается в край­нем нижнем положении, что соответ­ствует максимальному открытию кла­пана. Далее при прекращении промыв­ки под действием пружины 10 шток 12, поднимая шарик 14, натыкаясь на дру­гой длинный скос верхней лабиринто­вой втулки 13, отводится им до конеч­ного упора, обеспечивая тем самым пе­рекрытие канала седла и, следователь­но, канала бурильных труб.

Очередное возобновление прямой промывки и его прекращение соответ­ственно приводит клапан в состояние «открыто», когда можно производить обратную циркуляцию, частичный отбор жидкости и т.п. При бурении скважин без выхода бурового раство­ра на устье и в других подобных слу­чаях, когда на устье невозможно оп­ределить в каком положении находит­ся клапан (закрытом или открытом), Рис. 4.6. Управляемый обратный клапан

для бурильных труб конструкции

СевКавНИПИнефть:

1 — переводник; 2 — гайка; 3 — тарелка; 4 — втулка; 5 — уплотнитель; 6, 8— кольца; 7— седло; 9 — кожух; 10 — пружина; 11 — распор­ная планка; 12 — шток; 13, 18 — лабиринтные втулки; 14 — шарик; 15 — кольцо проволоч­ное; 16 — стабилизатор; 77 — штифт; 19— шай­ба; 20 — резиновая шайба; 21 — винт




а условия бурения требуют герметизации канала бурильных труб, клапан переделывается. В него вместо двух лабиринтных втулок устанавливают одну специальную втулку. При помощи этой втул­ки (на поверхности) перед спуском клапан можно установить в положение, которое оставляет канал бурильных труб открытым для обратного движения бурового раствора во время спуска бу­рильных труб (самозаполнение бурильных труб) до первой про­мывки. Первая промывка переводит клапан в состояние обык­новенного обратного клапана. Управляемый обратный клапан путем извлечения из него шарика переделывается в обыкновен­ный клапан.

Клапаны могут изготовлять с правыми или левыми замковыми резьбами. Серийное производство обратных клапанов для буриль­ных труб осуществляется по ОСТ 39-096—79. По указанному отрас­левому стандарту предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих в себя: тип 1 — клапаны тарельчатые — КОБТ, тип 2 — клапаны конусные с резиновыми уплотнениями. По всем параметрам эти клапаны уступают описанному выше уп­равляемому обратному клапану конструкции СевКавНИПИнефть.

К элементам бурильной колонны относят также опорно-центрирующие элементы (калибраторы, центраторы, ста­билизаторы и т.п.)

Основные данные о резьбе. Элементы колонны бурильного инст­румента (трубы бурильные, соединительные муфты, замки, трубы бурильные ведущие, утяжеленные бурильные трубы, переводни­ки и др.) для соединения между собой снабжены резьбой двух типов: мелкой (трубной) и крупной (замковой).

Для резьбы бурильных труб и замков характерно следующее.

  1. Профиль витков (ниток) резьбы треугольный с закругленны­
    ми впадинами. Угол при вершине профиля равен 60°.

  2. Резьба всех соединений колонны бурильного инструмента ко­
    ническая. Угол, образующий конуса для мелкой трубной резьбы,
    составляет }/32, что соответствует Г47'24" — углу между образу­
    ющей конуса и прямой, параллельной оси трубы. Этот угол равен
    половине угла при вершине конуса. Полной конусностью резьбы
    принято считать двойной уклон, т.е. 1/1б- Для крупной замковой
    резьбы полная конусность в зависимости от размера и типа приня­
    та !/4 ИЛИ Уб-




  1. Число ниток трубной резьбы равно 8 на 24,5 мм с шагом
    3,175 мм, число ниток замковой резьбы — 5 на 25,4 мм с шагом
    5Д)8 мм или 4 на 25,4 мм с шагом 6,35.

  2. Резьба может иметь как правое, так и левое направление. Труб­
    ной резьбой снабжены бурильные трубы, соединительные муфты,
    трубные концы замков и переводников.

5. Трубы бурильные с блокирующими (стабилизирующими)
поясками (ТБНК и ТБВК) имеют трапецеидальную резьбу (шаг

5,08 мм, профиль 30°, конусность 1:32. Условное обозначение резьбы ТТ) и зарезьбовый конический поясок, обеспечивающий высо­кую прочность и герметичность соединения.

Замковой резьбой снабжены детали бурильных замков (ниппели и муфты), переводники, долота, ловильные инструменты и т.п.

Материалы, применяемые для изготовления элементов колонны бурильного инструмента. Такими материалами являются конструк­ционные среднеуглеродистые и легированные стали. В табл. 4.1 при­ведены некоторые механические свойства этих сталей.

При изготовлении все элементы бурильной колонны должны подвергаться термической обработке для улучшения свойств мате­риалов.

Достаточно широко применяются легкосплавные (облегченные) бурильные трубы (ЛБТ) из специальных сплавов.

Легкосплавные бурильные трубы. Они предназначаются для бу­рения гидравлическими забойными двигателями и роторным спо­собом. Выпускаются ЛБТ сборной конструкции гладкие и с про­текторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. Легкосплавные бурильные трубы изготовляются из алюми­ниевого сплава Д16 в закаленном и естественно состаренном состо­янии Д16Т (табл. 4.9). На ЛБТ навинчиваются стальные замки облег­ченной конструкции. Шифр стальных облегченных замков: ЗЛ-90, ЗЛ-108, ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172. Здесь цифры обозначают наруж­ный диаметр облегченного замка в миллиметрах.

4.3. Условия работы колонн бурильных труб

Бурильная колонна представляет собой вертикальный пустоте­лый вал с очень большим отношением длины к диаметру. При бурении, спускоподъемных и других операциях этот вал подверга­ется статическим и динамическим нагрузкам от растяжения, сжа­тия, продольного и поперечного изгиба, кручения и внутреннего давления. Характер нагрузок, действующих на бурильную колон­ну, не постоянен, а изменяется по всей длине. Если у забоя сква­жины действуют главным образом переменные нагрузки, то по мере приближения к устью скважины преобладают постоянные нагрузки.

Отличительная особенность бурильной колонны — потеря в про­цессе работы устойчивости, прямолинейной формы, равновесия под действием продольных и поперечных сил и крутящего момен­та. Ось бурильной колонны в общем случае принимает форму про­странственной спирально изогнутой кривой переменного шага, величина которого увеличивается в направлении от забоя к устью скважины.

Масса бурильной колонны, вращающий момент, центробеж­ные силы и перепад давления в отверстиях долота создают в до­полнение к статическим динамические нагрузки в результате воз­никающих в процессе бурения осевых и поперечных колебаний колонны. Для гашения этих колебаний применяют амортизирующие устройства, устанавливаемые над долотом. Принцип действия амор­тизаторов основан на гашении возникающих колебаний эластич-. ными элементами, которыми снабжен этот забойный механизм.

При роторном бурении на бурильную колонну действуют сле­дующие основные усилия:

осевое усилие растяжения от собственной массы колонны (наибольшие растягивающие усилия проявляются возле устья скважины);

осевое усилие сжатия, создаваемое частью массы колонны и действующее в ее нижней части;

изгибающий момент, возникающий в результате действия цен­тробежных сил в процессе вращения колонны;

крутящий момент, необходимый для вращения колонны.

При бурении гидравлическими забойными двигателями буриль­ная колонна неподвижна. По ней поступает промывочная жидкость к двигателю и долоту, и она воспринимает во время работы турбо­бура (в случае бурения турбинным способом) его реактивный мо­мент. Так как бурильная колонна неподвижна и всегда, даже при небольшом искривлении ствола, лежит на стенке скважины, то реактивный момент воспринимается только нижней частью бу­рильной колонны и затухает по мере удаления к верху от турбобу­ра вследствие трения колонны о стенки скважины. Таким образом, при бурении гидравлическими забойными двигателями число обо­ротов колонны бурильных труб равно нулю и ее можно считать практически разгруженной от действия вращающих моментов.

4.4. Комплектование и эксплуатация бурильной колонны

Подготовка бурильных труб к эксплуатации. Все трубы и соеди­нительные элементы (замки, соединительные муфты, перевод­ники), предназначенные для работы в скважинах, перед вводом их в эксплуатацию в соответствии с требованиями государствен­ных стандартов, нормалей и технических условий подвергают на трубных базах внешнему визуальному осмотру, инструментально­му обмеру основных размеров и проверке качества нарезки резьбы гладкими и резьбовыми калибрами. Особенно тщательно осматри­ваются и проверяются резьбовые соединения. Резьба должна быть гладкой, без заусениц, задиров и других дефектов, нарушающих ее непрерывность, плотность и прочность. После осмотра резьбо­вые соединения обязательно проверяются рабочими калибрами.
Трубы и замки, признанные годными после контрольной про­верки их качества непосредственно на трубной базе, перед пуском в работу свинчивают и крепят между собой. Перед навинчивани­ем необходимо подобрать замок к трубе по натягу резьбы и по конусности, так как этим улучшается сопряжение резьбы. Замко­вая деталь, имеющая отклонение конусности по большему диа­метру, свинчивается с трубой, имеющей также отклонение ко­нусности по большему диаметру; могут быть также свинчены за­мок и труба, имеющие отклонение конусности по меньшему ди­аметру. При подборе замка к трубе по натягу на трубу, имеющую натяг резьбы с плюсовым допуском, должна быть навинчена зам­ковая деталь с натягом резьбы, выполненным в пределах минусо­вого допуска, и, наоборот, на трубу, имеющую натяг с минусо­вым допуском, — замковая деталь с натягом резьбы, выполнен­ным в пределах плюсового допуска. Соединяемые трубу и замок с номинальной величиной натяга резьбы свинчивают без подбора. Навинчивание и крепление замков производится в горячем состо­янии. Детали замков, подобранные к трубам, перед навинчивани­ем подвергают нагреву в специальных нагревательных печах. Пока замковая деталь нагревается на конец трубы с резьбой, подготов­ленной для навинчивания нагреваемой детали, на определенном расстоянии от последней риски резьбы в сторону тела трубы нано­сится керном метка, которая в дальнейшем служит ориентиром при осевом перемещении навинчиваемой нагретой детали замка. Замковые детали нагревают до 380... 430 °С в зависимости от типо­размера.

Перед навинчиванием замка на резьбу трубы наносят соответству­ющую смазку, но не на всю резьбу, а только на первые три-четыре нитки, считая от торца трубы. После того как замок нагрет, а резь­ба на трубе смазана, надлежит вынуть термопару из замка, извлечь замковую деталь из печи и навинтить ее на трубу. Горячий замок навинчивают на трубу так, чтобы торец его совпал с поставлен­ным на трубу керном. Допускается недовинчивание замковой дета­ли до керна не более 1,5...2,0 мм.

Чтобы в замке не создавалось чрезмерно высокого напряже­ния, которое может повлечь за собой разрыв замка, нельзя до­пускать дальнейшее продвижение детали после совпадения торца с меткой — керном.

Замок, навинченный в горячем состоянии, при охлаждении прочно схватываясь с трубой, обеспечивает прочность и герметич­ность соединений, для которых опрессовка не обязательна.

Эксплуатация бурильной колонны. Смонтированные новые бу­рильные трубы объединяют в комплекты, в составе которых они должны работать до полной амортизации. Комплекты состоят из труб, одинаковых как по диаметру и толщине стенок, так и по длине труб. В комплект включают трубы одной марки, изготовлен-

'ные одним заводом, и замки одного типа, изготовленные также одним заводом.

Состав комплекта по числу бурильных труб и их длине не ог­раничивается. Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект, — свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы маркиру­ются. Маркировка включает в себя: порядковый номер комплек­та, показатель группы прочности стали, последнюю цифру года ввода трубы в комплект, номинальную толщину стенки в милли­метрах (для бурильных труб).

Комплекты труб учитывают и отрабатывают самостоятельно. Перевод отдельных труб из одного комплекта в другой запрещается.

На каждый комплект бурильных и утяжеленных труб заводят паспорт-журнал, в котором учитываются все трубы данного комп­лекта. Паспорт составляют в одном экземпляре и хранят на труб­ной базе. Документ действует до списания всех труб комплекта в материал. В процессе работы труб в скважинах в паспорт-журнал вносят отметки о ремонте, авариях и списании отдельных труб, а также указывают номера скважин, в которых работал комплект, длину части комплекта, участвующего в проходке каждой скважи­ны, время работы труб, проходку по скважинам и сумму начис­ленного износа.

Производительной работой бурильных труб, участвующих в бурении скважин, считается проходка в метрах, а для труб ловильных комплектов — число скважин, в которых они рабо­тали. На трубы, участвующие в проходке скважин, начисляется условный износ в килограммах и рублях, определяемый исходя из количества пробуренных метров в данной скважине. Порядок на­числения условного износа осуществляется в соответствии с Ин­струкцией по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб (Куй­бышев, ВНИИТнефть, 1979). Нормы и расценки условного износа приведены в прейскуранте порайонных расценок на строитель­ство нефтяных и газовых скважин (ППР) и справочнике укруп­ненных сметных норм (ЭСН).

При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70 % от первоначальной стоимости труб и 90 % от стоимости замков навинченных на трубы или приваренных к ним, начисление условного износа прекращается до полной отбраков­ки труб. Бурильные трубы списывают по фактическому их состоя­нию на основании результатов осмотра, дефектоскопии и инстру­ментальных измерений.

Бурильные трубы, разбитые на комплекты и отмаркированные, Доставляются на буровую. Буровая бригада, непосредственно экс­плуатирующая трубы, замки и другие детали, тщательно проверя-ет качество труб, ведущие трубы и т.д., доставляемые в буровую, И соответствие их паспортным данным. Буровой мастер при до-
Трубы и замки, признанные годными после контрольной про­верки их качества непосредственно на трубной базе, перед пуском в работу свинчивают и крепят между собой. Перед навинчивани­ем необходимо подобрать замок к трубе по натягу резьбы и по конусности, так как этим улучшается сопряжение резьбы. Замко­вая деталь, имеющая отклонение конусности по большему диа­метру, свинчивается с трубой, имеющей также отклонение ко­нусности по большему диаметру; могут быть также свинчены за­мок и труба, имеющие отклонение конусности по меньшему ди­аметру. При подборе замка к трубе по натягу на трубу, имеющую натяг резьбы с плюсовым допуском, должна быть навинчена зам­ковая деталь с натягом резьбы, выполненным в пределах минусо­вого допуска, и, наоборот, на трубу, имеющую натяг с минусо­вым допуском, — замковая деталь с натягом резьбы, выполнен­ным в пределах плюсового допуска. Соединяемые трубу и замок с номинальной величиной натяга резьбы свинчивают без подбора. Навинчивание и крепление замков производится в горячем состо­янии. Детали замков, подобранные к трубам, перед навинчивани­ем подвергают нагреву в специальных нагревательных печах. Пока замковая деталь нагревается на конец трубы с резьбой, подготов­ленной для навинчивания нагреваемой детали, на определенном расстоянии от последней риски резьбы в сторону тела трубы нано­сится керном метка, которая в дальнейшем служит ориентиром при осевом перемещении навинчиваемой нагретой детали замка. Замковые детали нагревают до 380... 430 °С в зависимости от типо­размера.

Перед навинчиванием замка на резьбу трубы наносят соответству­ющую смазку, но не на всю резьбу, а только на первые три-четыре нитки, считая от торца трубы. После того как замок нагрет, а резь­ба на трубе смазана, надлежит вынуть термопару из замка, извлечь замковую деталь из печи и навинтить ее на трубу. Горячий замок навинчивают на трубу так, чтобы торец его совпал с поставлен­ным на трубу керном. Допускается недовинчивание замковой дета­ли до керна не более 1,5...2,0 мм.

Чтобы в замке не создавалось чрезмерно высокого напряже­ния, которое может повлечь за собой разрыв замка, нельзя до­пускать дальнейшее продвижение детали после совпадения торца с меткой — керном.

Замок, навинченный в горячем состоянии, при охлаждении прочно схватываясь с трубой, обеспечивает прочность и герметич­ность соединений, для которых опрессовка не обязательна.

Эксплуатация бурильной колонны. Смонтированные новые бу­рильные трубы объединяют в комплекты, в составе которых они должны работать до полной амортизации. Комплекты состоят из труб, одинаковых как по диаметру и толщине стенок, так и по длине труб. В комплект включают трубы одной марки, изготовлен-

одним заводом, и замки одного типа, изготовленные также Р одним заводом.

Состав комплекта по числу бурильных труб и их длине не ог­раничивается. Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект, — свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы маркиру­ются. Маркировка включает в себя: порядковый номер комплек­та, показатель группы прочности стали, последнюю цифру года ввода трубы в комплект, номинальную толщину стенки в милли­метрах (для бурильных труб).Комплекты труб учитывают и отрабатывают самостоятельно. Перевод отдельных труб из одного комплекта в другой запрещается.На каждый комплект бурильных и утяжеленных труб заводят паспорт-журнал, в котором учитываются все трубы данного комп­лекта. Паспорт составляют в одном экземпляре и хранят на труб­ной базе. Документ действует до списания всех труб комплекта в материал. В процессе работы труб в скважинах в паспорт-журнал вносят отметки о ремонте, авариях и списании отдельных труб, а также указывают номера скважин, в которых работал комплект, длину части комплекта, участвующего в проходке каждой скважи­ны, время работы труб, проходку по скважинам и сумму начис­ленного износа.Производительной работой бурильных труб, участвующих в бурении скважин, считается проходка в метрах, а для труб ловильных комплектов — число скважин, в которых они рабо­тали. На трубы, участвующие в проходке скважин, начисляется условный износ в килограммах и рублях, определяемый исходя из количества пробуренных метров в данной скважине. Порядок на­числения условного износа осуществляется в соответствии с Ин­струкцией по эксплуатации, ремонту и учету бурильных труб (Куй­бышев, ВНИИТнефть, 1979). Нормы и расценки условного износа приведены в прейскуранте порайонных расценок на строитель­ство нефтяных и газовых скважин (ППР) и справочнике укруп­ненных сметных норм (ЭСН).При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70 % от первоначальной стоимости труб и 90 % от стоимости замков навинченных на трубы или приваренных к ним, начисление условного износа прекращается до полной отбраков­ки труб. Бурильные трубы списывают по фактическому их состоя­нию на основании результатов осмотра, дефектоскопии и инстру­ментальных измерений.Бурильные трубы, разбитые на комплекты и отмаркированные, Доставляются на буровую. Буровая бригада, непосредственно экс­плуатирующая трубы, замки и другие детали, тщательно проверя-ет качество труб, ведущие трубы и т.д., доставляемые в буровую, И соответствие их паспортным данным. Буровой мастер при до-

ставке труб на скважину одновременно получает выписку из пас­портов-журналов с отрывными талонами и извещениями о полу­чении комплектов труб. Трубы, замки, соединительные муфты, имеющие наружные дефекты (плены, трещины, кривизну и т.д.)' не подлежат приемке. Обнаруженные детали с износом, выходя­щим за пределы норм, бракуются и отправляются на трубную базу (допустимая сработка наружной поверхности бурильных замков по диаметру при равномерном износе для ЗН-80 не более 5 мм; ЗН-95 и ЗН-108 - 6 мм; ЗН-140 - 7 мм; ЗН-172 - 8 мм; ЗН-197 - 9 мм; ЗШ-108 - 8 мм; ЗШ-118 - 9 мм; ЗШ-146 - 10 мм; ЗШ-178 - 11 мм-ЗШ-203 - 12 мм; ЗУ-155 - 7 мм; ЗУ-185 - 8 мм).

После того как комплекты бурильных труб завезены на буро­вую, осмотрены и приняты буровым мастером, буровая бригада укладывает их на мостки. Отсюда их берут в процессе бурения для сборки в свечи.

Затаскивая трубы в фонарь вышки или подавая свечи из-за пальца, следует предохранять резьбу ниппеля от ударов о ротор и другие металлические предметы. При свинчивании резьбы в про­цессе спуска колонны бурильных труб нельзя допускать ударов ниппеля наращиваемой трубы о резьбу муфты трубы, спущенной в скважину. Во избежание самоотвинчивания и разъединения замковой резьбы при бурении забойными гидравлическими дви­гателями все замковые соединения закрепляют машинными клю­чами.

При спуске труб в скважину следует не допускать резкого тор­можения колонны или посадку элеваторов на ротор с ударом, так как это приводит к возникновению больших динамических нагрузок и нередко к авариям. С целью равномерного износа зам­ковой резьбы следует при подъеме свечей менять положение сред­них (неразъемных) замковых соединений с концевыми (разъем­ными). При любом способе бурения необходимо строго руковод­ствоваться нормами осевых нагрузок на долото, указанными в

гтн.

После окончания бурения скважины при разборке свечей над­лежит все трубы в замковой резьбе развинтить. Также отвинчивают все имеющиеся в колонне переводники, в том числе и предохра­нительный на ведущей трубе. Разобранные трубы укладывают на мостики аккуратно рядами по комплектам и обильно смазывают резьбу. Нельзя сбрасывать трубы с мостков на землю, транспорти­ровать волоком и т.д. Ответственность за правильную эксплуата­цию всех элементов бурильной колонны лежит на буровом масте­ре, который не должен допускать нарушений технических правил обращения с инструментом.

В процессе бурения могут происходить аварии, связанные с по­ломкой элементов бурильной колонны. Наиболее слабое место в бу­рильной колонне — резьбовые и сварные соединения бурильных

руб с замками, по которым чаще всего происходят поломки. Для ^выявления в теле труб и в их соединениях дефектов широко ис-? пользуются методы дефектоскопического контроля качества труб, * позволяющие определять местоположение таких дефектов, как за­каточные трещины, раковины, закаты, плены, усталостные тре­щины и т.д. Для проверки качества труб непосредственно на буро­вой применяется ряд конструкций дефектоскопической аппарату­ры и установок.

Эксплуатация ЛЕТ имеет некоторые особенности. В случае не­достаточной интенсивности заполнения бурильной колонны (при ее спуске) промывочной жидкостью устанавливается один или несколько перепускных клапанов. Запрещается применять кислот­ные (грязевые) ванны для освобождения прихваченного инстру­мента. Концентрация водородных ионов (рН) в промывочной жид­кости должна быть не более 11. Конструкция подсвечника должна предотвращать образование внутри труб ледяных пробок (замерза­ние части стекающего раствора в концах труб). Нельзя производить наладку машинных ключей на теле ЛБТ. Запрещается нанесение каких бы то ни было рисок или меток на тело труб (кроме преду-' смотренных маркировкой).

При проводке скважины с целью достижения равномерного износа всех замковых соединений после каждых очередных 20 спуско-подъемных операций следует менять месторасположение разъем­ных и неразъемных замковых соединений, строго соблюдая пос­ледовательность этой замены.

Для защиты ЛБТ от износа обязательно применение резиновых колец-протекторов.

Ремонт бурового инструмента. После окончания бурения скважи­ны комплекты бурильных труб, ведущие трубы, УБК и переводни­ки перевозят на трубную базу для профилактической проверки их состояния. На трубной базе трубы очищают от грязи, а резьбу зам­ков и переводников промывают керосином или легкой нефтью. После этого трубы осматривают при помощи дефектоскопа, оп-рессовывают, выявляя требующие ремонта, а также негодные для Дальнейшей работы.

Бурильные трубы, ведущие трубы и УБТ, требующие ремонта или имеющие исправимые дефекты, направляют после предвари­тельной проверки в ремонтные цеха трубной базы. В этих цехах Производят следующие ремонтные работы:

выпрямление искривленных и ведущих труб;

восстановление сработанной поверхности деталей;

восстановление сработанной опорной площади под элеватор У замковых муфт;

приварку к замкам колец, армированных твердым сплавом;

приварку замков к трубам;

ремонт резьб и т.д.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   ...   17


Таблица 4.5 Размеры сбалансированных утяжеленных труб УБТС2
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации