|
|||||||
Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!! Литература |
Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг) |
||||||
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
Бурение нефтяных и газовых скважин |
|||||||
Глава № 5 |
|||||||
ВНИМАНИЕ В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML. Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF. ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы. |
|||||||
В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления. Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки. Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск. |
|||||||
анекдоты программы истории |
Глава 5 БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, для создания осевой нагрузки на долото, а также для управления траекторией бурящейся скважины. Являясь совместно с долотом и забойным двигателем буровым инструментом, бурильная колонна выполняет следующие функции: передает вращение от ротора к долоту; воспринимает от забойных двигателей реактивные моменты; подает к забою промывочный агент; подводит гидравлическую мощность к долоту и погружному гидравлическому двигателю; вдавливает долото в горные породы на забое, действуя своей силой тяжести; обеспечивает замену долота и погружного двигателя посредством транспортирования их к забою или на дневную поверхность; позволяет вести аварийные и другие специальные работы в стволе скважины. Бурильная колонна (рис. 5.1) включает в себя следующие элементы: бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы; ведущую (рабочую) бурильную трубу; переводники; отклонитель; центраторы, протекторы и другую оснастку. Ведущая труба 2 соединена верхним концом с вертлюгом при помощи переводника ствола вертлюга и верхнего переводника ведущей трубы 1, а нижним концом – с колонной бурильных труб, спущенных в скважину, при помощи нижнего 3 и предохранительного 4 переводников ведущей трубы. Ведущая труба вращается ротором и через бурильную колонну передает вращение долоту при роторном бурении, а при турбинном – не позволяет при замкнутом стволе ротора вращаться бурильной колонне в противоположном направлении под действием реактивного момента погружного двигателя. Бурильные трубы соединены друг с другом при помощи замков, которые состоят из муфты 5 и ниппеля 6. Рис. 5.1. Конструкция бурильной колонны: 1 – верхний переводник ведущей трубы; 2 – ведущая труба; 3 – нижний переводник ведущей трубы; 4 – предохранительный переводник ведущей трубы; 5 – муфта замка; 6 – ниппель замка; 7 – бурильные трубы; 8 – протектор; 9 – переводник на УБТ; 10 – УБТ; 11 – центратор; 12 – наддо-лотный амортизатор 115 Нижняя часть бурильной колонны составлена из УБТ 10, которые соединены друг с другом при помощи замковых резьб, нарезанных в виде ниппеля с одной стороны и в виде муфты – с другой. Посредством переводника нижний конец УБТ соединяется либо непосредственно с долотом, либо с погружным двигателем. 5.1. ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ ВЕДУЩИЕ На верхнем конце бурильной колонны находится ведущая труба, предназначенная для передачи вращения от привода через ротор бурового станка бурильной колонне состоящей из бурильных труб, замков и утяжеленных бурильных труб. На нижний конец бурильной колонны навернуто долото или другой инструмент. В отличие от бурильных труб, замков и УБТ ведущая труба, как правило, имеет форму квадратного, иногда шестигранного сечения. Ведущая труба предотвращает возможность реверсивного вращения бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтобура, электробура). В практике бурения применяются ведущие трубы сборной конструкции, состоящие из трубы, верхнего и нижнего переводников, а также цельной (неразъемной). Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются в основном квадратного сечения, включают собственно трубу, верхний переводник ПШВ для соединения с вертлюгом и нижний переводник ПШН для присоединения к бурильной колонне. Ведущие трубы сборной конструкции изготовляются по ТУ 14-3-126–73 размерами 112?112, 140?140, 155?155 мм и по ТУ 14-3-755–78 размерами 65?65 и 80?80 мм. Размеры и масса ведущих труб сборной конструкции приведены в табл. 5.1 и на рис. 5.2. На концах ведущей трубы нарезается трубная коническая резьба (профиль по ГОСТ 631–75) – правая на нижнем и левая – на верхнем. На нижний конец трубы навинчивается (горячим способом на прессовой посадке) переводник ПШН (рис. 5.3, a), а на верхний – переводник ПШВ (рис. 5.3, a). Для защиты от износа замковой резьбы переводника ПШН между замком бурильной трубы и переводником ведущей трубы устанавливается переводник ПП. Ведущие трубы (горячекатаные) изготовляются из стали групп прочности Д и К, переводники – из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543–71). Трубная резьба на концах ведущей трубы не стандартизирована, за исключением профиля. На теле трубы допускаются дефекты глубиной не более 18 % толщины стенки на расстоянии более 500 мм от концов, и не более 12,5 % на остальной части трубы. Точность трубной конической резьбы должна соответствовать требованиям ГОСТ 631–75. При контроле трубной резьбы резьбовым калибром-кольцом натяг (расстояние между измерительной плоскостью калибра и концом сбега резьбы трубы) должен быть 9 ± 3,175 мм. На цилиндрической поверхности каждой трубы у левой резьбы или на грани должна быть нанесена маркировка: размер трубы, номер, номер плавки, марка стали, дата выпуска, клеймо ОТК завода- 116 Т а б л и ц а 5.1 Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения сборной конструкции Условный размер трубы, мм Сторона квадрата a, мм Диаметр канала d, мм Диаметр проточки под элеватор D1, мм Диаметр цилиндрической проточки D2, мм Длина резьбы G (включая сбег), мм Длина трубы L, м, не менее рабочей части Lр общая Замковая резьба переводников (ГОСТ 5286–75) верхнего нижнего Наружный диаметр переводника, мм верхнего нижнего Масса (теоретическая), кг 1 м трубы без пе-реводни-ков переводника верхнего нижнего 112 140 155 112+- 51 140 ± 2 155+- 23 74 ± 4 85 ± 5 100 ± 5 114 141 168 110 ± 0,5 135 ± 0,5 150 ± 0,5 По ТУ 14-3-126–73 95 – 13–2,5 105 – 14+2,5 120 – 14+2,5 65,6 106,6 124,3 65 85
Рис. 5.2. Ведущая труба сборной конструкции: I – резьба замковая (правая) по ГОСТ 5286–75; II – то же, левая; III – резьба 8 ниток ? 25,4 мм (правая) по ТУ 14-3-126–73; IV – то же, левая
Рис. 5.3. Переводники ведущей трубы: a – нижний; a – верхний; I – резьба замковая; II – то же, левая; III – резьба по ТУ 14-3-126–73; IV – то же, левая; Dн – наружный диаметр переводника; L – длина переводника; d – диаметр проходного отверстия; d0 –диаметр цилиндрической выточки; d1 – внутренний диаметр резьбы в плоскости торца; l1 – расстояние от торца до конца резьбы с полным профилем; l2 – длина конуса под резьбу Рис. 5.4. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ: 1 – труба квадратного сечения; 2 – переводник
а // IV ^1:32 А . p^=s^4V " -^------------- Рис. 5.5. Ведущая труба с коническими стабилизирующими поясками ТВКП: a - труба; a - резьбовое соединение; I - резьба замковая по ГОСТ 5286-75; II - то же, левая; III - резьба ТТ; IV - то же, левая
Рис. 5.6. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП: a – переводник; a – труба; I – расчетная плоскость конических поверхностей; II ная плоскость изготовителя. На буровую трубы поступают с навинченными предохранительными кольцами. Трубы ТВБ (рис. 5.4) имеют цилиндрический блокирующий поясок, который усиливает и герметизирует коническую резьбу. Его протачивают на стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения 112, 140, 155 мм. Переводники на трубу навинчивают в горячем состоянии после их нагрева до 400–430 °С. Трубы ТВКП (рис. 5.5) отличаются коническими стабилизирующими основ- 121 поясками и переводниками. Прочность и герметичность резьбового соединения обеспечиваются трапецеидальной резьбой профиля ТТ с углом 30° (ГОСТ 631–75) и коническим стабилизирующим пояском конусностью 1 : 32. Поясок протачивают по стандартной горячекатаной ведущей трубе квадратного сечения за резьбой профиля ТТ. Трубы ТВКП изготавливают по ТУ 51-276–86. Переводники изготавливают из стали марки 40ХН или 40ХН2МА. Верхний переводник снабжен левой резьбой для предотвращения его самопроизвольного отвинчивания от ствола вертлюга. Размеры соединений приведены на рис. 5.6. Сборка переводников с трубой по резьбе профиля ТТ должна производиться горячим способом с нагревом переводников до температуры 380–450 °С. После свинчивания соединения должно быть обеспечено сопряжение торца трубы и внутреннего упорного торца переводника по всему периметру стыка упорных поверхностей. Резьбы профиля ТТ ведущей бурильной трубы контролируются резьбовыми и гладкими калибрами. В верхнем ТВВК и нижнем ТВНК переводниках контролируется внутренняя резьба профиля ТТ и коническая расточка, а также внутренняя и наружная замковые резьбы. Промышленностью осваиваются ведущие бурильные трубы цельной конструкции квадратного и шестигранного сечений в соответствии со стандартом СЭВ 11384–78, аналогичные стандарту АНИ-7. 5.2. ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ И МУФТЫ К НИМ Для увеличения толщины стенок и прочности бурильных труб в нарезанной части концы их высаживаются внутрь или наружу (ГОСТ 631–75). На конец трубы (типов 1, 2, по ГОСТ 631–75) навинчивается на резьбе треугольного профиля муфтовая или ниппельная часть замка. С целью упрочнения и исключения возможности усталостного разрушения трубы по трубной резьбе применяются бурильные трубы (типов 3, 4, по ГОСТ 631–75) с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками. В практике бурения их называют соответственно ТБВК, ТБНК. Размеры и массы труб типа 1 и муфт к ним должны соответствовать рис. 5.7 и табл. 5.2, типа 2 – рис. 5.8 и табл. 5.3, типа 3 – рис. 5.9, a и табл. 5.4, типа 4 – рис. 5.9, a (см. табл. 5.4). Трубы типов 1, 2 изготовляются с правой и левой резьбами, трубы типов 3, 4 – с правой резьбой и по соглашению потребителя с изготовителем – с левой. Трубы всех типов изготовляются длиной: 6,8 и 11,5 м при условном диаметре труб 60–102 мм; 11,5 м – при условном диаметре труб 114– 168 мм. В поставляемой партии допускается до 25 % труб длиной 8 м и до 8 % – длиной 6 м. С согласия потребителя допускается изготовление труб диаметром 114 мм, длиной 6 и 8 м. Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при наличии навинченной муфты – расстоянием от свободного торца муфты до последнего витка резьбы другого конца трубы. Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна трубы (стрела 122 Рис. 5.7. Трубы типа 1 с высаженными внутрь концами и муфты к ним: a – труба; a – муфта прогиба) на середине длины трубы не должна превышать 1/2000 длины трубы. Кривизна конца трубы – частное от деления стрелы прогиба на расстояние от места измерения до ближайшего конца трубы. Длина высадки в расчет не принимается. Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним. Труба В-114?9-Д ГОСТ 631–75 – труба бурильная типа 1, условный диаметр 114 мм, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности. Труба ВП-114?9-Д ГОСТ 631–75 – то же, повышенной точности. Муфта В-114-Д ГОСТ 631–75 – муфта к трубе типа 1, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д. Труба Н-114?-Д ГОСТ 631–75 – труба бурильная типа 2, толщина стенки 9 мм, группа прочности Д, обычной точности. Труба НП-114?9-Д ГОСТ 631–75 – то же, повышенной точности. Муфта Н-114-Д ГОСТ 631-75 – муфта к трубе типа 2, условный диаметр 114 мм, группа прочности Д. 123 Т а б л и ц а 5.2 Размеры (в мм) труб с высаженными внутрь концами и муфты к ним Труба ный диаметр трубы D 60 73 89 102 114 127 140 169 П р и м е ч а н и я: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. Размер l1 (длина переходной части) является справочным. 3. Размер d1? может быть равен d1. 4. По соглашению изготовителя с потребителем допускается изготовление труб с меньшими толщинами стенок. 5. Наружный диаметр конца трубы с условным диаметром 140 мм на длине не менее l3 min должен быть не менее 141,3 мм.
Рис. 5.8. Трубы типа 2 с высаженными наружу концами и муфты к ним: a – труба; a – муфта Труба ВК-114?9-Д ГОСТ 631–75 – труба бурильная типа 3, далее то же. Труба НК-114?9-Д ГОСТ 631–75 – труба бурильная типа 4, далее то же. Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов «труба» или «муфта» ставится буква Л. Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких уступов. На внутренней поверхности переходной части высаженных наружу концов бурильных труб типа 4 всех диаметров допускается одно пологое кольцевое незаполнение шириной не более 40 мм, причем наименьшая толщина стенки в этих местах должна быть на 2 мм больше номинальной толщины стенки данного типоразмера труб. 125 Т а б л и ц а 5.3 Размеры (в мм) труб с высаженными концами и муфты к ним Труба Наружный Условный диаметр трубы диаметр D 60 73 89 102 114 140 П р и м е ч а н и я: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. На внутренней полости участка высадки (l3 min + l4) допускается технологическая конусность до 6 мм, т.е. размер d1 может быть больше размера d на 6 мм.
Рис. 5.9. Трубы с коническим стабилизирующим пояском: a – конец трубы типа 3 с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими поясками; a – конец трубы типа 4 с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб типа 2 допускаются следы исправления дефектов и отдельные пологие незаполнения металлом глубиной до 2–3 мм, шириной до 20 мм и протяженностью по окружности до 25–50 мм (меньшие размеры для труб диаметром 60– 120 мм, большие – для труб диаметром 114–140 мм). 127 Т а б л и ц а 5.4 Размеры (в мм) труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками Условный диаметр трубы Наружный диаметр трубы D Толщина стенки s Внутренний диаметр d Высадка Диаметр прохода d1 (предельное отклонение ±1,5) Наружный диаметр D6 min Длина механической обработки Lmin Длина до переходной части lmin Длина высадки l1 Масса, кг 1 м гладкой трубы Увеличение массы одной трубы вследствие высадки обоих концов 89 102 114 127 140 73 89 102 114 С высаженными внутрь концами 89,0 11 101,6 114,3 10 11 127,0 139,7 73,0 89,0 101,6 114,3 10 11 155 155 165 165 17,8 21,2 20,4 22,4 23,3 25,7 28,0 26,2 28,9 29,0 32,0 35,0 14,2 16,8 17,8 21,2 20,4 22,4 23,3 25,7 28,0 3,9 3,4 5,1 5,0 7,3 7,1 6,9 7,8 7,6 11,0 10,2 9,2 3,7 4,5 5,7 7,9 П р и м е ч а н и я: 1. При вычислении массы плотность стали принята равной 7,85 г/см3. 2. Размер D6 min указан для механически обработанной поверхности высаженных концов труб на длине Lmin.
Рис. 5.10. Профиль резьбы бурильных труб типов 1, 2 и муфт к ним с треугольной резьбой: 1 – муфта; 2 – труба; I – линия, параллельная оси резьбы; II – линия среднего диаметра резьбы Профиль резьбы труб типов 1, 2 и муфт к ним (рис. 5.10) имеет следующие размеры: Шаг резьбы P, мм ........................................................................................................ 3,175
Глубина резьбы h1, мм Рабочая высота профиля h, мм ................................................................................ Радиусы закругления, мм: r ................................................................................................................................. r1 ................................................................................................................................ Зазор z, мм .................................................................................................................... Угол уклона ? ............................................................................................................... Конусность 2 tg ? ........................................................................................................ 1,810+-00,,1005 1,734 0,508 0,432 14724» 1:16 П р и м е ч а н и я: 1. Шаг резьбы должен измеряться параллельно оси резьбы трубы и муфты. 2. Размеры r и r1 приведены в качестве справочных для проектирования резьбонарезного инструмента. Соответствующие размеры резьбовых соединений бурильных труб типов 1, 2 приведены на рис. 5.11. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4 и их резьбовые соединения приведены соответственно на рис. 5.12 и 5.13. К высаженному концу труб ВК, НК предъявляются следующие требования. Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы. Неперпендикулярность не более 0,06, неплоскостность – не более 0,1 мм. Оси резьбы и конического стабилизирующего пояска должны совпадать. Допустимое отклонение от соосности не более 0,04 мм. Разностенность в плоскости торца трубы должна быть не более: 4 мм для труб диаметром 73 мм; 4,5 мм 129 Рис. 5.11. Резьбовое соединение бурильных труб типов 1, 2: a – соединение, свинченное вручную; a – соединение, свинченное на станке; I – конец сбега резьбы (последняя риска на трубе); II – линия, параллельная оси резьбы трубы; III – линия среднего диаметра резьбы. Размер D1 приведен для труб типа 2 Рис. 5.12. Профиль трапецеидальной резьбы труб типов 3, 4: I – линия, параллельная оси резьбы трубы; II – ось резьбы трубы для труб диаметром 89, 102 мм; 5 мм для остальных диаметров труб 114, 127, 140 мм. Поверхности конического стабилизирующего пояска и торца трубы должны быть гладкими, без заусенцев, рванин и других дефектов. На наружной поверхности высаженной части трубы, подвергающейся 130 Рис. 5.13. Резьбовое соединение бурильных труб типов 3, 4: I – основная плоскость; II – расчетная плоскость конического стабилизирующего пояска; III – ось резьбы механической обработке, допускается выполнять переход с конического стабилизирующего пояска на цилиндрическую поверхность под углом не более 15° к оси трубы. Место перехода механически обработанной поверхности трубы к необработанной поверхности наружного диаметра высадки допускается выполнять под углом не более 15° к оси трубы. Наружный диаметр высадки должен допускать прохождение гладкого калибра-кольца диаметром на 2,5 мм меньше диаметра высадки. Трубы и муфты в зависимости от групп прочности изготовляются из углеродистых (сталь марки 45) и легированных сталей марок 38ХНМ, 36Г2С, 35Г2СВ и др. Трубы групп прочности К, Е изготовляются из легированных сталей путем нормализации с отпуском или из углеродистых сталей (закалка, отпуск) группы прочности Л, а трубы групп прочности выше Л (М, Р) – из легированных сталей (закалка – отпуск). Трубы и муфты должны изготовляться из сталей групп прочности, приведенных в табл. 5.5. Муфты для труб типов 1, 2 диаметром 114 мм и менее должны изготовляться из сталей группы прочности с более высокими механическими 131 Т а б л и ц а 5.5 Механические свойства материала труб и муфт Группы прочности стали Д Временное сопротивление ?п, МПа, не менее Предел текучести ?т, МПа, не менее Относительное удлинение ?, %, не менее Относительное сужение пос- ле разрыва ?, %, не менее Ударная вязкость КСV, Дж/м2, не менее П р и м е ч а н и я: 1. Трубы групп прочности Р и Т изготовляются по соглашению изготовителя с потребителем. 2. При переводе плавок из группы прочности К в Д в маркировке и сопроводительном документе должны быть указаны обе группы. свойствами. По соглашению изготовителей и потребителя допускается изготовление труб и муфт одной группы прочности. Трубы диаметром выше 114 мм и муфты к ним изготовляются одной группы прочности. На каждой бурильной трубе на расстоянии 0,4–0,6 м от ее конца наносится маркировка клеймами: номер трубы, группа прочности, толщина стенки, наименование или товарный знак завода-изготовителя, месяц и год выпуска. Клеймо должно быть обведено светлой краской. На каждой муфте должен быть выбит товарный знак завода-изготовителя. Все клейма на трубе и муфте наносятся вдоль образующей. Рядом с клеймами на каждой трубе вдоль образующей наносится маркировка устойчивой светлой краской. 5.3. ЗАМКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ С ВЫСАЖЕННЫМИ КОНЦАМИ Замки для бурильных труб служат для соединения в колонны бурильных труб типов 1–4. Замок состоит из двух деталей – ниппеля и муфты, соединяемых конической замковой резьбой. Замки для бурильных труб изготовляются по ГОСТ 5286–75 пяти типов (табл. 5.6). Замки изготовляются: правые с правой замковой резьбой и Т а б л и ц а 5.6 Типы бурильных замков Обозначение типов ЗН ЗШ ЗУ ЗШК 132 Т а б л и ц а 5.7 Основные размеры (в мм) замков Диаметр труб Типоразмер замка с высажен- ными внутрь концами ЗН-80 ЗН-95 ЗН-108 ЗН-113 (ЗН-140) (ЗН-172) (ЗН-197) ЗШ-108 ЗШ-118 ЗШ-133 ЗШ-146 ЗШ-178 ЗШ-203 ЗУ-86 ЗУ-108 ЗУ-120 ЗУ-146 ЗУ-155 ЗУ-185 ЗУК-108 ЗШК-1113 ЗШК-133 ЗШК-178 ЗУК-120 ЗУК-146 ЗУК-155 П р и м е ч а н и я: 1. Типоразмеры замков, указанные в скобках, применять не рекомендуется. 2. Обозначение замковой резьбы состоит из буквы З и целого значения большего диаметра основания конуса ниппеля. 3. Звездочкой помены ТБВК, двумя звездочками – ТБНК. резьбой для соединения замка с трубой и левые с левой замковой резьбой и резьбой для соединения замка с трубой. Основные размеры и масса замков должны соответствовать указанным в табл. 5.7. Пример условного обозначения замков с нормальным проходным отверстием и наружным диаметром 108 мм соответственно с правой и левой резьбой: ЗН-108 ГОСТ 5286–75 и ЗН-108Л ГОСТ 5286–75. Технические требования к замкам Замки изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543-71 со следующими механическими свойствами после термообработки: Временное сопротивление разрыву ств, МПа........................................................................... Предел текучести стт, МПа............................................................................................................ Относительное удлинение 5, %.................................................................................................... Относительное сужение кД/, %.......................................................................................................
882 735 10 45 686 Твердость по Бринеллю НВ .......................................................................................................... 285–341 На наружной и внутренней поверхностях замка не должно быть трещин, волосовин, плен, раковин и расслоений. Вырубка, заварка и заделка дефектных мест не допускаются. 133 Поверхности упорного уступа ниппеля и упорного торца муфты должны быть гладкими, без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов. Маркировка на этих поверхностях не допускается. Отклонения от перпендикулярности упорных торцов ниппеля и муфты к оси замковой резьбы не должны быть более 0,10 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих поверхностей – не более 0,07 мм. Отклонения от перпендикулярности торцов к оси резьбы профиля ТТ не должны быть более 0,06 мм, а отклонения от плоскостности на ширине этих торцов – 0,06 мм. Замковая резьба, резьба профиля ТТ и трубная резьба треугольного профиля должны быть гладкими, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин, продольных углублений вдоль образующей резьбы и других дефектов, нарушающих непрерывность, прочность и герметичность резьбы. Несоосность осей замковой и трубной резьбы должна быть не более 0,06 мм в плоскости торца и 1,75 мм на длине 1 м. Несоосность осей конической выточки замковой резьбы и цилиндрической выточки трубной треугольной резьбы не должна быть более 0,6 мм. Несоосность осей резьбы профиля ТТ и конической расточки концов замков ЗШК, ЗУК, предназначенных для соединения с трубами, не должна быть более 0,04 мм. На ниппелях и муфтах протачивается поясок для маркировки, а на левых замках – второй опознавательный поясок. Правые и левые ниппели и муфты замков ЗУ-120, ЗУ-155, ЗУК-120 и ЗУК-155 должны иметь опознавательную лунку. Замок ЗУК-155 заменен на ЗУК-162 (по ТУ 26-02-1026–86). На ниппеле и муфте каждого замка на поясках для маркировки должна быть нанесена маркировка: товарный знак завода-изготовителя, типоразмер замка, дата выпуска (месяц, год), ГОСТ 5286–75. Резьба замков, поверхности конических расточек и упорные уступы (торцы) для предохранения от коррозии покрываются смазкой по ГОСТ 9.014–78. Резьба и упорные торцы при транспортировке должны быть предохранены от повреждений. Каждая партия замков, а также ниппелей и муфт сопровождается документом, удостоверяющим их соответствие ГОСТ 5286–75. Для повышения износостойкости и прочности применяются высокопрочные замки ЗШК-178В с пределом текучести 980 МПа, с резьбой повышенной износостойкости МК148?7,257?1:6 – ЗШК-178М (ТУ 26-02-989–84). 5.4. ТРУБЫ БУРИЛЬНЫЕ С ПРИВАРЕННЫМИ ЗАМКАМИ Трубы бурильные с приваренными замками выпускаются по ТУ 14-3-1293–84 и по ТУ 14-3-1187–83. Условное обозначение труб по ТУ 14-3-1293–84: ПК114х8,56; ПК127х9,19. Размеры, предельные отклонения, масса труб по ТУ 14-3-1293–84 должны соответствовать указанным на рис. 5.14 и в табл. 5.8. Овальность и разностенность не должны выводить размеры труб за предельные отклонения по наружному диаметру и толщине стенки. На поверхности труб не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин. Механические свойства труб после высадки и термообработки должны соответствовать указанным в табл. 5.9. 134 Рис. 5.14. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1293–84 Размеры труб по ТУ 14-3-1187–83 приведены на рис. 5.15 и в табл. 5.10. Механические свойства труб должны соответствовать группе прочности Д. Наружная и внутренняя поверхности высаженной части труб и места перехода от высаженной части к гладкой части труб не должны иметь резких уступов и складок; переход от высаженной части к гладкой должен быть плавным по всей длине. На внутренней поверхности высаженной части труб (до приварки замков) на длине 40 мм от торца незаполнение металлом не допускается; на длине более 40 мм допускается одно пологое незаполнение металлом шириной не более 40 мм. Трубы и замки после приварки должны быть соосны; смещение осей трубы и замка в плоскости сварного стыка не должно превышать 1,2 мм, перекос осей не должен превышать 3,0 мм на 1 м длины. Зону сварного соединения после удаления наружного и внутреннего грата необходимо подвергать термообработке. Т а б л и ц а 5.8 Размеры (в мм) труб с приваренными замками Теоретическая масса, кг Условный 73 89 102 114 114 127 127 Т а б л и ц а 5.9 Механические свойства металла труб Группа прочности Д Е Л М Р 135 Рис. 5.15. Труба бурильная с приваренными замками по ТУ 14-3-1187–83
Т а б л и ц а 5.10 Размеры (в мм) труб с комбинированной высадкой Высаженная часть трубы Условный 114 П р о д о л ж е н и е т а б л. 5.10 Длина готовой трубы после приварки замков L 114 П р и м е ч а н и я: 1. Допускается увеличение наружного диаметра гладкой части трубы до 1 мм за высаженной частью на длине 125 мм. 2. Допускается поставка труб длиной 8700 мм и более в количестве не более 20 % от заказа. Требования к прямолинейности труб, проверке химического анализа, проверке механических свойств стали, к испытанию на растяжение и сплющивание приведены в ГОСТ 631–75. Временное сопротивление разрыву сварного соединения и твердость в зонах сварного шва и термического влияния должны быть проверены на одной трубе из партии. Результатом испытания считается среднеарифметическое значений, полученных при испытании трех образцов от каждого конца. Допускается снижение результатов испытаний для одного образца на 10 % ниже нормативного требования. Замки (ниппели и муфты) для приварки к трубам по ТУ 14-3-1293–84 изготовляются по ТУ 39-10-082–84, а к трубам по ТУ 14-3-1187–83 согласно ТУ 26-02-964–83. Для труб групп прочности Д и Е допускается изготовление замков из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286–75. Замки к трубам по ТУ 14-3-1187–83 выпускаются по ТУ 26-02-964–83. Замки изготовляют из стали марки 40ХН с механическими свойствами по ГОСТ 5286–75. На наружной цилиндрической поверхности ниппеля и муфт допускаются местные черновины от окалины, на внутренней поверхности черно-вины допускаются местные увеличения диаметра до 3 мм и не более 1 мм на участке резьбы. Разностенность ниппеля в плоскости торца малого основания конуса замковой резьбы не должна превышать 1,5 мм для замков ЗП-114 и 2,0 мм для замков ЗП-127 мм. Перекос осей замковой резьбы и наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должен быть больше 1,75 мм на длине 1 мм. Несоосность наружной и внутренней поверхностей хвостовика муфты 137 или ниппеля относительно наружной цилиндрической поверхности муфты или ниппеля не должна превышать 0,4 мм в плоскости торца. На торцах хвостовиков окалина не допускается. Средний ресурс до списания 500 циклов свинчивания – развинчивания. Каждая партия замков поставляется комплектно, резьба замковая покрывается антикоррозионной смазкой (например, К-17, по ГОСТ 10877–76). Партия замков сопровождается сертификатом, удостоверяющим соответствие качества замков требованиям технических условий. Замковые детали подвергаются проверке механических свойств – на растяжение и ударную вязкость. Испытание на растяжение производится по ГОСТ 10006–80, а испытание на ударную вязкость по ГОСТ 9454–78. Эксплуатация замков должна вестись согласно инструкции по эксплуатации. В процессе эксплуатации допускается до трех ремонтов замковой резьбы. 5.5. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) применяются в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, а также при капитальном ремонте скважин. Выпускаются ЛБТ сборной конструкции (рис. 5.16, a) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ЛТБ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786–79; ГОСТ 23786–79. ТБ – с внутренними утолщениями (рис. 5.16, a); ТБП – с внутренними концевыми утолщениями и протекторным утолщением (рис. 5.17). Размеры ЛБТ с внутренними концевыми утолщениями, поставляемых без резьбы, приведены в табл. 5.11. Размеры труб с внутренними концевыми утолщениями, выпускаемых с нарезанной резьбой и навинченными стальными замками, приведены в табл. 5.12, а труб с протекторным утолщением – в табл. 5.13. По согласованию с потребителем допускается изготовление труб без резьбы и замков. Номинальная длина труб без протекторного утолщения: диаметром 54 мм – 4,5 м, 64 мм – 5,3 м, от 64 до 110 мм – 9,0 м и свыше 110 мм – 12,0 м. ЛБТ с протекторным утолщением поставляются длиной 12 м всех диаметров. Отклонения по длине +150 мм, –200 мм. Допускается 5 % труб в партии с предельным отклонением по длине +300 мм, –350 мм. ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 (табл. 5.14) с химическим составом по ГОСТ 4784–74 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Д16Т) (см. табл. 5.14). Механические свойства труб нормальной прочности при растяжении должны соответствовать следующим требованиям: Наружный диаметр, мм ................................................................................................... 54–120 >120 Временное сопротивление, ?в, МПа, не менее .......................................................... 392 421 Предел текучести ?т, МПа, не менее ............................................................................ 255 274 Относительное удлинение ?5, %, не менее .................................................................. 12 10 138 Рис. 5.16. Труба легкосплавная: a – сборной конструкции; a – труба с внутренними утолщениями; 1 – муфта; 2 – труба; 3 – ниппель
Рис. 5 17. Труба с внутренними и наружными протекторными утолщениями Кривизна на средней трети длины трубы не должна превышать 1,5 мм на 1 м, а на остальных участках, исключая протекторное утолщение и места переходов от основного сечения трубы к утолщениям, – 1,3 мм. На наружной и внутренней поверхностях труб не допускаются раковины, трещины, расслоения, неметаллические включения, пятна коррозионного происхождения. Не допускаются плены, отслоения, пузыри, забоины, царапины, риски, задиры, вмятины, запрессовки, если глубина их залегания, определяемая контрольной зачисткой, превышает предельные отклонения по толщине стенки. На наружной поверхности протекторного утолщения и в местах переходов к нему не допускаются продольные расслоения. В месте перехода от утолщения к основному сечению трубы допускается один кольцевой пережим при условии соответствия толщины стенки и внутреннего диаметра. При этом пережим не должен выводить наружный диаметр за предельные отклонения: +1,0 мм и –2,0 мм для труб диаметрами 54 и 64 мм; +2,5 и –5,0 мм для труб остальных диаметров. Допускаются отслоения глубиной: от наружной поверхности не более 1,5 мм и от внутренней – не более 3,0 мм. Т а б л и ц а 5.11 Размеры (в мм) труб без резьбы с внутренними концевыми утолщениями Наружный диаметр D 54 64 73 90 103 108 140 Т а б л и ц а 5.12 Размеры (в мм) труб с навинченными замками и внутренними концевыми утолщениями Наружный диаметр 114 129 15 147 22 24 Т а б л и ц а 5.13 Размеры (в мм) труб с протекторным утолщением Диаметр Наружный диаметр +2,0 +3,0 129 147 170 170 Толщина стенки Длина утолщения концевого утолщения +2,5 s -1, 0 основного сечения s1 + 0,1s1 протекторного утолщения +0,15 s -0,2 Длина протекторного утолщения ±5,0 . 17 11 13 21,5 23,5 24,5 26,5 1300 250 300 Длина переходных зон от концевого утолщения к основному сечению трубы должна быть не более 300 мм, а от протекторного утолщения до основного сечения трубы – не более 1800 мм. Овальность и разностенность труб должны быть в пределах допусков по наружному диаметру и толщине стенки. Несоосность протекторного утолщения с осью трубы предусматривается не более 7 мм. Технические требования к замкам ЛБТ должны соответствовать ГОСТ 5286–75, а требования к трубной резьбе треугольного профиля – ГОСТ 631–75 (для труб 147 мм используется резьба труб 146 мм, по ГОСТ 632–80). Условное обозначение трубы из алюминиевого сплава марки Д16 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Т), нормальной прочности, с внутренними концевыми утолщениями, диаметром 147 мм и толщиной стенки 11 мм – труба Д16Т147?11 ГОСТ 23786–79. То же с протекторным утолщением – труба ПД16Т147?11 ГОСТ 23786–79. С целью улучшения механических свойств труб используется сплав 01953Т1 с пределом текучести 490 МПа, а для работы в условиях повышенных температур – АК4Т1. Работа с трубами из сплава Д16Т1 при температуре выше 150 °С не рекомендуется. По типу конструкции труб ВК типа 3 (ГОСТ 631–75) разработаны конструкции труб ЛБТВК – 103, 114, 129, 140, 147 мм. В соединении использована трубная трапецеидальная резьба профиля ТТ (ГОСТ 631–75), соответствующая диаметрам стальных бурильных труб с коническими ста- + 200 +100 141 Т а б л и ц а 5.14 Характеристика труб из сплава Д16Т Наружный диаметр труб, мм 64 Параметр Толщина стенки тела трубы s, мм 8 Площадь сечения, см2: тела трубы канала в теле трубы Растягивающая нагрузка, кН: допустимая предельная Внутреннее давление, МПа: допустимое предельное Внешнее допустимое давление, МПа Крутящий момент, Н?м: допустимый предельный При мечание. Предельная нагрузка допускается в аварийной ситуации.
Т а б л и ц а 5.15 Характеристика беззамковых труб Диаметр 146 127 108 90 билизирующими поясками; для труб ЛБТВК-147 применена резьба ТТ138x5,08x1:32. Предел выносливости труб с резьбой треугольного профиля 29 - 32 Н/мм2, для труб ЛБТВК-147 - 53 Н/мм2. Высокопрочные замки ЗЛК-178В (стт = 980 МПа) и замки ЗЛК-178 изготовляют по ТУ 26-02-1001-85. Кроме труб с навинченными замками изготовляют также трубы беззамковой конструкции, концы которых имеют значительное наружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Прочность этих труб выше прочности труб сборной конструкции (табл. 5.15). Стальные замки навинчивают на ЛБТ на специальном стенде с приложением определенного крутящего момента. На резьбу бурильных труб наносят соответствующую смазку на основе эпоксидной смолы с наполнителями и вручную навинчивают замковые детали, подобранные по натягам (сумма натягов резьбы замка и трубы должна составлять 22-25 мм). Наибольший крутящий момент на шпинделе стенда - 25 кН-м. Применяется также навинчивание замков в нагретом состоянии. Замок предварительно нагревают до 380–400 °С; навинчивание на трубу осуществляют при одновременном охлаждении внутренней поверхности трубы водой. 5.6. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 изготовляются по ТУ 51-774–77 из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам на длине 0,8–1,2 м. Концы труб под термообработку нагревают с помощью специальных индукторов. Канал в УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. Условное обозначение: УБТС-2-178/3-147, ТУ 51-774–77 (труба с наружным диаметром 178 мм и резьбой З-147). Длина труб 6,0 м. Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 5.18 и табл. 5.16) изготовляют диаметрами 178, 203 и 229 мм. Соединения ниппельного и муфтового концов труб выполняются с правой замковой резьбой, по ГОСТ 5286–75, а для диаметров 254, 273 и 299 мм – с резьбой З-201, по ГОСТ 20692–75. Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений на них протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки ЗРК. Применяются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обработки. 143 Рис. 5.18. Утяжеленная труба УБТС-2 Биение наружной поверхности трубы относительно теоретической оси канала в середине трубы не должно превышать: 6,0 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 4,0 мм – 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров. При проверке биения на меньшем расстоянии от торцов труб допустимое биение пропорционально уменьшается. Допускается холодная правка труб (без подогрева) диаметром 120, 133 и 146 мм до нарезания резьбы. Разностенность тела трубы не должна превышать: 5,0 мм для труб диаметром 120, 133 и 146 мм; 3,5 мм для труб остальных диаметров. Разностенность на длине резьбовой части допускается не более 1 мм. Утяжеленные бурильные трубы должны изготовляться из стали марки 38ХН3МФА, по ГОСТ 4543–71 со следующими механическими свойствами после термообработки: Передел текучести ?т, МПа, не менее .................................. 735 Относительное удлинение ?5, %, не менее ......................... 10 Ударная вязкость КСV, кДж/м2, не менее .......................... 588 Твердость НВ .............................................................................. 285–341 Допускается изготовление труб из других легированных сталей, например 40ХН2МА, с механическими свойствами после термообработки: Передел текучести ?т, МПа, не менее .................................. 637 Относительное удлинение ?5, %, не менее ........................ 10 Ударная вязкость КСV, кДж/м2, не менее ........................ 490 Твердость, НВ, не менее .......................................................... 255 Т а б л и ц а 5.16 Размеры (в мм) сбалансированных утяжеленных труб УБТС-2 Условное УБТС2-120 УБТС2-133 УБТС2-146 УБТС2-178 УБТС2-203 УБТС2-229 УБТС2-254 УБТС2-273 УБТС2-299 144 Обнаруженные дефектные места на наружной поверхности могут быть вырублены, при этом глубина вырубки не должна превышать 5 % номинальной толщины стенки, а протяженность вырубленных мест – 100 мм в продольном направлении и 25 мм в поперечном. Количество вырубленных мест должно быть не более двух в разных сечениях, вырубка должна быть тщательно зачищена и иметь пологие края. На участке менее 400 мм от конца трубы вырубка не допускается. С целью предохранения от коррозии наружные поверхности каждой трубы должны быть окрашены. Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений. Не допускается наносить на них какие бы то ни было знаки маркировки. Резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфатирована. На каждой трубе на расстоянии 0,4 мм от ее ниппельного конца должна быть нанесена маркировка: товарный знак или наименование предприятия-изготовителя, условное обозначение трубы, порядковый номер трубы, марка стали, порядковый номер плавки, длина трубы, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. Маркировка должна быть произведена четко клеймами. Все клейма должны быть выбиты вдоль образующей трубы и обведены светлой краской. При транспортировании наружная и внутренняя резьба труб и упорные поверхности должны быть надежно защищены предохранительными пробками и кольцами. При навинчивании пробок и колец резьба и упорные поверхности должны быть смазаны антикоррозионной смазкой. Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться документом (сертификатом), удостоверяющим соответствие их качества требованиям технических условий, в котором указываются: дата выпуска, номера плавок, порядковые номера труб (от – до для каждой плавки), наружный и внутренний диаметры, обозначения резьбы, длина труб, содержание серы и фосфора для труб каждой плавки, результаты механических испытаний металла труб. Трубы должны храниться на стеллажах уложенными в один ряд, причем расстояние от поверхности земли должно быть не менее 0,5 м, с тем чтобы уберечь их от влаги и грязи. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) диаметром 146, 178, 203, 219 и 245 мм поставляются по ТУ 14-3-385–79, а трубы (заготовки для УБТ) диаметром 73, 89, 108 мм – ТУ 14-3-839–79. Утяжеленные бурильные трубы изготовляются гладкими по всей длине: 146?74?8000, 178?90?12 000, 203?100?12 000, 219?112?8000 и 245?135?7000 мм. Допускается поставка труб диаметром 146 мм, длиной 6 м и диаметром 203 мм, длиной 8 м до 30 % объема заказа, а диаметром 178 мм, длиной 8 м – до 10 %. Размеры, отклонения и масса труб приведены в табл. 5.17. Допуск по толщине стенки для труб диаметром 146, 178, 203 мм – ми- 145 Т а б л и ц а 5.17 Диаметр 146±4 178±3 203+- 32 219+- 32 245±3 Т а б л и ц а 5.18 Механические свойства материала труб Группа прочности Д К нус 12,5 %. Разностенность труб диаметром 219, 245 мм в одном сечении не должна превышать 10 мм. На поверхности труб не должно быть дефектов в виде плен, трещин, закатов, расслоений. Допускаются дефекты, обусловленные условиями производства, глубина залегания которых не должна превышать 12,5 % толщины стенки. На концах труб на длине 300 мм дефекты не допускаются. Разрешается запиловка дефектных мест. Утяжеленные бурильные трубы изготовляются групп прочности Д и К. Механические свойства металла труб после нормализации должны соответствовать данным, приведенным в табл. 5.18. Утяжеленные бурильные трубы (горячекатаные) рекомендуется применять при бурении скважин средних глубин в несложных геологических условиях. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ В некоторых случаях при бурении скважин с целью повышения износостойкости резьбы и прочности резьбового соединения, облегчения процесса ремонта применяют утяжеленные бурильные трубы с замками с коническими стабилизирующими поясками (рис. 5.19). Замок УБТСЗ изготовляется высокопрочным с механическими свойствами по ГОСТ 5286–75, из стали марок 40ХН, 40ХН2МА. Изношенный замок может быть легко заменен непосредственно на буровой с использованием установки, размещенной на автомобиле (трубы с замком собирают горячим способом). ВНИИБТ разработаны конструкции УБТСЗ диаметром 146, 178, 203 и 229 мм. Трубы соединяются с замком при помощи трапецеидальной резьбы профиля ТТ. Отношение большего диаметра посадки к длине стабилизирующего пояска принято 1,1–1,5, а диаметра охватывающей детали (замка) к охватываемой детали (трубе) – 1,2. 146 Рис. 5.19. Утяжеленные бурильные трубы с замками УБТСЗ Т а б л и ц а 5.19 Элементы профиля замковой резьбы Тип резьбы МК П р и м е ч а н и е. Приведенные значения необходимо умножить на шаг резьбы P (при расчете истинных значений профиля). Для повышения износостойкости и прочности резьбовых соединений и экономии легированных сталей применяют УБТ с приваренными высокопрочными концами. Приварка может быть выполнена дуговым методом под слоем флюса или контактной электросваркой. Резьбовые концы длиной 500–1500 мм изготовляют из легированной стали с механическими свойствами, по ГОСТ 5286–75, т.е. З-102 вместо З-101 и З-122 вместо З-121. Использование такого профиля повышает на 20–30 % износостойкость и прочность резьбовых соединений. Для повышения динамической прочности и износостойкости при бурении в особо тяжелых условиях рекомендуется применять профили резьб МК и СК-90 с увеличенным шагом 7 и 8 мм, основные размеры которых приведены в табл. 5.19. Так, износостойкость резьбы МК-90 с крупным шагом 8 мм повышается на 60–65 %, а предел выносливости – на 25 %. Резьбу СК-90 с углом профиля 90° рекомендуется применять в нижней части колонны при роторном способе бурения. 147 5.7. ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее к вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т.д. Для бурильных колонн изготовляют переводники следующих типов: П – переходные, М – муфтовые, Н – ниппельные. 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 (табл. 5.20, 5.21), (рис. 5.20). В условное обозначение переводников входит типоразмер переводника, а переводников с резьбами левого направления нарезки – буква Л. Пример условного обозначения переводника типа М с резьбами З-147/171: М-147/171 ГОСТ 7360–82Е. То же, типа П: П-147/171 ГОСТ 7360–82Е. То же, с резьбами левого направления нарезки: П-147/171–Л ГОСТ 7360–82Е. Т а б л и ц а 5.20 Переводники переходные Переводники П-76/88 П-86/66 П-86/73 П-86/76 П-88/88 П-88/101 П-101/117 П-101/121 П-102/88 П-102/101 П-102/121 П-108/88 П-108/101 П-108/102 П-108/121 П-117/121 148 П р о д о л ж е н и е т а б л. 5.20 Замковая резьба Муфтовый конец П-121/86 П-121/101 П-121/102 П-121/108 П-121/121 П-121/122 П-121/133 П-121/147 П-121/161 П-122/101 П-122/102 П-122/117 П-122/121 П-122/133 П-122/147 П-133/108 П-133/117 П-133/121 П-133/140 П-133/147 П-147/121 П-147/133 П-147/140 П-147/147 П-147/152 П-147/161 П-147/171 П-152/121 П-161/147 П-161/171 П-171/147 П-171/171 П-171/177 П-171/201 П р и м е ч а н и е. Цифры, стоящие после названия элементов бурильной колонны (УБТ, долото, турбобур), указывают значение их наружного диаметра в мм. Переводники изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543-71 или из других никельсодержащих марок сталей со следующими механическими свойствами после термообработки: Временное сопротивление разрыву ов, МПа, не менее........................... 882 Предел текучести от, МПа, не менее............................................................ 735 Относительное удлинение 55, %, не менее................................................... 10 Относительное сужение ср, %, не менее....................................................... 45 Ударная вязкость KCV, кДж/м2..................................................................... 685 149 Рис. 5.20. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации: a – муфтовый; a – ниппельный; в – переходный Т а б л и ц а 5.21 Переводники муфтовые и ниппельные Замковая резьба Верхний конец М-86/88 М-108/88 М-121/88 М-121/117 М-147/152 М-171/152 Н-147/152 Н-147/171 Н-171/201 На наружной цилиндрической поверхности каждого переводника протачивается поясок для маркировки шириной 10 мм и глубиной 1 мм. На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным пояском протачивается опознавательный поясок шириной 5 и глубиной 1 мм. Технические требования к переводникам для бурильных труб, а также требования к ним в части правил приемки, методов испытаний, маркировки, упаковки, транспортирования и хранения идентичны соответствующим требованиям по ГОСТ 5286–75. 150 5.8. РЕЗИНОВЫЕ КОЛЬЦА ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ Для предохранения бурильных и обсадных колонн от истирания при бурении скважин используют резиновые кольца. Они работают в среде буровых промывочных растворов с добавками нефти при температуре до 150 °С. Конструктивно резиновые кольца для бурильных труб могут быть выполнены разъемными или неразъемными. Отечественная промышленность выпускает резиновые кольца неразъемной конструкции по ГОСТ 6365–74. Форма и размеры колец, предусмотренных указанным стандартом, даны в табл. 5.22 и на рис. 5.21. Пример условного обозначения кольца типа А: кольцо А ГОСТ 6365–74. По физико-механическим показателям резина для изготовления колец должна соответствовать следующим нормам: Предел прочности при разрыве, МПа, не менее..................................................................... Относительное удлинение при разрыве, %, не менее............................................................ Относительное остаточное удлинение после разрыва, %, не более.................................... Сопротивление раздиру, Н/см, не менее.................................................................................. Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч при 20±5 °С в объемной смеси из 95 % бензина и 5 % бензола, %, не более.................................................... Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч при 20±5 °С в нефтяной жидкости марки СЖР-1, %, не более............................................................................. Коэффициент старения при 150 ° С после 24 ч пребывания в нефтяной жидкости СЖР-1, не менее: по прочности.............................................................................................................................. по относительному удлинению.............................................................................................. Твердость по прибору ТМ-2, усл. ед.......................................................................................... Истираемость, см3/(кВт-ч), не более............................................................................................ 17 450 27 490 15 0,8 0,5 55-65 200 Разработанные различными научно-исследовательскими организациями более совершенные разъемные конструкции колец пока еще не нашли в практике широкого применения. Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные трубы применяют специальные пневмомашины. Кольцо непосредственно перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80– 90 °С в течение 10–15 мин. Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы. Применение смазок, облегчающих надевание колец, не допускается. Т а б л и ц а 5.22 Размеры (в мм) резиновых колец Тип кольца А Б В В1 Г Д D1 (справочные) d1 Размер бурильной трубы, для которой предназначается кольцо Наружный диаметр кольца, надетого на трубу 135 130 165 165 170 180 3 к h D d L 151 Рис. 5.21. Протекторное резиновое кольцо для бурильных труб Для предохранения колец от повреждения при работе обсадная колонна не должна иметь технических повреждений. Центрование буровой вышки и ротора относительно устья скважины при спускоподъемных операциях должно обеспечивать прохождение через ротор колец и замков бурильных труб без посадок и ударов. 5.9. ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ Обратные клапаны для бурильных колонн предназначены для предотвращения газонефтеводопроявления пластов через бурильные трубы в процессе бурения. При бурении скважины клапаны, установленные в колонне бурильных труб под нижним переводником ведущей трубы, работают в среде бурового промывочного раствора. Серийное производство обратных клапанов для бурильных колонн осуществляется ПО «Азернефтемашремонт» по ОСТ 39-096–79, в соответствии с которым предусмотрено изготовление 10 типоразмеров клапанов, включающих: тип 1 – клапаны тарельчатые – КОБ Т (рис. 5.22, a), тип 2 – клапаны конусные с резиновыми уплотнениями – КОБ (рис. 5.22, a), (табл. 5.23). Клапаны могут изготовляться с правыми или левыми замковыми резьбами. Условное обозначение клапана: КОБ – клапан обратный бурильный; Т – тарельчатый тип; двух- или трехзначное число – наружный диаметр клапана; двух- или трехзначное число с буквой З – условное обозначение замковой резьбы по ГОСТ 5286–75, а в случае левой резьбы к обозначению замковой резьбы добавляется буква Л. Примеры условного обозначения клапанов в технической документации или при заказе: клапана с наружным диаметром 108 мм тарельчатого типа – КОБ Т108-3–88 ОСТ 39-096–79; клапана с наружным диаметром 178 мм конусного типа с резиновым уплотнением – КОБ 178-3-147 ОСТ 39-096–79. Рабочее давление, выдерживаемое при запирании, для клапанов та- 152 Рис. 5.22. Клапан обратный для бурильных труб Т а б л и ц а 5.23 Размеры клапанов (мм) Типоразмер клапана С высаженными внутрь концами КОБ Т80-3-66 КОБ Т95-3-76 КОБ Т108-3-88 КОБ Т120-3-120 КОБ Т133-3-108 КОБ 146-3-121 КОБ 155-3-133 КОБ 178-3-147 КОБ 185-3-161 КОБ 203-3-171 рельчатого типа диаметрами 80–133 мм – 15 МПа, а для конусных клапанов с резиновыми уплотнениями диаметрами 146–203 мм – 35 МПа. Максимальная температура рабочей среды при эксплуатации клапанов – не более 100 °С. Корпус клапана изготовляют из хромоникелевой стали марки 40ХН по ГОСТ 4543–71 с механическими характеристиками (после термообработки), аналогичными переводникам для бурильных колонн. 153 5.10. ОПОРНО-ЦЕНТРИРУЮЩИЕ ЭЛЕМЕНТЫ К числу опорно-центрирующих элементов относят: центраторы, стабилизаторы и промежуточные опоры. Центраторы выполняются как с прямыми, так и со спиральными ребрами, обычно с наружным диаметром, равным диаметру долота. Центраторы предназначены для управления искривлением скважины. В зависимости от интенсивности искривления в компоновке УБТ располагают от одного до трех центраторов. Как правило, для предотвращения искривления скважины их устанавливают на длине УБТ до 25 м. Основные технические требования к центраторам и стабилизаторам предусмотрены ОСТ 39-078–79. Значительная длина УБТ приводит к искривлению труб в результате потери их устойчивости, что ухудшает передачу нагрузки на долото, приводит к неравномерному вращению колонны и породоразрушающего инструмента и др. Кроме того, значительная длина УБТ создает большую площадь контакта труб со скважиной, что способствует прихвату колонны под действием дифференциального давления. С целью улучшения работы УБТ, повышения их устойчивости и ограничения площади контакта труб со стенками скважины применяют промежуточные опоры. Форма и размеры опор должны обеспечить ограничение поперечной деформации УБТ, вынос выбуренной породы, наименьший контакт со скважиной. На рис. 5.23 изображена промежуточная опора квадратного сечения (ОП) конструкции АзНИПИнефти. Опоры для долот диаметром 139,7– 212,7 мм изготовляют по ТУ 39-01-388–78 из стального проката; для долот диаметром 244,5–269,9 мм – по ТУ 39-146–75 из стального литья. Ребра опор армируются штырями из твердого сплава. Диаметр описанной окружности промежуточных опор примерно равен 0,95 Dдол. Ниже приводятся наибольшие поперечные размеры промежуточных опор и соответствующие диаметры долот. Диаметр долота, мм ............................... 139,7 149,2–151 165,1 187,3–190,5 212,7–215,9 244,5 269,9 Наибольший размер опоры n, мм ...... 133 143 153 181 203 230 255 Промежуточные опоры устанавливаются на сжатом участке УБТ, если нагрузка на долото выше критической. Расстояние между опорами может быть увеличено на 10 %; при бурении забойными двигателями расстояние принимается согласно табл. 5.24 для n = 50 об/мин. Количество опор m = к -1, agq0 но при этом их должно быть не менее двух. Здесь Q – нагрузка на долото, кН; Qк – масса наддолотной части комплекта УБТ в КНБК, кг; g – ускорение силы тяжести, м/с2; q0 – масса 1 м УБТ, кг. 154 Рис. 5.23. Опора промежуточная квадратная (ОП) Бурение с применением промежуточных опор (ОП) должно проводиться непосредственно после разбуривания башмака предыдущей промежуточной колонны. Если интенсивность искривления скважины малая, то бурить можно без наддолотной компоновки с центраторами, используя для этого только промежуточные опоры. Опоры квадратного сечения изготовляются ПО «Азернефтемашремонт». Для борьбы с желобными выработками, ограничения площади контакта со скважиной и уменьшения искривления ствола применяется упругий стабилизатор (СУ) конструкции АзНИПИнефти. Стабилизатор (рис. 5.24) состоит из каркасной втулки 2, армированной резиной и свободно вращающейся на коротком полом вале 1, на обоих концах которого нарезана замковая резьба для присоединения к бурильной колонне. Поверхность втулки имеет желобчатую форму. Наружный диаметр профильной втулки для работы с долотами диаметрами 215,9; 244,5; 269,9 мм соответственно равен 212, 241, 266 мм. Особенность упругого стабилизатора – вращение вала стабилизатора вместе с колонной при практически невращающейся втулке. Устанавливается стабилизатор как в компоновке УБТ, так и на бурильной колонне. Выпускается упругий стабилизатор по ТУ 39-066–74 ПО «Азернефтемашре-монт». При бурении с долотами больших диаметров 295,3–393,7 мм для повышения устойчивости УБТ и ограничения поперечной деформации колонны используются промежуточные опоры (ОВ), состоящие из вала и вращающейся профильной втулки, изготовленной из алюминиевого сплава. Отношение диаметра втулки к диаметру скважины ?0,97. При вращении бурильной колонны втулка получает ограниченное вращение, в основном Т а б л и ц а 5.24 Расстояние между промежуточными опорами а, м Диаметр УБТ, мм 108-114 121 133 146 169 178 50 20 22 23,5 25 31 33 Частота вращения колонны, об/мин 90 120 16 16,5 17,5 18,5 21,5 23,5 13,5 14 15 16 18,5 21 150 12 13 13,5 14,5 17 19 155 Рис. 5.24. Стабилизатор упругий (СУ) выполняя функцию опоры, поступательно перемещающейся вдоль скважины. Изношенные втулки заменяются на новые. Установка вращающихся опор способствует также предупреждению образования желобных выработок. В компоновке УБТ рекомендуется устанавливать две вращающиеся опоры ОВ с расстоянием между ними 20–28 м, при этом первая опора должна находиться от долота (или от конца наддолотной компоновки для борьбы с искривлением) на расстоянии 20–25 м. 5.11. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН Расчет утяжеленных бурильных труб Диаметр УБТ определяют из условия обеспечения наибольшей жесткости труб при изгибе с учетом конструкции скважин и условий бурения. Длину УБТ определяют в зависимости от нагрузки на долото. В табл. 5.25 приводятся рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ согласно РД 39-2-411–80. Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть больше жесткости сечения обсадной колонны, под которую ведется бурение. В табл. 5.26 приводятся соотношения диаметров обсадных труб и наименьших диаметров УБТ, удовлетворяющих указанному условию. Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть ? 0,7. Если это отношение < 0,7, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильных трубам. При этом диаметр правой ступени должен соответствовать табл. 5.26, а отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть ? 0,8. Длину комплекта УБТ l0, состоящего из труб одного диаметра, определяют по формуле gq0 где Q – нагрузка на долото, Н; q0 – масса 1 м УБТ в растворе, кг/м. 156 Т а б л и ц а 5.25 Соотношения диаметров долот и УБТ Диаметр, мм долота 139,7-146 108 149,2-161 114-121 165,1-171,4 121-133 187,3-200 146 212,7-228,6 159 244,5-250,8 П р и м е ч а н и я: 1. В верхней строке приведено значение диаметра УБТ для нормальных условий бурения, в нижней – для осложненных. 2. В осложенных условиях при бурении долотами диаметром свыше 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств. 3. При бурении забойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра двигателя. Т а б л и ц а 5.26 Диаметры обсадных труб и УБТ Диаметр, мм обсадной трубы 114 127 140-146 168 178-194 219 Общий вес комплекта УБТ, состоящего из труб разных диаметров, q1l1 + + q2l2 + … + lnqn = (1,2?1,25)Q . Если Q > pкр, то на сжатом участке УБТ рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Наиболее опасны для УБТ знакопеременные изгибающие напряжения. Выразив радиус кривизны скважины R = 573/?0, где ?0 – интенсивность искривления на 10 м, получим условие прочности для УБТ: EIa0 < 573 M пред 1, 5 (5.2) где EI – жесткость УБТ; Iпред – предельный изгибающий момент. Испытания по определению Iпред проведены по ВНИИБТ. Расчет напряжений в УБТ следует проводить в качестве контрольного при бурении на искривленных участках или с большой частотой вращения. Расчет бурильных труб при бурении забойными двигателями В процессе расчета определяют либо напряжения в трубах, либо длины секций по допустимым нагрузкам. Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Допустимая глубина спуска односекционной колонны (в м) 157 , Qp(1) ~ 1,15gQт + G) 1 - уж / Y) - PпPп ; l1 = ----------------------------------------------------- 1,15(^1-уж/у) g(1)=CTтF1/n = Q1n, где Op1) – допустимая растягивающая нагрузка на трубы, Н; (От + G) – масса УБТ и забойного двигателя, кг; уж/у – отношение плотностей бурового раствора и стали; рп – перепад давления в забойном двигателе и долоте, Па; q1 – масса 1 м труб секции, кг/м; Q1 – предельная нагрузка на трубу, Н; F1 – площадь поперечного сечения тела трубы, м2; ат – предел текучести материала трубы; п – коэффициент запаса прочности. Общая длина колонны / = /0 + h (k – длина УБТ и забойного двигателя). Для одноразмерной многосекционной колонны, составленной из труб разных толщин и групп прочности, длина первой (нижней) секции (в м) /, Qp1) - 1,15gQт + G) 1 - уж / у) - pпFп 1,15<ад1-уж/у) (5.3) Длина второй секции (в м) Q(p2 )-Q(p1) 1,15g2sr1-уж/у) Длина л-й секции (в м) (5.4) / = Qp n) - Qp"'1) 1,15qng1 — уж /у) (5.5) где q1, q2, … , qn – масса 1 м труб каждой секции, кг/м; Qp1, Qp2, ..., Qpn – допустимые растягивающие нагрузки для труб каждой секции, Н/м. Двухразмерная многосекционная колонна, состоящая в верхней части из труб большего диаметра. Длины секций I (нижней) ступени двухраз-мерной колонны определяют по формулам (5.3)–(5.5). Длины секций II (верхней) ступени определяют (в м) из выражений ' Q ш+1) о^-РпК 1,15дш+15г1-уж/у) (5.6) о ш+2) о ш+1) 1,15дш+25г1-уж/у) и т.д., (5.7) где ш – число секций нижней ступени; Q™ – допустимая нагрузка для труб последней секции I ступени, Н; 0™+1, 0™+2 – допустимые нагрузки для труб первой и второй секций II ступени, Н; ^ - разность площадей проходных сечений труб нижних секций II и I ступеней колонны, м2; дш+1, дш+2 - масса 1 м труб первой и второй секций II ступени, кг/м.
/.
2
/
пг2 158 Расчет бурильных труб при бурении роторным способом Расчет производят на статическую прочность и выносливость. Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200 м. Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений. Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Подобранные трубы нижней секции рассчитывают на наружное давление (не менее 25 МПа). Длины (в м) одноразмерной многосекционной колонны - из условия статической прочности: ^ = Qp -1,150т1-?ж/?)-рпРп ; 1,15д1бг1-?ж/?) /=-----^p^p----- и т.д., (5.9) 1,15g2sr1-?ж/?) О(1) = Q1 /1, 04л; Q(2) = Q2 /1, 04л и т.д., где Q1, Q2 – предельные нагрузки для труб, Н. Двухразмерная многосекционная колонна, состоящая в верхней части из труб большего диаметра. Длины секций I (нижней) ступени определяют по формулам (5.8), (5.9), длины секций II ступени - по формулам (5.6), (5.7), причем: ОГ =Ош/104л, Qf+1) = Qm+1 /1, 04л; Qf+2) = Qm+2 /1, 04л. 5.12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ Сборка и комплектование бурильных труб Бурильные трубы сборной конструкции и их соединительные элементы (замки и соединительные муфты), признанные годными после внешнего осмотра, инструментального обмера основных размеров и контрольной проверки качества нарезки резьб гладкими и резьбовыми калибрами, подлежат свинчиванию с замками. Сборка труб с высаженными внутрь и наружу концами типов 1 и 2 по ГОСТ 631–75 производится в горячем состоянии в соответствии с действующей Инструкцией, а труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками (типы 3 и 4 по ГОСТ 631–75) – по специальной Инструкции ВНИИБТ – РД 39-2-286–79. Для лучшего сопряжения соединяемых деталей (типы 1 и 2 по ГОСТ 631–75) необходимо производить селективный подбор замковых деталей (или соединительных муфт) к трубам по фактическим натягам резьб. На конец трубы с резьбой, имеющей натяг в пределах плюсового допуска (2,4–4,8 мм), подбирают для навинчивания замковую деталь с резьбой, имеющей натяг в пределах минусового допуска (8–5,6 мм), и, наоборот, на конец трубы с резьбой, имеющей натяг в пределах минусового до- 159 пуска (2,4–0 мм), навинчивают замковую деталь с повышенным натягом в пределах 8–10,4 мм. На конец трубы с резьбой, имеющей номинальный натяг 2,4 мм, навинчивают замковую деталь с номинальным натягом резьбы. Следовательно, суммарные натяги при сборке труб типов 1 и 2 (ГОСТ 631–75) с замками (ГОСТ 5286–75) должны составлять 10,4 мм. Труба и замок должны иметь однозначные отклонения со стороны большего диаметра конусов резьбы или, наоборот, только со стороны меньшего диаметра конусов. Концы подобранных деталей (трубы и замка) должны быть замаркированы одним и тем же знаком. Прочность и плотность соединения достигаются навинчиванием вручную на трубу предварительно нагретой замковой детали. Благодаря тепловому расширению нагретая деталь замка может быть навинчена вручную и доведена до заранее установленных отметок. При сжатии трубы охлажденным замком создается возможность без больших усилий при креплении создать напряженное состояние в сопрягаемых деталях. В этом случае заедания резьбы не происходит. Крепление замков в горячем состоянии – наиболее совершенный метод сборки – широко применяется в нефтепромысловой практике. Контроль за процессом свинчивания допускается производить по метке, нанесенной на трубу с помощью керна. На определенном расстоянии от торца подготовляемого конца трубы в сторону ее тела набивают метку, служащую в дальнейшем ориентиром для осевого перемещения нагретой детали замка. Замковые детали рекомендуется нагревать с помощью специальных установок индукционного нагрева замков. Температуру в процессе нагрева замков контролируют путем непосредственного измерения соответствующим прибором – термоэлектрическим пирометром, отсчета времени нагрева при постоянном режиме работы печи. Для повышения герметичности резьбу труб перед навинчиванием нагретых замковых деталей смазывают. Перед свинчиванием извлеченной из печи нагретой детали замка резьбу ниппеля или муфты очищают от окалины. Для этого замковую деталь устанавливают вертикально трубным концом вниз, а затем постукивают молотком по наружной поверхности. Нагретую деталь замка навинчивают на трубу по возможности быстро, усилием одного оператора, до полной остановки ее. При навинчивании допускается легкое постукивание молотком по замку. Соединение считается правильно закрепленным, если торец детали замка совпадает с предварительно поставленной меткой-ориентиром или перекрывает ее. В тех случаях, когда торец детали замка не дойдет до метки, соединение бракуется. Дополнительное докрепление резьбового соединения после охлаждения детали замка не допускается. Для обеспечения высокого качества крепления резьбового соединения рекомендуется процесс нагрева и навинчивания замков на трубы производить в закрытом помещении. При проведении работ по горячему креплению замков необходимо обеспечить условия техники безопасности, промышленной санитарии и электробезопасности. При качественной сборке бурильных труб с замками проверка герметичности опрессовкой не обязательна. 160 Все бурильные трубы, поступившие в трубное подразделение, подготовляют к эксплуатации и на основании заказа-заявки буровых предприятий, согласованной с производственным объединением, собирают в комплекты, которые в последующем в значительной степени упростят их учет и отработку. В комплект включаются бурильные или утяжеленные бурильные трубы одного типоразмера, одной группы прочности и, если это возможно, одного завода-изготовителя. Запрещается разобщать комплект. В ислючи-тельных случаях разрешается дополнять его новыми трубами того же типоразмера и такой же группы прочности, что и трубы комплекта, или трубами с более высокими механическими показателями. Новые бурильные трубы можно вводить в комплект на протяжении только данного календарного года. Состав комплекта по количеству бурильных труб и длине не ограничивается, а устанавливается буровым предприятием, как правило, исходя из проектных глубин скважин, прочностных характеристик труб и удобства их учета. Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект – свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы маркируются. Трубы комплекта маркируют стальными клеймами с высотой цифр и букв не более 20 мм с закругленными контурами. Глубина маркировки на теле трубы не должна превышать 1 мм. Маркировку наносят на ниппельном конце труб: сборной конструкции – на высаженной части на расстоянии 20–25 мм от ниппеля; труб с приваренными замками – на хвостовике ниппеля на расстоянии 20–25 мм от конической части; утяжеленных труб – на теле на расстоянии 300– 500 мм от упорного уступа; ведущих – на цилиндрической поверхности. Маркировка включает: порядковый номер комплекта, группу прочности и толщину стенки труб, последнюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию и порядковый номер трубы в комплекте. Пример маркировки бурильной трубы: 20Е10 2 41. Здесь 20 – порядковый номер комплекта; Е – группа прочности; 10 – толщина стенки; 2 – последняя цифра года ввода в эксплуатацию и 41 – порядковый номер трубы в комплекте. Составление комплекта оформляется специальным актом, к которому прилагается опись труб комплекта. На каждый комплект в двух экземплярах составляется отдельный паспорт-журнал. Один экземпляр паспорт-журнала хранится в трубном подразделении, а другой экземпляр или выписка из него передается буровому мастеру, эксплуатирующему данный комплект труб. Получение буровым мастером документации на комплект подтверждается распиской по специальной форме. Подготовленные и оформленные комплекты бурильных труб передаются буровым или нефтегазодобывающим предприятиям в соответствии с действующим руководящим документом. Передача комплекта труб предприятиям и приемка их обратно в ремонт оформляются соответствующими актами. Формы упомянутых выше «Заказ-заявки», «Акта на составление комплекта», «Описи труб комплекта», «Паспорт-журнала», «Выписки из паспорт-журнала», «Расписки в получении паспорт-журнала» и «Актов на передачу комплекта» приведены в руководящем документе РД 39-1-456–80. 161 Все бурильные трубы и замки к ним, утяжеленные бурильные трубы и ведущие трубы, прошедшие контрольную проверку и признанные годными для эксплуатации, включают в действующий парк бурильных труб трубного подразделения – трубной базы нефтепредприятия. Парк бурильных труб состоит из труб для выполнения основных работ (оборотных) и из труб ремонтного резерва для выполнения вспомогательных работ (необоротных). К трубам для выполнения основных работ относятся бурильные, утяжеленные и ведущие трубы. В состав ремонтного резерва включаются трубы промывочные, для разбуривания цементных пробок, ловильные, а также трубы для спуска обсадных колонн секциями и потайных колонн. Для обеспечения нормальных условий проводки скважины до ввода ее в бурение для нее создается индивидуальный набор бурильных труб, объединяющий в единую группу все комплекты, предназначенные для данной скважины и обеспечивающие успешную безаварийную ее проводку. Набор бурильных труб для выполнения основных работ для каждой скважины закрепляют за ней на все время от начала бурения и до сдачи скважины в эксплуатацию. Набор бурильных труб для данной скважины полностью доставляется на буровую до начала ввода ее в работу или трубы из этого набора подаются комплектами для бурения каждого последующего интервала. Наборы ремонтного резерва подаются на буровые по мере надобности. Для определения состава индивидуального набора, расчета количественного и качественного состава парка бурильных труб для основных и вспомогательных работ, а также для расчета потребности в бурильных трубах на замену изношенных и для пополнения парка труб пользуются руководящим документом РД 39-2-448–80. Учет работы, начисление износа и списание бурильных труб Комплектование бурильных, утяжеленных бурильных и ведущих труб по типоразмерам с оформлением на них отдельных паспорт-журналов и эксплуатация их при проводке определенных конкретных скважин позволяют вести точный учет работы, а также подытожить после списания всех труб величину полной отработки каждого комплекта. В процессе эксплуатации комплекта бурильных труб буровым мастером в паспорт-журнале регулярно отмечаются подробные сведения о работе комплекта труб. Сведения об авариях с комплектом труб (в соответствии с актами об авариях) вносятся в специальную форму совместно представителями бурового предприятия и трубного подразделения. Отметки о видах профилактических работ и ремонтах комплекта труб в трубном подразделении также вносит в специальные формы представитель трубного подразделения. Для своевременного и качественного обеспечения буровых предприятий трубами необходимых типоразмеров, а также с целью планирования работы трубного подразделения в последнем ведется учет: получения, наличия и расхода бурильных труб и замков; движения комплектов бурильных труб; видов и объемов профилактических и ремонтных работ с бурильными трубами. С целью ежемесячного бухгалтерского учета затрат от проката бурильных труб по статье «Расходы по эксплуатации инструмента при про- 162 водке скважин» начисляется условный износ в рублях на бурильные, утяжеленные бурильные, ведущие трубы и замки в зависимости от объема проходки в метрах. Сумма условного износа, подлежащего начислению на все трубы данного комплекта, рассчитывается с учетом коэффициента увеличения износа труб по мере роста глубин скважин, определенного для каждого интервала глубины через 500 м, и прочих факторов проводки скважины. Значения этого коэффициента, нормы и расценки условного износа приведены в Прейскуранте порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин (ППР) и в Справочнике укрупненных сметных норм (ЭСН). При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70 % первоначальной стоимости труб и 90 % стоимости замков, навинченных на трубы или приваренных к ним, начисление условного износа прекращается, а комплект труб продолжает эксплуатироваться без начисления износа до полной отбраковки труб. Бурильные трубы списывают на фактическому их состоянию на основании результатов осмотра, дефектоскопии и инструментальных измерений. В зависимости от фактического износа в процессе эксплуатации и изменения геометрических размеров трубы переводятся во II и III классы. В табл. 5.27 приводятся степень износа и значения дефектов, при достижении которых трубы переводят в следующий класс. На основании данных (см. табл. 5.27) составлены прочностные характеристики труб II и III классов. Степень износа замковой резьбы определяется либо по уменьшению расстояния между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты, либо по уменьшению числа оборотов, необходимого для полного свинчивания бурильного замка. Для резьбы с шагом 6,35 мм (4н?1??) и конусностью 1/6 предельным является расстояние между уступом и торцом замковых деталей, равное 25 мм, для резьбы с шагом 5,08 (5н?1??) и конусностью 1/4 – 14,5 мм. Т а б л и ц а 5.27 Классификация бурильных труб Вид дефекта Равномерный износ трубы по наружной поверхности: 163 Т а б л и ц а 5.28 Износ бурильных замков Наружный диаметр замка, мм по классам II ЗН-80 ЗН-95 ЗН-108 ЗН-140 ЗН-172 ЗН-197 ЗШ-108, ЗШК-108 ЗШ-118, ЗШК-118, ЗУК-120 ЗШ-133, ЗУК-133 ЗШ-146, ЗУК-146 ЗШ-178, ЗУК-178 ЗШ-203 ЗУ-155, ЗУК-155 ЗУ-185 Предельные значения износа бурильных замков по наружной поверхности даны в табл. 5.28. Первый класс соответствует номинальному диаметру замка, второй и третий определяются значением износа. При значениях диаметра менее указанных для III класса замки отбраковываются. Списание бурильных труб оформляется соответствующим актом, составленным сотрудниками бурового предприятия с участием представителя трубного подразделения и утвержденным руководством бурового предприятия. Дефектоскопия бурильных труб При бурении нефтяных и газовых скважин могут происходить поломки элементов бурильной колонны. Наиболее слабое место в бурильной колонне – резьбовые и сварные соединения бурильных труб с замками, по которым чаще всего происходят поломки. Установлено, что разрушения труб носят усталостный характер, являясь следствием возникновения и развития трещин на этих участках при воздействии на бурильную колонну знакопеременных нагрузок. Для выявления дефектов в теле труб и их соединениях широко внедряются методы дефектоскопического контроля, позволяющие обнаруживать и определять местоположение таких дефектов, как закалочные трещины, раковины, закаты, плены, неметаллические включения и другие нарушения сплошности металла, к которым можно отнести и усталостные трещины. Методы дефектоскопии позволяют проверять новые трубы на трубопрокатных заводах, при профилактическом контроле бывших в эксплуатации бурильных труб на проверочном участке трубно-инструментальных баз, а также непосредственно над устьем скважины при подъеме или спуске бурильной колонны. 164 |
|
|||||
В данной библиотеке представлены книги исключительно для личного ознакомления. Запрещено любое копирование не для личного использования, а также с целью использования в коммерческих целях. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуемся убрать указанные книги из перечня ознакомительной библиотеки. Копирование, сохранение на жестком диске или иной способ сохранения произведений осуществляются пользователями на свой риск. |
|||||||
Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
Бурение нефтяных и газовых скважин |
|||||||
Глава № 5 |
|||||||
Скачать эту главу в формате PDF |
|||||||
Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг) |
|||||||
по всем вопросам и предложениям Вы можете обращаться на neft-i-gaz@bk.ru Администрация сайта |
|||||||