Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

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.

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

По ТУ 14-3-755–78

65
65
32
73
63
65

9,3
10,0+2,5
З-76Л
З-76
95
95
27
10
9

85
85
40
89
75
75

9,3
10,0+2,5
З-88Л
З-88
108
108
38
12
12

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






LK

// IV ^1:32 А .
A-A
a
\( / I4
¦ A ^\1:32 Ш I
и

p^=s^4V
\\\*Ь?У^У^/////////
'/////////AS.
у//////////м///////у^//////////^

"
"в
_A

___

A
л^^>



Д
Ы

Д
\ \
r

-^-------------
L,

—1 V h-
A ' ' ' A
-^-----------------------------^

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
Муфта
Масса, кг

Услов-
На-

Внут-
Высадка
Наружный

Расточка
Ширина
1 м
двух выса-

ный


Диаметр прохода

диаметр трубы
ружный диаметр
Толщина стенки s
ренний диаметр
Длина до переходной час-
Длина переходной части l4
диаметр
Длина L
Диа-
Глубина l0
торцовой
гладкой
док (для
муфты

D

d
ти l3 min, не


Dм

метр d0
плос-
трубы
одной

менее
d1
d 1;


кости B

трубы)

60
60,3
7 9
46,3 42,3
90
40
32 24
40 32
80
140
63,5
3
5
9,15 11,3
1,2 1,4
~2,7

73
73,0
7 9 11
59,0 55,0 51,0
100
40
45 34 28
54 43 37
95
166
72,6
3
6
11,4 14,2 16,8
1,6
2,4 2,2
-4,2

89
89,0
7 9 11
75,0 71,0 67,0
100
40
60 49 45
69 58 54
108
166
92
3
6
14,2 17,8 21,2
2,4 3,4 3,2
-4,4

102
101,6
7 8 9 10
87,6 85,6 83,6 81,6
115
55
74 70 66 62
83 79 75 71
127
184
104,8
3
7
16,4 18,5 20,4 22,4
3,0 3,4 3,8 4,0
-7,0

114
114,3
7
8
9 10 11
100,3 98,3 96,3 94,3 92,3
130
55
82 78 74 70 68
91 87 83 79 77
140
204
117,5
3
7
18,5 20,9 23,3 25,7 28,0
4,6 5,8 6,0 6,6 6,4
-9,0

127
127,0
7 8 9 10
113,0 111,0 109,0 107,0
130
55
95 91 87 83
104 100 96 92
152
204
130,2
3
7
20,7 23,5 26,2 28,9
5,8 6,4 7,0 7,6
-10,0

140
139,7
8
9 10 11
123,7 121,7 119,7 117,7
130
55
105 101 100 91
114 110 106 100
171
215
144,5
3
8
26,0 29,0 32,0 35,0
7,0 7,6 8,2 9,6
-14,0

169
168,3
9 10
150,3 145,3
130
55
128 124
137 133
197
229
171,5
3
8
35,3 39,0
9,8 10,8
-16,7

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
Муфта
Масса, кг

Наружный
Толщи-
Внутренний
Высадка
Наружный
Дли-
Расточка
Ширина торцо-
1 м глад-
двух высадок (для одной трубы)

Условный диаметр трубы
Наруж-
Длина до пере-
Длина


муф-

диаметр

диа-
ный
ходной
пере-
диаметр
Lм
Диа-
Глуби-

кой
ты

D

метр d
диа-
части
ходной
Dм
метр d0
на l0
кости B
трубы

метр D1
l3 min, не менее
части l4

60
60,3
7 9
46,3 42,3
67,46
110
65
86
140
70,6
3
5
9,15 11,3
1,5
~2,7

73
73,0
7 9 11
59,0 55,0 51,0
81,76
120
65
105
165
84,9
3
6
11,4 14,2 16,8
2,5
-4,7

89
89,0
7 9 11
75,0 71,0 67,0
97,13
120
65
118
165
100,3
3
7
14,2 17,8 21,2
3,5
-5,2

102
101,6
8 9 10
85,6 83,6 81,6
144,30
145
65
140
204
117,5
3
7
18,5 20,4 22,4
4,5
-9,0

114
114,3
8
9 10 11
98,3 96,3 94,3 92,3
127,00
145
65
152
204
130,2
3
7
20,9 23,3 25,7 28,0
5,0
-11,0

140
139,7
8
9 10 11
123,7 121,7 119,7 117,7
154,00
145
65
185
215
157,2
3
7
26,0 29,0 32,0 35,0
7,0
-15,0

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
9
71,0
57

11
67,0
54
89,9
150
145

101,6
9 10
83,6 81,6
68 66
101,9
150
145

114,3
9
96,3
78

10
94,3
76
115,2
160
155

11
92,3
74

127,0
9 10
109,0 107,0
92 90
130,2
160
155

139,7
9 10 11
121,7 119,7 117,7
102 100 100
140,2
160
155

С высаженными наружу концами

73,0
9 11
55,0 51,0
52,0 48,0
85,9
150
—

89,0
9 11
71,0 67,0
68,0 64,0
101,9
150
—

101,6
9 10
83,6 81,6
80,6 78,6
115,2
160
—

114,3
9
96,3
93,3

10
94,3
91,3
130,2
160
—

11
92,3
89,3

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
К
Е
Л
М
Р
Т

Временное сопротивление
637
687
735
784
882
980
1078

?п, МПа, не менее

Предел текучести ?т, МПа,
373
490
539
637
735
882
980

не менее

Относительное удлинение ?,
16
12
12
12
12
12
12

%, не менее
12
10
10
10
10
10
10

Относительное сужение пос-
40
40
40
40
40
40
40

ле разрыва ?, %, не менее

Ударная вязкость КСV,
39,2
39,2
39,2
39,2
39,2
29,4
29,4

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
Наименование
Область применения

ЗН ЗШ ЗУ ЗШК
ЗУК
Замок с нормальным проходным отверстием
Замок с широким проходным отверстием
Замок с увеличенным проходным отверстием
Замок с широким проходным отверстием с конической расточкой
Замок с увеличенным проходным отверстием с конической расточкой
Для соединения труб с высаженными внутрь концами
Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами
Для соединения труб с высаженными внутрь концами с коническими стабилизирующими поясками Для соединения труб с высаженными внутрь и наружу концами с коническими стабилизирующими поясками

132

Т а б л и ц а 5.7

Основные размеры (в мм) замков

Диаметр труб

Типоразмер замка

Замковая резьба
D
L

с высажен-
с высажен-
Масса, кг

ными внутрь
ными наружу

концами
концами

ЗН-80
60,3
–
З-66
80
404
12

ЗН-95
73,0
–
З-76
95
431
16

ЗН-108
89,0

З-88
108
455
20

ЗН-113
89,0
–
З-88
113
455
23

(ЗН-140)
114,3
-
З-117
140
502
35

(ЗН-172)
139,7
–
З-140
172
560
58

(ЗН-197)
168,3
–
З-152
197
603
76

ЗШ-108
73,0
–
З-86
108
431
20

ЗШ-118
89,0
–
З-101
118
455
23

ЗШ-133
101,6
–
З-100
133
496
37

ЗШ-146
114,3
101,6
З-121
146
508
38

ЗШ-178
139,7
–
З-147
178
573
61

ЗШ-203
168,3
–
З-171
203
603
73

ЗУ-86
–
60,3
З-73
86
404
15

ЗУ-108
–
73,0
З-86
108
431
20

ЗУ-120
–
89,0
З-102
120
468
25

ЗУ-146
114,3
101,6
З-122
146
496
37

ЗУ-155
127,0
114,3
З-133
155
526
39

ЗУ-185
–
139,7
З-161
185
553
53

ЗУК-108
–
З-86
108
431
17

ЗШК-1113
89*
–
З-101
118
454
22

ЗШК-133
102*
–
З-108
133
506
32

ЗШК-178
140*
–
З-147
178
573
61

ЗУК-120
–
89*
З-102
120
468
20

ЗУК-146
114*
102*
З-122
146
506
36

ЗУК-155
127*
114*
З-133
155
536
38

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
наружный
диаметр
трубы
Наружный диаметр D
Толщина стенки s
Наружный
диаметр высадки D1
Внутренний
диаметр
высадки d
1 м гладкой трубы
увеличение массы трубы за счет высадки обоих концов

73
73,0
9,19
81,0
50,8
14,48
2,8

89
88,9
9,35
98,4
65,1
18,34
4,63

102
101,6
8,38
106,4
68,3
19,26
4,0

114
114,3
8,56
119,1
76,2
22,31
3,95

114
114,3
10,92
119,1
69,8
27,84
7,99

127
127,0
9,19
130,2
88,9
26,71
7,63

127
127,0
12,70
130,2
76,2
35,79
6,99

Т а б л и ц а 5.9

Механические свойства металла труб

Группа прочности
Временные сопротивления разрыву, МПа
Предел текучести, МПа, не менее
Относительное
удлинение, %,
не менее
Ударная вязкость, кДж/м3, не менее
Относительное
сужение после
разрыва, %, не
менее

Д Е Л М Р
655 689 723 792 999
379 516 655 723 930
16 14 14 12 12
690 690 690 690 690
50 50 50 45 45

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
наружный
диаметр
Наружный диаметр
Толщина стенки s
наружный диаметр D1
внутренний диаметр D2
длина ци-линдри-ческой части l1
длина переходной части l2
длина ци-линдриче-ской части l3

114
127 Предельное отклонение
114,3
127
±1,0 %
9
9
-12,5 %
123 135 ±1
92 104 ±1
30 30
25 25
30 30

П р о д о л ж е н и е т а б л. 5.10

Длина готовой трубы после приварки замков L
Расчетная масса, кг

Условный наружный диаметр
1 м гладкой трубы
увеличение массы трубы вследствие высадки концов
комплекта замков

114
127 Предельное отклонение
12 700 12 700 -900
23,3 26,2
6,8 7,0
51,5 62,5

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
Толщина стенки концевого утолщения
Толщина стенки основного сечения s1 ± 0,1s1
Длина концевого утолщения

номинальный
предельное отклонение
номинальная
предельное отклонение
, +200 ' 1-50
, +100 ' 2-50

54
±0,6
13
+1,3
7,5
150
150

64 73
+1,5 -0,5
+1,5 -1,0
8,0
200
200

90
16
+2,0 -1,0
9,0

103
+1,5 -1,0
15
250

108
25
+2,5 -1,5
1000
250

140

Т а б л и ц а 5.12

Размеры (в мм) труб с навинченными замками и внутренними концевыми утолщениями

Наружный диаметр
Толщина стенки утолщения s
Толщина стенки основного сечения s1 ± 0,1s1
Длина концевого утолщения

+2,0
D
-1, 0
номинальная
предельное отклонение
. +100 ' 1-50
. +100 ' 2-50

114
15
+2,0 -1,0
10 9
1300
250

129
17
+2,5 -1,5
11
1300

15
+2,0 -1,0
9

147
17 20
+2,5 -1,5
11 13
250

22 24
+2,8 -1,7
15 17

Т а б л и ц а 5.13

Размеры (в мм) труб с протекторным утолщением

Диаметр

Наружный
протек-

диаметр
торного

+2,0
D
-1, 0
утолщения

+3,0
D
п-2,8

129
150

147
172

170
197

170
197

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
73
90
114
129

147


170

Параметр

Толщина стенки тела трубы s, мм

8
9
9
10
9
11
9
11
13
15
17
11

Площадь сечения, см2:

тела трубы
14,1
18,1
22,5
32,6
33,9
40,8
39,0
47,0
54,7
62,1
69,5
54,9

канала в теле трубы
18,1
23,7
42,7
69,4
96,6
90,0
130,6
122,7
114,9
107,4
100,2
171,9

Растягивающая нагрузка,

кН:

допустимая
390
500
650
1170
1210
1460
1070
1290
1500
1710
1910
1510

предельная
460
600
750
153
159
1920
1390
1680
1950
2170
2430
1980

Внутреннее давление,

МПа:

допустимое
55
54,2
43
38,7
30,7
37,5
27
33
39
45
50,9
28,5

предельное
71,4
70,5
60
51,5
41,5
50,5
36,5
44,5
52
59,3
66,5
38,5

Внешнее допустимое
57,5
47
50
30
20,5
29,5
14
24
32
38
42
17,5

давление, МПа

Крутящий момент, Н?м:

допустимый
4840
7100
12 500
21 500
26 180
30 500
34 900
40 900
46 350
51 340
55 800
56 400

предельный
5750
8450
14 900
25 500
31 100
36 250
41 500
48 650
55 150
61 000
66 350
67 100

При мечание. Предельная нагрузка допускается в аварийной ситуации.

Т а б л и ц а 5.15

Характеристика беззамковых труб

Диаметр
Масса 1 м труб, кг
Растягивающая нагрузка, кН
Давление внутреннее, МПа
Крутящий момент, кН?м

труб, мм
допустимая
предельная
допустимое
предельное
допустимый
предельный

146 127 108 90
16,5 11,4 13,1 6,7
1400 1150 830 600
1680 1400 1000 700
29,5 35 40 52
44,4 52,0 59,5 77,0
25 20 10 5
30 25 13 6

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
обозначение
трубы
Наружный диаметр D±1
Резьба
Внутренний диаметр d±1,5
Диаметр проточки под элеватор D1
Теоретическая масса 1 м гладкой трубы, кг

УБТС2-120
120
З-101
64
102
63,5

УБТС2-133
133
З-108
64
115
84,0

УБТС2-146
146
З-121
68
136
103,0

УБТС2-178
178
З-147
80
168
156,0

УБТС2-203
203
З-161
80
190
214,6

УБТС2-229
229
З-171
90
195
273,4

УБТС2-254
254
З-201
100
220
336,1

УБТС2-273
273
З-201
100
220
397,9

УБТС2-299
299
З-201
100
245
489,5

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
трубы,
мм
Резьба
Отклонение по длине, м
Отклонение по кривизне, мм на 1 м длины
Минимальная толщина стенки по резьбе ниппеля, мм
Масса
1 м труб, кг
Примечание

146±4
З-121
±1
2
4
97,6
-

178±3
З-147
±1
2
7
145,4
-

203+- 32
З-171
±1
2
7
193,0
-

219+- 32
Без резьбы
По ГОСТ 8732–78
3
-
225,1
Рекомендуется резьба З-171

245±3
То же
По ГОСТ 8732–78
3

267,4
Рекомендуется резьба З-201

Т а б л и ц а 5.18

Механические свойства материала труб

Группа прочности
Временное сопротивление разрыву, МПа
Предел текучести, МПа
Относительное удлинение, %
Относительное сужение, %
Ударная вязкость, кДж/м2

Д К
637 686
373 441
16 12
40 40
392 392

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
Конусность 2 tg ?
Высота теоретическая остроугольного профиля I
Высота профиля h1
Рабочая высота профиля h
Высота
среза
вершин
l
Ширина
среза
вершин
b
Радиус закругления вершин r
Зазор
по вершинам z

МК
СК-90
1:4 1:6 1:8 1:4 1:6 1:8
0,8615 0,8640 0,8649 0,4922 0,4965 0,4980
0,5001 0,5016 0,5021 0,3431 0,3461 0,3472
0,4278 0,4290 0,4294 0,2990 0,3016 0,3025
0,2169 0,2173 0,2177 0,0966 0,0975 0,0978
0,2507 0,2514 0,2517 0,1933 0,1950 0,1956
0,1445 0,1449 0,1451 0,1266 0,1277 0,1281
0,0724 0,0725 0,0726 0,0442 0,0446 0,0447

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
Замковая резьба
Габариты, мм
Соединяемая часть бурильной колонны

Муфтовый конец
Ниппельный конец
L
D
верхняя
нижняя

П-76/88 П-86/66
З-76 З-86
З-88 З-66
395 356
113 108
ЗН-95 ЗШ-108
УБТ-108 Ловильный

П-86/73 П-86/76
П-86/88
З-86 З-86
З-86
З-73 З-76
З-88
356 369
395
108 108
113
УБТ-108 ЗШ-108
инструмент
ЗУ-86 Турбобур-104 Ловильный

П-88/88 П-88/101
П-88/121 П-101/88
З-88 З-88
З-88 З-101
З-88 З-101
З-121 З-88
395 420
500 420
113 118
146 118
ЗН-108 УБТ-108
ЗН-113 ЗШ-118
инструмент УБТ-108
Турбобур-127 УБТ-146
Ловильный

П-101/117 П-101/121 П-102/88
З-101 З-101 З-102
З-117 З-121 З-88
500 497 430
140 146 120
ЗУ-120
инструмент
УБТ-146 Ловильный

П-102/101
З-102
З-101
430
120
ЗУ-120
инструмент Ловильный

П-102/121 П-108/88
З-102 З-108
З-121 З-88
496 451
146 133
ЗШ-133
инструмент
УБТ-146 Ловильный

П-108/101 П-108/102
З-108 З-108
З-101 З-102
459 465
133 133

инструмент
ЗШ-118 Ловильный

П-108/121 П-117/121
П-117/147
З-108 З-117
З-117
З-121 З-121
З-147
490 457
523
146 146
178
Турбобур-127; -195 ЗН-140
инструмент УБТ-146
Долото-190;
-215
УБТ-178

148

П р о д о л ж е н и е т а б л. 5.20

Замковая резьба
Габариты, мм
Соединяемая часть бурильной колонны

Переводники

Муфтовый

L
D
верхняя
нижняя

конец
конец

П-121/86
3-121
3-86
489
146
ЗШ-146
ЗШ-108, ЗУ-108

П-121/101
3-121
3-101
490
146

ЗШ-118

П-121/102
3-121
3-102
496
146

ЗУ-120

П-121/108
3-121
3-108
502
146

ЗШ-133

П-121/121
3-121
3-121
457
146
Ведущая
ЗШ-146

П-121/122
3-121
3-122
469
146
бурильная
ЗУ-146

П-121/133
3-121
3-133
484
155
труба
ЗУ-155

П-121/147
3-121
3-147
524
178
УБТ-146
УБТ-178

П-121/161
3-121
3-161
537
203

УБТ-203

П-122/101
3-122
3-101
490
146
ЗУ-146
ЗШ-118

П-122/102
3-122
3-102
496
146

ЗУ-120

П-122/117
3-122
3-117
463
146

Ловильный инструмент

П-122/121
3-122
3-121
457
146

УБТ-146

П-122/133
3-122
3-133
484
155

Ловильный инструмент

П-122/147
3-122
3-147
524
178

УБТ-178

П-133/108
3-133
3-108
506
155
ЗУ-155
ЗШ-133

П-133/117
3-133
3-117
497
155

Ловильный инструмент

П-133/121
3-133
3-121
482
155

ЗШ-146

П-133/140
3-133
3-140
510
172

Ловильный инструмент

П-133/147
3-133
3-147
520
178

УБТ-178

П-147/121
3-147
3-121
516
178
ЗШ-178
ЗШ-146

П-147/133
3-147
3-133
524
178

ЗУ-155

П-147/140
3-147
3-140
510
178

Ловильный инструмент

П-147/147
3-147
3-147
517
178
Ведущая
бурильная
труба
ЗШ-178

П-147/152
3-147
3-152
517
197
ЗШ-178
Ловильный инструмент

П-147/161
3-147
3-161
517
185
ЗШ-178
УБТ-203

П-147/171
3-147
3-171
521
203
УБТ-178
УБТ-229

П-152/121
3-152
3-121
526
197
Турбобур-172; -195
Долото-245

П-161/147
3-161
3-147
517
185
УБТ-203
Турбобур-215

П-161/171
3-161
3-171
538
229
УБТ-203
УБТ-229

П-171/147
3-171
3-147
538
203
ЗШ-203
ЗШ-178

П-171/171
3-171
3-171
517
203
УБТ-229
Электробур-290

П-171/177
3-171
3-177
523
229

Долото-445

П-171/201
3-171
3-201
518
254

УБТ-254

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
Габариты, мм
Соединяемая часть бурильной

Переводники

Верхний конец
Нижний конец
L
D
верхняя
нижняя

М-86/88
З-86
З-88
325
113
УБТ-108
Долото-132-187

М-108/88
З-108
З-88
366
133
УБТ-133

М-121/88
З-121
З-88
398
146
УБТ-146

М-121/117
З-121
З-117
356
146
УБТ-146
Долото-190

М-147/152
З-147
З-152
391
197
УБТ-178
Долото-245-295

М-171/152
З-171
З-152
400
229
УБТ-229
Долото-245-295

Н-147/152
З-147
З-152
550
197
ЗШ-178
Ловильный ин-

Н-147/171
З-147
З-171
707
203

струмент

Н-171/201
З-171
З-201
671
254
Турбобур-290
Долото-490

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
90
50
155

Б
115
75
150

В
142
90
195

В1
150
95
195

Г
165
100
200

Д
190
120
210

D1

(справочные)

d1

Размер бурильной трубы, для которой предназначается кольцо

Наружный диаметр кольца, надетого на трубу

135
149
85
56
73
115

130
144
103
81
89
128

165
185
125
100
114
162

165
185
132
105
114, 127
170

170
190
147
110
140
200

180
200
173
130
168
225

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
Условный диаметр труб (ГОСТ 631–75)
Замковая резьба (ГОСТ
5286–75)
Габариты

С высаженными внутрь
С высаженными нару-
D
L
Масса, кг

концами
жу концами

КОБ Т80-3-66
60
–
З-66
80
240
8

КОБ Т95-3-76
73
-
З-76
95
260
9

КОБ Т108-3-88
89
73
З-88
108
270
12

КОБ Т120-3-120
-
89
З-102
120
290
25

КОБ Т133-3-108
102
-
З-108
133
310
32

КОБ 146-3-121
114
102
З-121
146
350
40

КОБ 155-3-133
127
114
З-133
155
375
43

КОБ 178-3-147
140
-
З-147
178
410
45

КОБ 185-3-161
-
140
З-161
185
430
55

КОБ 203-3-171
168
–
З-171
203
450
65

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
УБТ
долота
УБТ

139,7-146
114
269,9
229

108

203

149,2-161
121-139
295,3
245

114-121

219

165,1-171,4
133-146
320
245

121-133

229

187,3-200
159
349,2
254

146

229

212,7-228,6
178
> 374,6
273

159

254

244,5-250,8
203 178

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
УБТ
обсадной трубы
УБТ

114
108
245
203

127
121
273
203

140-146
146
299
229

168
159
324-339
229

178-194
178
351
229

219
178
377
254

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
Класс труб

II
III

Равномерный износ трубы по наружной поверхности:
толщина стенки после износа, %, не менее Эксцентричный износ по наружной поверхности:
толщина стенки после износа, %, не менее Вмятины, % наружного диаметра, не более Смятие, % наружного диаметра, не более Шейка, % наружного диаметра, не более Остаточное сужение:
уменьшение наружного диаметра, %, не более Остаточное расширение:
увеличение наружного диаметра, %, не более Продольные надрезы, зарубки:
оставшаяся толщина стенки, %, не менее Поперечные надрезы:
оставшаяся толщина стенки, %, не менее
длина надреза, % длины окружности трубы, не более Точечная коррозия, эрозия:
толщина стенки в месте самой глубокой коррозии, %
номинальной, не менее
80
65 3 3 3
3
3
80
90 10
80
65
55 5 5 5
5
5
65
80 10
65

163

Т а б л и ц а 5.28

Износ бурильных замков

Наружный диаметр замка, мм

Типоразмер замка
при равномерном износе
при неравномерном износе

по классам
по классам

II
III
II
III

ЗН-80
77,6
75
78,8
77,0

ЗН-95
92,0
89
93,5
92,0

ЗН-108
104,7
102
106,4
105,0

ЗН-140
135,8
133
137,9
136,5

ЗН-172
166,8
164
169,4
168,0

ЗН-197
191,0
188
194,0
192,5

ЗШ-108, ЗШК-108
104,7
100
106,4
104,0

ЗШ-118, ЗШК-118, ЗУК-120
114,5
109
111,3
113,5

ЗШ-133, ЗУК-133
129,0
125
131,0
129,0

ЗШ-146, ЗУК-146
141,6
136
143,8
141,0

ЗШ-178, ЗУК-178
172,6
167
175,3
172,5

ЗШ-203
197,0
191
200,0
197

ЗУ-155, ЗУК-155
150,3
148
152,6
151,5

ЗУ-185
179,4
177
182,2
181,0

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

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)