Конструкція свердловини та бурильної колони

Розділ 1. ІСТОРІЯ РОЗВИТКУ НАФТОВОЇ ПРОМИСЛОВОСТІ В УКРАЇНІ

Україна — одна з найстаріших нафтогазовидобувних держав світу. Бурхливий розвиток нафтової промисловості розпочався вже на початку другої половини XIX століття, коли потреба суспільства в нафті та продуктах її переробки значно зросла. Це пов’язано з винаходом і виготовленням у Львові в 1853 році гасової лампи та винаходом і застосуванням двигунів внутрішнього згоряння. Тому почали копати нафтові шахти глибиною понад 100 м, бурити свердловини за допомогою бурових верстатів, які широко застосовувались у соляному промислі. Вагомих успіхів у справі видобування нафти було досягнуто після запровадження у 1884 році так званого канадського способу верчення за допомогою верстатів ударного буріння, що дало змогу споруджувати свердловини глибиною понад 400 м і одержати знамениті Бориславські фонтани, слава про які швидко рознеслась по всій Європі та за їі межі. У1907 році запроваджено механізований видобуток нафти, завдяки чому загальний нафтовидобуток у старому Бориславі сягнув понад 10 мільйонів тонн.

На сьогодні в Україні відомі 273 газових, газоконденсатних і нафтових родовищ, а з яких майже 200 перебувають у стані розробки або дослідно-промислової експлуатації. На териториї України існує три нафтогазоносних регіони: Карпатський, Дніпровсько-Донецький і Причорноморсько-Кримський.

Чи чули ви коли — небудь про ДніпровськоДонецьку западину? Так називають геологи та географи територію поміж Донецьким кряжем та дельтою Прип’яті. У цій западині поблизу Ромен 1934 року забив перший фонтан полтавської нафти. Дивною здавалася тоді ця назва — «полтавська нафта» адже всі звикли до того, що родючі полтавські чорноземи споконвіку славились багатими врожаями. Нікому й на думку не спадало шукати в цій землі інші багатства. Радянські геологи знайшли їх. І тепер на і романтичних берегах Псла, де колись шелестіли стиглим колосом жита, звелися високі стрункі нафтові вежі. А оспівана Гоголем Диканька, стала відомою ще й завдяки і відкритій недалеко від неї Солосько — Диканській антиклінальній складці. Під її склепінням геологи знайшли «Молоді» нафтові промисли є не тільки на Полтавщині. Чимало їх з’явилося за останні роки на Сумщині, Чернігівщині, в Криму. Разом з видобутком нафти зростає видобуток газу. У 1956 році було відкрито велике Зачетлівське газонафтове родовище. В Зачетлівці, вперше на Україні, одержали нафту і газ з девонських відкладів. В передгір'ях Карпат, поблизу міста Дрогобича, знаходиться одне з найпотужніших в світі Дашавське родовище. Газопровід Дашава — Київ — Москва проліг на сотні кілометрів.

Величезні запаси блакитного палива відкрито недалеко від Харкова в Шебелинці. По магістралях трубопроводів шебелинський газ йде і до квартир Харкова, Дніпропетровська, Дніпродзержинська… Велике майбутнє у Шебелинки. Адже природний газ використовується не лише як паливо. Він чудова сировина для хімічної промисловості. Порівняно з 1958 роком видобуток «блакитного палива» зріст у чотири рази. І тепер Україна дає майже третину загального виробництва газу серед країн СНД. Родовища нашої країни постачають газ не тільки Україні, а й Росії, Білорусії, Республікам Прибалтики та Польщі. З кожним роком зростають нафтові й газові промисли країн. Тепер уже не тільки під землею шукають геологи нафту й газ. Розвідка ведеться навіть під водою, на дні моря. Та не лише розвідка. В Азербайджані, каспійські нафтовики вже давно добувають з — під води нафту.

Розділ 2. РОЗРАХУНКОВО — ТЕХНІЧНА ЧАСТИНА

2.1 Типи та конструкції свердловини

БУРІННЯ — створення бурової свердловини, шахтного стовбура, або шпуру руйнуванням гірських порід. Іноді вдаються до буріння шпурів у штучних матеріалах (наприклад, у бетоні). Основний спосіб буріння — механічний, рідше використовують гідравлічний, термічний та інші способи. Буріння застосовують з метою пошуків корисних копалин, видобування нафти, газу, води і розсолів, спорудження шахт тощо. При бурінні гірнича порода руйнується на всій площі вибою або тільки по кільцю (колонкове буріння). Глибина буріння, визначається його призначенням — декілька м. — шпури, сотні й тисячі м. — свердловини.

Буріння, глибоких свердловин здійснюється буровими установками, буровими станками, шпурів — бурильними молотками. Технічні засоби буріння, включають і також буровий насос або компресор для подачі бурового розчину і газу, бурильні труби, бурову вишку з талевою системою, противикидне обладнання, контрольно-вимірювальну апаратуру. При механічному бурінні, буровий інструмент (бурове долото, бурова коронка) діє на гірничу породу, руйнуючи її. При бурінні, вибухових свердловин в кварцових гірничих породах, застосовують термічне буріння (струменем полум’я). Механічні способи буріння за методом впливу інструмента на вибій поділяють на обертальне і ударне, ударно-поворотне і обертально-ударне. За типом породоруйнуючого інструмента розрізнюють шнекове, шарошкове, алмазне буріння, дробове і т. і, за типом бурової машини — перфораторне, пневмоударне, гідроударне, роторне, турбінне і т. д. За напрямком і методом проведення свердловин — кущове, вертикальне, похило направлене, багатовибійне та ін. Буріння розвивається і спеціалізується в трьох основних галузях гірничої справи: видобуток рідких і газоподібних корисних копалин, пошук і розвідка корисних копалин, видобуток твердих корисних копалин вибуховим способом.

БУРОВА СВЕРДЛОВИНА — переважно круглого перерізу (діаметр 59−1000 мм), яка утворюється в результаті буріння. Бурова свердловина — бурять з поверхні суші або з моря, з підземних гірничих виробок. Бурові свердловини поділяють на мілкі - глибиною до 2000 м (з них переважна більшість — до декількох сотень метрів), середні - до 4500 м, глибокі - до 6000 м, надглибокі - понад 6000 м. Довжина (глибина) найбільших бурових свердловин понад 10 км. У і бурових свердловин виділяють гирло (устя), стовбур і дно (вибій). За положенням осі стовбура і конфігурації бурових свердловин розділяють на вертикальні, горизонтальні, похилі; нерозгалужені, розгалужені, поодинокі та кущові. За призначенням розрізняють дослідні для дослідження земної кори, експлуатаційні (видобувні, розробні) — для розробки родовищ корисних копалин, будівельні - для будівництва різних споруд (мостів, причалів, фундаментів, паль і основ, підземних сховищ для рідин і газів, водоводів, продуктопроводів тощо), гірничотехнічні бурові свердловини — для будівництва й експлуатації гірничих споруд. Дослідні бурові свердловин поділяються на катувальні, структур-но-пошукові, опорно-геоло-гічні, опорно-технологічні, інженерно-геологічні, параметричні, пошукові і розвідувальні.

Експлуатаційні бурові свердловини за видами розроблюваного покладу поділяються на свердловини нафтового, газового і водяного покладу, за виконуваною функцією на видобувні, нагнітальні, оцінювальні, контрольні (параметричні, спостережні), за експлуатаційним станом — на діючі, ремонтовані, недіючі, законсервовані і ліквідовані. Гірничотехнічні бурові свердловини поділяються на вибухові (на них припадають найбільші обсяги буріння), заморожувальні, тампонажні, вентиляційні, водовідливні та ін.

Залежно від глибини і призначення бурових свердловин, умов буріння стінки свердловин закріплюють або залишають незакріпленими. Кріплення стовбура не проводять для гірничотехнічних (напр., вибухових) й інших свердловин невеликої глибини (до 50 м), пробурених у стійких скельних масивах.

Бурові свердловини, призначені для експлуатації і досліджень, в процесі спорудження кріплять. Вони мають найбільш складну конструкцію, яка визначається розмірами частин стовбура, обсадних колон і цементного кільця в просторі за обсадними колонами; видом і кількістю обсадних колон; обладнанням обсадних колон, гирла і вибою бурових свердловин. Обсадні колони (напрямна, кондукторна, проміжна й експлуатаційна) призначені для кріплення стінки частин стовбура бурових свердловин й ізоляції зон різних ускладнень, а також продуктивної товщі від решти частини геологічного розрізу. Як правило, вони згвинчуються (зварюються) із сталевих труб, у мілких свердловинах застосовують обсадні труби з пластмаси і азбоцементу.

Напрямна колона — перша обсадна колона (довжиною до 30 м), яку опускають у верхню (напрямну) частину стовбура, щоб ізолювати верхній наносний шар ґрунту і відвести висхідний потік бурового агента із стовбура свердловини в очисну систему, цементується по всій довжині.

Кондукторна колона (кондуктор) — друга обсадна колона, яка опускається у стовбур бурових свердловин, призначена для перекриття верхніх нестійких відкладів, водоносних і поглинальних пластів, зон вічномерзлих порід і т.п. На неї встановлюють противикидне обладнання; кільцевий простір за колоною звичайно цементують по всій довжині. Проміжну обсадну колону опускають у разі необхідності після кондукторної для кріплення нестійких порід, роз'єднання зон ускладнень і водоносних горизонтів. Глибину опускання проміжних і кондукторних колон розраховують із врахуванням попередження гідророзриву і пластів, стійкості стінки стовбура бурової свердловини, розділення зон застосування різних бурових агентів. Кількість проміжних колон залежить від і глибини бурових свердловин і складності геологічного розрізу. Остання обсадна колона (експлуатаційна колона) призначена для експлуатації й ізолює продуктивні пласти. Для вилучення флюїдів з продуктивних пластів у експлуатаційну колону опускають насосно-компресорні колони в різних комбінаціях залеж-но від кількості розроблюваних пластів і застосовуваного способу видобування. У проміжну й експлуатаційну частини стовбура бурової свердловини замість обсадної колони повної довжини можуть бути опущені на бурильних трубах обсадні колони-хвостовики, верх яких кріпиться з допомогою спеціальних підвісок. Колону-хвостовик після закінчення будівництва свердловини часом нарощують до гирла свердловини колоною-надставкою.

Мал. 1 — Загальний вид бурової установки: 1- приймальна ємкість; 2 — бурові насоси; 3 — нагнітальна лінія; 4 -силовий блок; 5 — буровий рукав; 6 — вертлюг; 7 — лебідка; 8 — провідна труба; 9 — індикатор ваги; 10 — машинні ключі; 11 — стояк; 12 — ключ Акб-зм2; 13-свічник; 14 — ротор; 15 — превентор; 16 — ручний привід превентора; 17 — трубний стелаж; 18 — вихід розчину в жолоб.

Для полегшення опускання, цементування обсадних колон і підвищення якості цих робіт обсадні колони обладнуються напрямними башмаками, різними клапанами, з'єднувальними і роз'єднувальними пристроями, турбулізаторами цементного розчину, пакерами, центраторами і скреб-ками. При багатоступінчастому цементуванні до складу обсадної колони вводять цементувальні муфти. За кількістю обсадних колон, які опускають у стовбур бурової свердловини після кондукторної, розрізняють одно-, дво-, триі багатоколонні конструкції свердловин; за видом обладнання привибійної зонибурової свердловини з обсадженою і необсадженою привибійною зоною. Конструкція з обсадженою привибійною зоною може бути отримана або в разі опускання в неї суцільної експлуатаційної колони з наступним її цементуванням і перфоруванням колони, цементного каменю і продуктивного пласта, або опусканням у неї експлуатаційної колони з хвостовою секцією, яка має круглі або щілиноподібні отвори, розміщені напроти продуктивного пласта. Конструкція газових свердловин відрізняється більшою герметичністю обсадних колон, яка досягається застосуванням обсадних труб із спеціальними з'єднинами і мастилами для них, підніманням цементного розчину за всіма колонами до гирла бурової свердловини і т.д. Гирло видобувних нафтових і газових свердловин обладнують спеціальною арматурою. Конструкція бурової свердловини, призначеної для пошуку і розвідки родовищ твердих корисних копалин значно простіша. Напрямна частина таких бурових свердловин має довжину декілька метрів і закріплюється напрямною трубою, кондукторна частина має довжину 30−150 м. Далі стовбур бурять з повним відбиранням керна, а закріплення нестійких порід здійснюють сумішами, які швидко тверднуть, обертального буріння:

Труби з потовщеними кінцями з'єднують між собою без муфт.

Для цього зовнішню поверхню нормального і внутрішню поверхню потовщеного кінця обробляють на конус і на конічних поверхнях нарізають різьби спеціального профілю з конусністю 1:16. Труби з'єднують згвинчуванням труба в трубу.

Стандартом передбачений випуск п’яти різновидностей з'єднань обсадних труб:

1. з короткою трикутною різьбою;

2. з подовженою трикутною різьбою;

3. з трапецієподібною різьбою (ОТТМ);

2.2 Призначення та конструкція бурильної колони та її елементів

Під терміном бурильна колона прийнято розуміти безперервну багатоланкову систему інструментів між вертлюгом на поверхні і долотом на забої свердловини. Останнім часом деякі фахівці до складу бурильної колони включають також долото і забійний двигун і виділяють колону бурильних труб як частину бурильної колони, що складається з бурильних труб.

Бурильна колона — невід'ємна частина технічного оснащення обертального буріння.

Вона служить для передачі потужності від поверхневого приводу до долота і повідомлення йому обертального руху, створення навантаження на долото, виконання спуско-піднімальних операцій, формування каналу, що дозволяє подавати циркуляційний агент до забою, для сприйняття реактивного моменту при роботі забійного двигуна, проведення досліджень свердловин і виконання різного роду робіт по ліквідації аварій в свердловині (звільнення і витягання прихопленого інструменту, підйом металевих предметів, що залишилися на забої, і так далі).

Бурильну колону використовують при секційному спуску обсадних колон. У цей перелік можуть входити і специфічні функції, залежні від способу буріння і стану стовбура свердловини. Так, при бурінні з електробуром бурильна колона служить каналом, в якому закріплюється кабельний струмопідвід, при деяких способах гідравлічного транспортування керна по бурильній колоні його піднімають на поверхню і так далі.

У багатоланковій конструкції бурильної колони виділяють основні і допоміжні елементи (інструменти). До основних відносять провідну трубу, бурильні труби з приєднувальними замками, бурильні труби, що обважнюють (УБТ). Допоміжні елементи — це перевідники різного призначення, протектори, центратори, стабілізатори, калібратори, наддолотні амортизатори.

Мал. 2 — Конструкція бурильної колони: 1 — верхній перевідник провідної труби; 2 — провідна труба; 3 — нижній перевідник провідної труби; 4 — запобіжний перевідник провідної труби; 5 — муфта замку, 6 — ніпель замку; 7 — бурильні труби; 8 — протектор; 9 перевідник на бурильні труби, що обважнюють (УБТ); 10 — УБТ; 11 — центратор; 12 — наддолотний амортизатор; 13 — каліб-ратор.

Допоміжними є елементи технологічного оснащення бурильної колони (наприклад, перепускні і зворотні клапани, запобіжні перевідники, шламометалоуловлювачі і ін.).

У разі застосування забійного двигуна його приєднують до нижнього кінця бурильної колони. Виходячи з цього умови довжину УБТ визначають по формули:

де L_УБТ — довжина УБТ, м; Р_А — навантаження на долото, Н; ц — маса 1 м УБТ, кг; р_ж — щільність промивальної рідини, кг/м³; р_ст — щільність матеріалу УБТ, кг/м³; g — прискорення вільного падіння, м/с².

У місці з'єднання бурильних труб з УБТ співвідношення їх діаметрів повинне бути не менше 0,75. Якщо умова не дотримується, то щоб уникнути концентрації напруги включають декілька УБТ меншого діаметру.

ДОПОМІЖНІ ЕЛЕМЕНТИ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ Перевідник має індивідуальне призначення і служить для з'єднання в бурильній колоні основних і допоміжних елементів з різьбленням різного профілю, з однойменними різьбовими кінцями (різьблення ніпельне — ніпельна, муфтова муфтова), для під'єднування забійного двигуна і тому подібне Перевідники випускають по ГОСТ 7360 82. За призначенням вони підрозділяються на перехідних (П), муфтових (М) і ніпельних (Н). У перевідниках нарізують замкове конічне різьблення по ГОСТ 5286– — 75.

Протектор призначений для оберігання бурильних труб і сполучних замків від поверхневого зносу, а також обсадної колони від протирання при переміщенні в ній бурильних труб. Зазвичай застосовують протектори з щільною посадкою, що є гумовим кільцем, надітим на бурильну колону над замком. Зовнішній діаметр протектора перевищує діаметр замку.

Центратор є опорно-центруючий елемент, який створює проміжну опору бурильної колони об стінки свердловини для зменшення прогинання КНБК. Центратор включають в конструкцію низу, що обважнює, і між секціями забійного двигуна. Місце установки центратора визначають розрахунковим шляхом або по заздалегідь розрахованих таблицях.

Ефективність застосування центратора знижується у міру зносу його зовнішньої контактної поверхні. Допустимий знос центратора по діаметру не перевищує 2 — 3 мм.

Стабілізатор — опорно — центруючий елемент для збереження жорсткої співісної бурильної колони в стовбурі свердловини впродовж деякого, найбільш відповідальної ділянки. Від центратора він відрізняється великим подовжнім розміром (зазвичай його довжина в 20 ЗО разів перевищує діаметр). Як стабілізатор використовують квадратну провідну трубу з армованими твердим сплавом ребрами, пружні стабілізатори типу СУ по ТУ 39−066 — 74 і тому подібне Нерідко стабілізатор замінюють компоновкою УБТ з декількома близько встановленими центраторами.

Калібратор різновид породорозбивного інструменту для обробки стінок свердловини і збереження номінального діаметру стовбура свердловини у разі зносу долота. У бурильній колоні калібратор розміщують безпосередньо над долотом. Він одночасно виконує роль центратора і покращує умови роботи долота. По озброєнню калібратори підрозділяються на шарошечньїе, лопатеві (твердосплавні) і діамантові.

Наддолотний амортизатор (забійний демпфер) встановлюють в бурильній колоні між долотом і УБТ для гасіння високочастотних коливань, що виникають при роботі долота на забої свердловини. Зниження вібраційних навантажень приводить до збільшення ресурсу роботи бурильної колони, підвищенню стійкості долота і дозволяє підтримувати режим буріння.

Демпфуючі пристрої класифікують по енергоємності і демпфуючій здатності. Енергоємність визначається найбільшою кількістю потенційної енергії, яку здатний акумулювати пружний елемент демпфера. Під демпфуючою здатністю розуміється частка необоротно поглиненої енергії. Деякі сорти технічної гуми за цикл можуть поглинати 40 — 70% енергії.

За принципом дії і конструкції виділяють демпфуючі пристрої двох типів: амортизатори-демпфери механічної дії, що включають пружні елементи (сталева пружина, гумові кільця або кулі, інші елементи); вібропогасники-демпфери гідравлічної або гідромеханічної дії (поглиначі гідравлічних ударів, гідроакустичні пастки і ін.).

Є досвід використання секції ЛБТ, введеної в КНБК, як широкосмугового виброгасителя. Для гасіння вібрацій відстань від нижнього кінця секції до долота повинна відповідати одній третині довжини хвилі.

До складу бурильної колони можуть включатися: шламомета-лоуловлювачі для захоплення шматків металу і частинок шламу в призабій-ній частині стовбура свердловини, допоміжні елементи для полегшення роз'єднання бурильної колони в нижній частині у разі аварії, інструменти для виконання додаткових видів робіт (відбір проб, виміри по траєкторії свердловини, управління траєкторією і тому подібне).

УМОВИ РОБОТИ БУРИЛЬНОЇ КОЛОНИ В СВЕРДЛОВИНІ

Умови роботи бурильної колони залежать від вельми різноманітних чинників, найбільш істотні з яких наступні: величина і характер навантажень, що діють; їх поєднання визначає складний напружений стан матеріалу труб (деякі з навантажень, що діють, не піддаються визначенню з достатньою точністю); наявність місць концентрації напруги (різьбове з'єднання; зчленовування елементів бурильної колони різної жорсткості, наприклад замку з бурильною трубою, бурильної труби з УБТ і тому подібне); корозійна дія середовища, в якому знаходиться бурильна колона (рН середовища, електричний потенціал, шкідливі домішки в буровому розчині, температура); корозійну дію вабить погіршення міцності показників матеріалу труб і інших елементів бурильної колони; абразивна дія на бурильну колону стінок свердловини і твердих частинок, що знаходяться в циркулюючому буровому розчині; воно приводить до зносу елементів бурильної колони і відповідно до зміни їх конструкційних розмірів, що, у свою чергу, обумовлює зростання напруги при незмінному навантаженні, що діє; виникнення коливальних процесів і резонансних явищ в бурильній колоні. Величини і характер навантажень, що діють на колону, залежать від способу буріння, траєкторії і стану свердловини, вживаних режимів буріння, технічного стану наземного устаткування, оснащеності його засобами механізації, автоматизації і контролю, а також від кваліфікації бурового персоналу. В процесі буріння бурильна колона піддається дії статичних, динамічних і змінних (у тому число циклічниих) навантажень. Характер навантажень, що діють, і їх розподіл по колоні в значній мірі визначаються способом буріння. Крім того, в процесі буріння виникають крутильні коливання бурильної колони і по ній проходять пружні хвилі. Як показане П.В. Баліцким, до основних чинників, що викликають появу пружних хвиль в колоні, можна віднести перекочування шарошок долота з одного опорного зубця на іншій, роботу шарошок на амообразному забої і нерівномірність подачі рідини буровими насосами. Як додаткові чинники розглядаються короткочасні перевантаження долота в результаті нерівномірної подачі бурильної колони у міру проходки стовбура, неоднорідність розбурюваних порід і ін. Частота вимушених коливань бурильної колони залежить від джерела обурюючої сили: від перекочування шарошки із зубця на зубець виникають пружні хвилі з основною частотою близько 100—150 Гц, від перекочування по вибоїнах забою з частотою 15 — 50 Гц, від роботи бурового насоса — 0,9 — 1,0 Гц. Вплив пульсації промивальної рідини на характер подовжніх коливань бурильної колони наголошується і в працях А. Е. Сарояна. За його даними, амплітуда подовжніх низькочастотних коливань може досягати 5 — 10 мм.

В результаті накладень крутильних коливань момент, що крутить, в бурильній колоні стає змінним. За даними забійних вимірювань, зміна його величини складає до 15 — 30% від середнього значення, а кутова амплітуда коливань низу бурильної колони може складати ± (5—10)°. Основна частота крутильних коливань рівна 5 -15 Гц.

Коливальні процеси в бурильній колоні можуть бути сталими або несталими залежно від характеру обурюючої сили (періодичний або випадковий).

На амплітуду і частоту коливань істотно впливають матеріал, з якого виготовлені бурильні труби, демпфуюче дію рідини, що заповнює свердловину, і сила тертя колони об стінки свердловини. За даними Тюменського індустріального інституту, при довжині колони 1280—1480 м амплітуда подовжніх коливань легкосплавових труб в 2 — 6 разів менша, ніж сталевих в аналогічних умовах.

Коли приступають до вибору бурильних труб і проектування бурильної колони для конкретної свердловини, зі всього різноманіття навантажень виділяють найбільш значні по величині і найбільш небезпечні і їх приймають за розрахункових. Дія інших, другорядних навантажень враховують поправочними коефіцієнтами або коефіцієн-тами запасу міцності.

2.3 Конструкція і характеристика ведучої труби, бурової труби, обважненої труби

КОНСТРУКЦІЯ І ХАРАКТЕРИСТИКА ВЕДУЧОЇ ТРУБИ Ведучі труби мають квадратний, шестигранний або хрестоподібний профіль з концентрично розташованим круглим або квадратним отвором для проходу промивального розчину. Завдяки гранованій поверхні полегшується взаємодія ведучої труби і ротора і забезпечується осьове переміщення бурильної колони в процесі буріння свердловини. На кінцях ведучих труб нарізається ліва і права зовнішні конічні різьблення трикутного профілю. Ліве конічне різьблення використовується для того, щоб нагвинчувати верхній перевідника ПНІВ, що сполучає ведучу трубу з вертлюгом. Праве конічне різьблення використовується для нижнього перевідника ПТИН, що сполучає ведучу трубу з бурильною колоною. Для забезпечення можливості нарощування бурильної колони ведуча труба по довжині повинна бути більше бурильної труби.

Основні технічні дані ведучих труб, що виготовляються згідно ТУ.

Ведучі труби виготовляють із сталі груп міцності Д і К, перевідники — із сталі марки 40ХН (ГОСТ 4543—71) або із сталі марки 45 (ГОСТ 1050—74).

Крім вказаних застосовуються ведучі труби із стороною квадрата 65 і 80 мм, що мають висаджені кінці, на яких нарізаються внутрішнє конічне ліве і праве різьблення для перевідників до вертлюга і бурильної труби. Ведучі труби цієї конструкції, звані двохрозтрубними, виготовляють шляхом витяжки (редукування) з круглої товстостінної труби і відрізняються тим, що мають квадратний прохідний перетин.

Ведучі труби типу ТГВКП діаметрами 112, 140 і 155 мм мають конічні стабілізуючі поясочки і перевідники на трапецеїдальному різьбленні (ТУ 39−01−04−392—78), виготовляються з гарячекатаної термообробленої труби. Труби типу ТВКП вигідно відрізняються від труб з висадженими кінцями технологією виготовлення і втомною міцністю різьбових з'єднань.

БУРИЛЬНІ ТРУБИ Бурильна труба є безшовним виробом кіль-цевого перетину, отрима-ним плющенням. Між собою труби з'єднуються за допомогою бурильних замків, що складаються з ніпеля і муфти, які приєднуються до кінців бурильної труби за допомогою різьблення або зварки. Вільні кінці ніпеля і муфти бурильних замків забезпечені крупним конічним різьбленням, завдяки якому скорочується тривалість збірки і розбирання бурильної колони при спуско — підйомних операціях.

Для попереднього з'єднання коротких труб використовуються сполучні муфти.

Особливість бурильних труб — наявність висаджених кінців. Унаслідок висадки збільшується поперечний перетин кінцевих ділянок, що дозволяє ослабити вплив різьблення, концентрації напруги, що є джерелом, на втомну міцність бурильної труби.

Бурильні труби виготовляють по ГОСТ 631–75, в якому регламентовані їх сортамент, технічні вимоги, правила приймання, методи випробування і маркіровка їх. Згідно ГОСТ 631–75, бурильні труби виготовляють чотирьох типів:

1-з висадженими всередину кінцями і муфтами до них;

2- з висадженими назовні кінцями і муфтами до них;

3-з висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясочками;

4-з висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючими поясочками.

Мал 3

Труби 3-го і 4-го типів володіють підвищеною міцністю і герметичністю, яку забезпечують внутрішні упорні торці, конічний стабілізуючий поясочок ущільнювача і гладка ділянка труби за різьбленням, що сприймають знакозмінні навантаження, що вигинають.

Висаджені кінці труб 3-го і 4-го типів на 15% довше за труби 1-го і 2-го типів. Довжина труби визначається відстанню між її торцями, а за наявності муфти, що нагвинчує, — відстанню від вільного торця муфти до останньої риски різьблення протилежного кінця труби.

Бурильні труби умовним діаметром від 60 до 102 мм виготовляють завдовжки 6; 8 і 11,5 м, умовним діаметром від 114 до 168 мм — завдовжки 11,5 м. У партії допускається до 25% труб завдовжки 8 м і до 8% завдовжки 6 м. Товщина стінки труби змінюється за рахунок її внутрішнього діаметру, що дозволяє обмежити номенклатуру ключів і інструменту для захоплення і утримання труб. По граничних відхиленнях розмірів бурильні труби 1-го і 2-го типів підрозділяються на труби звичайної і підвищеної точності виготовлення. Умовне позначення бурильних труб включає вид висадки (У — тип 1 і Н — тип 2); точність виготовлення.

Мал. 4 — Заміси для бурильних труб: 1 — ніпель; 2 — муфта.

П — підвищена точність виготовлення; букву Д — для труб типів 3 і 4; умовний діаметр труби; товщину стінки; групу міцності; позначення стандарту. Наприклад, бурильна труба 1-го типу підвищеної точності виготовлення, умовним діаметром 114 мм, з товщиною стінки 9 мм, із сталі групи міцності Д: труба ВП-114 X 9-Д ГОСТ 631–75.

Бурильні труби з привареними сполучними кінцями із зовнішньою висадкою ТБПВ.

Для бурильних труб з висадженими кінцями виготовляють замки трьох типів що відрізняються гідравлічними і міцностними характеристиками: ЗН — замок з нормальним прохідним отвором; ЗШ — замок з широким прохідним отвором; ЗУ — замок із збільшеним прохідним отвором.

Найбільш поширені замки типу ЗШ. Замки ЗУ використовуються в бурильних трубах з висадженими назовні кінцями. Для бурильних труб 3-го і 4-го типів використовуються замки ЗШК, і ЗУК, що відрізняються від ЗШ і ЗУ конічним розточуванням з боку різьблення для з'єднання ніпеля і муфти замку з бурильною трубою. Замки кріплять на бурильних трубах гарячим способом (нагріваючи до 400—450 °С) з натягом по різьбленню і стабілізуючому поясочку.

З інших різновидів найбільш перспективні бурильні труби ТБПВ з привареними сполучними кінцями. На відміну від труб, що випус-каються по ГОСТ 631–75, замки з цими трубами з'єднуються контактною зваркою. Труби з привареними кінцями володіють сприятливішою гідравлічною характеристикою. Міцність зварного шва після нормалізації і обкатки роликами досягає міцності тіла труби. Зсув осі сполучних кінців щодо осі труби не повинно перевищувати 0,75 мм, а перекіс осей — не більше 3,5 мм на 1 м. не на різьбленні.

Труби ТБПВ виготовляють по нормалі Н504—60, згідно якої номінальна довжина труб Ь=12,4 і 13,5 м; діаметр труб В — 73; 89; 114; 127 і 146 мм. Виробництво бурильних труб діаметром 114 і 127 мм з привареними кінцями освоєно Азербайджанським трубопрокатним і Нікопольським південнотрубним заводами. Легкосплавні бурильні труби мають висаджені всередину кінці і полегшені сталеві замки. Відомі беззамкові легкосплавні бурильні труби, на потовщених кінцях яких нарізається замкове різьблення.

У зарубіжній практиці для підвищення корозійної міцності і зменшення гідравлічних опорів на внутрішню поверхню бурильних труб наносять пластмасове покриття товщиною 0,125 мм.

БУРИЛЬНІ ТРУБИ ОБВАЖЕННІ

Бурильні труби (УБТ), обважують, є гарячекатані товстостінні труби кільцевого перетину (мал. 7). Відомі конструкції бурильних труб квадратного перетину обваженні, а також з подовжніми або спіральними канавками на зовнішній поверхні.

Бурильні труби, обваженні, по ТУ 14−3-164—73 виготовляють двох типів: гладкі по всій довжині і з конусною проточкою, що полегшує захоплення і утримання труби. Достатня товщина стінок дозволяє нарізувати на кінцях труби крупне конічне різьблення по подібності сполучного різьблення бурильних замків. Наддолотні УБТ на відміну від інших мають на обох кінцях внутрішнє різьблення (мал. 5, б, г).

Мал. 5 — Бурильні труби обважнені: а — проміжна; б — наддолотна; зоміжна з проточкою; г — наддолотна з проточкою.

В процесі буріння УБТ піддаються обертанню із знакозмінним вигином. Найбільша напруга виникає в різьбовому з'єднанні, що володіє меншою жорсткістю, чим тіло труби. Концентрація напруги в западинах різьблення знижує втомну міцність УБТ. Розвантажуючі зарізбленні канавки і обкатка роликом западин різьблення і поверхні канавок сприяють підвищенню втомної міцності УБТ.

У бурінні широко застосовуються збалансовані бурильні труби УБТС, обваженні, отвір і зовнішню поверхню яких механічно обробляють, що забезпечує прямолінійність отвору і збіг його осі з віссю бурильної труби. Завдяки цьому знижується биття при обертанні, а отже, зменшується рівень динамічних навантажень і підвищується запас міцності труб. Бурильні труби УБТС, обваженні, виготовляють по ТУ 39−076—74.

ЕКСПЛУАТАЦІЯ БУРИЛЬНИХ ТРУБ Бурильна колона працює в складних, важких умовах і її станом багато в чому визначається ефективність використання робочого часу впродовж кожного рейса. Стан бурильної колони і надійність її роботи залежать від дотримання правші її експлуатації. Вони регламентовані інструкціями і «Правилами безпеки в нафтовій і газовій промисловості». Основні вимоги по раціональному використанню бурильних труб і УБТ зводяться до наступного: дотримання рекомендованих співвідношень між номінальним діаметром бурильних труб, УБТ і діаметром стовбура свердловини; використання комплекту УБТ завдовжки, достатньою для створення навантаження на долото тільки за рахунок ваги УБТ і розвантаження бурильних труб від подовжніх стискаючих зусиль; використання спіральних і квадратних УБТ у разі підвищених вимог до стабілізації низу бурильної колони; дотримання умов, що дозволяють уникнути частот обертання, які можуть приводити до резонансного посилення коливальних процесів в бурильній колоні; систематичний контроль зносу бурильних труб і замків до них, УБТ і перевідників і їх різьбових кінців; облік роботи бурильних труб і своєчасне заповнення паспортів на комплекти труб; своєчасне вибраковування бурильних труб, що мають надмірний знос або неприпустиму стрілу прогинання.

Під час контролю бурильні труби необхідно опресовувати і перевіряти методами дефектоскопії і товщинометрії згідно інструкції, що діє, і в терміни, встановлені для даного району.

Правилами експлуатації передбачається раціональне використан-ня бурильної колони, зокрема бурильних труб, при її безвідмовній роботі.

Велике значення для надійної роботи бурильної колони має дотримання правил докріплення замкових різьбових з'єднань при спуску колони в свердловину. Початкове зусилля затягування різьбового з'єднання дозволяє уникнути появи зазорів між сполученими елементами замку під дією навантажень і змінної напруги в підставі конуса ніпеля замку. Різьбове з'єднання затягують, докріпляючи різьблення машинними ключами при регламентованому моменті, що крутить.

При виконанні спуско — піднімальних операцій необхідно контролювати стан різьблення і періодично її змащувати.

В процесі роботи в свердловині бурильні труби зношуються, внаслідок чого товщина їх стінок зменшується. Знос може бути рівномірним по всьому периметру труби або одностороннім. Бурильні труби залежно від зносу переводяться в II і НІ класи. Труби III класу рекомендується використовувати в свердловинах завглибшки до 2500 м. Товщину стінки труби контролюють за допомогою спеціальних приладів — товщиномірів.

При огляді різьбових з'єднань потрібно звертати увагу на появу задирів різьблення (особливо після перших двох рейсів з новими замками), на знос різьблення і появу слідів проживу.

Об'єктом постійної перевірки повинна бути прямолінійність труб. Як показує практика, викривлені бурильні труби зазвичай піддаються інтенсивнішому зносу і є одній з причин викривлення свердловин. Кривизну бурильних труб оцінюють по величині стріли прогинання. Стріла прогинання в середній третині труби не повинна перевищувати 1:2000 довжин труби, на кінцевих ділянках труби прогинання не повинне бути більше 1,3 мм на 1 м довжини, а для УБТ -1 мм на 1 м довжини.

Після завершення бурових робіт на свердловині всі бурильні труби проходять усесторонній контроль. Непридатні до подальшого використання труби вибраковуються.

Ретельний систематичний контроль стану бурильних труб і своєчасне вибраковування непридатних необхідна умова правильної експлуатації бурильної колони, що дозволяє значно скоротити випадки поломки бурильної колони в свердловині.

Розділ 3. ОХОРОНА ПРАЦІ

3.1 Охорона праці та техніка безпеки при роботі з трубами

При підйомі інструменту слід спостерігати за свідченнями індикатора ваги. У разі появи затягувань не допускається ходіння інструменту при навантаженнях, що перевищують максимально допустиме навантаження на вежу і талеву систему.

При спуску бурильної колони допоміжне гальмо лебідки (гідродинамічний або іншого типу) повинне включатися в роботу після досягнення ваги колони, вказаної в характеристиці бурової установки. Робота без допоміжного гальма при цьому забороняється. Включення і виключення кулачкової муфти допоміжного гальма бурової лебідки на ходу забороняються.

Під час підйому бурильного інструменту зовнішню поверхню труб необхідно очищати від промивального розчину і оглядати. Бурова установка повинна бути оснащена пристосуванням для очищення труб.

Поверхня ротора і підлогу бурової вежі при спуско-підйомних операціях необхідно систематично очищати.

Запобіжні гумові кільця повинні надягати на бурильні труби за допомогою спеціального пристосування.

Для розкріплювання різьбових з'єднань труб на буровій установці повинен встановлюватися пневмораскрепитель.

Робота пневморозкліплювачем без поворотного направляючого ролика її допускається.

Тяговий канат повинен кріпитися до штока пневмо-раскрепителя канатною втулкою, заплеткою або трьома затисками. Кріплення вузлом забороняється.

Замкові з'єднання бурильних свічок повинні розкріплюватися механізованими буровими ключами або машинними ключами із застосуванням пневморозкріплювача. Розкріплювання бурового інструменту шляхом відбиття ротором забороняється.

Для того, що нагвинчує і відгвинчування доліт повинні застосовуватися спеціальні пристосування, виготовлені у вигляді вкладиша в ротор. Долото, що нагвинчує, повинне кріпитися машинним ключем при застопореному роторі.

Кріпити і розкріплювати долота за допомогою ротора забороняється. При підтяганні доліт слід застосовувати ковпачки.

Забороняється працювати несправними машинними ключами, а також ключами, розмір яких не відповідає діаметру бурильних або обсадних труб.

Підвісний буровий ключ повинен мати страховий канат. Страхові канати повинні бути надійно прикріплені, відповідно до вимог п. 1.12.2 сьогоденню Правив так, щоб виключалася залишкова деформація місць кріплення.

Страховий канат повинен бути довше натяжного (робочого) на 15—20 см і кріпитися окремо від нього.

При переміщенні підвісного бурового ключа до центру свердловини його слід притримувати руками.

Забороняється згвинчувати і розгвинчувати бурильні і обсадні труби прядивним або сталевим канатом, за допомогою котушки бурової лебідки без застосування кругового ключа або канатотримача.

Забороняється застосовувати ланцюгові ключі для розгвинчування і згвинчення труб за допомогою котушки бурової лебідки.

Забороняється знаходитися в радіусі дії підвісного бурового ключа і поблизу його натяжного каната при згвинчені і розгвинчуванні бурильних або обсадних труб.

При посадці бурового інструменту, а також колони обсадних труб на ротор, підводі і відведенні механізованих бурових ключів люди не повинні знаходитися на роторі і в зоні дії ключів.

Забороняється провертати стіл ротора, а також проводити підйом бурового інструменту до введення обидва штропів в проушини елеватора і їх страховки шпильками або іншими пристосуваннями.

Завантажувально — розвантажувальні роботи, а також переміщення труб і інструменту на приймальному мосту бурової установки повинні проводитися вантажопідйомними пристроями або іншими механізмами, що забезпечують безпечне виробництво цих робіт.

Для захоплення що підтягаються в бурову бурильних і обсадних труб, а також іншої тяжкості повинні застосовуватися дворогі крюки або крюки із запобіжною клямкою, виготовлені відповідно до затвердженої нормалі.

Забороняється подавати руками бурильні свічки зі свічника до гирла свердловини і назад. За відсутності механізму для установки бурильних свічок на свічник і переміщення їх до ротора вказані операції повинні проводитися за допомогою відвідного гачка.

Робоча труба (квадрат), від'єднана від колони бурильних труб, повинна встановлюватися в шурф.

Верхня частина шурфової труби повинна підноситися над рівнем підлоги бурової на 50—80 см.

Переміщення робочої труби, що витягує з шурфу, до гирла свердловини повинне бути плавним, а затягування її в шурф — механізовано. Забороняється затягувати робочу трубу в шурф за допомогою шпилястої котушки і уручну.

Забороняється користуватися переверненим елеватором при нарощуванні інструменту без спеціального пристрою, що запобігає можливості самовідкривання замку елеватора.

Гачки, що знаходяться на помостах, і інші пристосування для заводу і установки свічок за палець повинні прив’язуватися прядивним або оцинкованим канатом до елементів вежі.

Забороняється залишати на помостах предмети не прив’язаними.

Забороняється підводити бурові ключі до бурильної колони до остаточної посадки її на клини або елеватор і до установки свічки (труби) в муфту замку.

При підйомі зі свердловини бурильних труб до установки їх на клини або елеватор забороняється висувати захоплення МСП до центру свердловини.

Забороняється залишати механізм захоплення свічок у висунутому положенні.

При перервах спуско — підйомних операцій або промивці і підігріві парою окремих механізмів установки АСП повинна бути зняте напруга з пульта управління і із станції управління АСП.

Під час переміщення бурильної свічки від ротора до місця її установки на свічник АУС і назад забороняється знаходитися робочим на шляху руху свічки.

Направляючий канат при автоматичній установці бурильних свічок на свічник винен переводитися на наступний осередок свічника до того, як крюк — скидач буде підведений до кінця відгвинченої (черговий) свічки.

Перед кожним підйомом бурильного інструменту слід перевірити справність упору і крюка — скидача.

У буровій установці, обладнаній механізмом АУС, вихід до жолобної системи повинен знаходитися в стороні від упору.

Конструкція клинового захоплення повинна забезпечувати надійне захоплення бурильних труб. Педаль управління клиновим захопленням повинна закриватися міцним кожухом, що відкритим тільки з фронту обслуговування і виключає можливість випадкової дії на неї.

Щоб уникнути випадкового включення кранів пульта АКБ на пневмолінії повинен бути встановлений клапан — відсікач.

Після закінчення спуско — підйомних операцій і при вимушених зупинках необхідно перекрити головний кран повітряної лінії і випустити повітря з лінії пневматичного бурового ключа, а ручки управління ключем зафіксувати в нейтральному положенні.

Систематично перевіряти справність головного крана і фіксуючих пристроїв кранів управління.

Якщо автоматичний буровою пневмоключ не відведений в нейтральне положення, під'їм або спуск чергової бурильної свічки забороняється.

БУРІННЯ СВЕРДЛОВИН Буріння шурфу під робочу трубу (квадрат) турбобуром або електробуром допускається тільки за допомогою пристосування, що забезпечує безпечне ведення цієї роботи.

У разі аварійного відключення висвітлення роботи на буровій в нічний час повинні бути припинені і прийняті заходи по запобіганню прихвату інструменту.

КРІПЛЕННЯ СВЕРДЛОВИН Перед спуском колони обсадних труб в свердловину буровий майстер і механік повинні перевірити справність всієї бурової установки, талевой системи і інструменту, призначених для виконання операції по спуску колони.

Виявлені несправності повинні бути усунені до початку спуску обсадної колони.

Спуск в свердловину обсадної колони вирішується тільки за наявності у бурового майстра затвердженого плану проведення цієї роботи.

Забороняється робочим знаходитися у нижнього кінця обсадної труби, що піднімається для того, що нагвинчує.

До початку робіт по цементуванню свердловини біля бурової установки повинен бути підготовлена майданчик для цементувальних агрегатів, цементозмішувальних машин і іншого необхідного устаткування.

При цементуванні свердловин, розташованих на затоплених ділянках, установка цементувального устаткування вирішується на баржах або судах кранів відповідної вантажопідйомності. Баржі при цьому повинні кріпитися не менше чим двома якорями.

Цементувальна головка до установки її на колону повинна бути спресована тиском, в півтора рази що перевищує найбільший розрахунковий тиск для цементування свердловин, але не більш пробного тиску, вказаного в паспорті.

Трубопроводи від цементувального агрегату до цементувальної головки і трубопроводи, по яких повинен закачуватися цементний розчин в свердловину, слід опресувати на півторакратнии найбільший робочий тиск, очікуваний в процесі цементування свердловин.

Запобіжний клапан цементувального агрегату повинен спрацьовувати при перевищенні номінального тиску не менше чим на 3,5%.

Свердловину дозволяється цементувати тільки за наявності перевірених запобіжних клапанів і манометрів на агрегатах, а також манометра на цементувальній головці.

Цементування свердловин повинне проводитися в денний час. При вимушеному цементуванні свердловини у вечірній і нічний час майданчик для установки агрегатів повинен мати освітленість не менше 25 лк. Крім того, кожен цементувальний агрегат повинен мати індивідуальне освітлення.

Під час цементування свердловини забороняється ремонтувати агрегати, цементувальну головку і трубопроводи, що знаходяться під тиском.

В цілях безпеки обслуговування агрегатів і можливості від'їзду якого-небудь з них убік, у разі потреби слід дотримувати наступні відстані:

а) від гирла свердловини до блок маніфольдів — не менше 10 м;

б) від блок маніфольдів до агрегатів — не менше 5−10 м;

в) між цементувальними агрегатами і цементозмішуваними машинами — не менше 1,5 м.

Забороняється починати цементування обсадних колон за наявності нафтогазоводопроявлень в свердловині.

Ремонт шнеків і інших елементів цементозмішувального агрегату, що обертаються, а також очищення його коробки змішувача повинні проводитися при зупиненому двигуні; забороняється в цей час знаходитися в кабіні водієві і кому-небудь з обслуговуючого персоналу.

На закінченій бурінням свердловині висота верхнього зрізу експлуатаційної колони повинна бути визначена виходячи з місцевих умов і за узгодженням з органами Держміськтехнагляду і підприємствами, що експлуатують ці родовища.

Зусилля натягнення нерухомого кінця каната, зігнутого між середнім і крайніми роликами датчика-трансформатора, перетвориться у відповідну величину тиску, що виникає в камері датчика і передаваного по трубці реєстраторові і покажчикам. Гідравлічна система індикатора заповнюється спирто — глицериновой сумішшю за допомогою ручного насоса 5 через вентиль 6. Прилад ГИВ-6 комплектується трьома різними трансформаторами тиску.

При монтажі індикатора ваги необхідно уникати перегинів трубок гідравлічної системи; всі його частини слід встановлювати приблизно на одному рівні. Перед монтажем трансформатора тиску підйомний крюк звільняють від інструменту і встановлюють на відстані 1—2 м від ротора. Потім демонтують верхній ролик трансформатора, заводять талевий канат в кронштейн і ставлять ролик на місце. Аналогічно поступають з нижнім роликом.

Первинний тиск в гідросистемі індикатора ваги при ненавантаженій талевій системі повинен відповідати 10 діленням манометра. Після монтажу трансформатора тиск від зусилля на нерухомому кінці талевого каната буде дещо більше 10 ділень по манометру. Щоб понизити його до 10 ділень, необхідно випускати з ніпеля трансформатора деяку кількість рідини до тих пір, поки стрілка показуючого манометра не встановиться на 10-м діленні, яке буде відповідати зусиллю на нерухомому кінці талевого каната від ваги талевого блоку, крюка і вертлюга. Після цього стрілку самописного манометра встановлюють на 10-е ділення поворотом її в місці кріплення.

Перевірка правильності установки досягається двухі триразовим підйомом і спуском підйомного крюка на висоту 10— 15 м від столу ротора. У разі відхилення стрілки в ту або іншу сторону слід підкачати в ніпель трансформатора або випустити з нього деяку кількість рідини. В процесі експлуатації індикатора ваги необхідно стежити за герметичністю його гідравлічної системи. Витік рідини з гідросистеми викликає значні погрішності в свідченнях індикатора ваги.

Періодично (по можливості кожну зміну) треба перевіряти положення стрілки на 10-м діленні. При частому зниженні тиску необхідно демонтувати трансформатор.

СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ:

1. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению т. 1 М. Недра, 1985. 414 с.

2. Вадецкий О. В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М, Недра, 1985.

3. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин. М, Недра, 1989,413 с.

4. Середа Н. Г., Соловьев Е. М. Бурение нефтяных скважин. М., Недра, 1988,360 с.

5. Технология бурения глубоких скважин Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Вдовин К. И. и др. М., Недра, 1982, 282 с.