4.5. Другие элементы бурильных колонн

В состав бурильной колонны , помимо вышеописанных труб, включаются различного рода устройства, выполняющие специфические, технологически необходимые функции, которые в значительной мере определяются геолого-техническими особенностями каждого региона. Рассмотрим основные из них.

4.5.1. Переводники представляют собой короткие толстостенные патрубки, снабженные резьбами (за небольшим исключением – замковыми), и служат для соединения

частей или отдельных элементов бурильной колонны. Они показаны на рис.4.11.

Переводники подразделяются на:

1) переходные – П; 2)ниппельные – Н; 3) муфтовые – М; 4) предохранительные – П.

Переходные переводники П (рис. 4.11,а) применяют для соединения отдельных участков и деталей бурильной колонны, оканчивающихся замковыми резьбами различного типа и размера, а также для присоединения к бурильной колонне забойных двигателей и различного рода забойных устройств, приборов и приспособлений. Такое же обозначение имеют и предохранительные переводники, применяющиеся для защиты резьбовых соединений какого-либо элемента бурильной колонны (например, турбобура) от износа. Однако замковая резьба на муфте и ниппеле предохранительного переводника выполняется одного и того же размера. Для соединения элементов бурильной колонны, расположенных друг к другу муфтами или ниппелями одного и того же размера, применяются соответственно ниппельные (Н) и муфтовые (М) переводники (рис. 4.11,б, в). Переводники любого типа и размера изготовляются по ГОСТ 7360-82 с правой и левой замковой резьбой из стали марки 40ХН или 45 свыше 200 разновидностей.

Наружный диаметр переводника должен быть равен наружному диаметру замка, а диаметр проходного отверстия – не менее наименьшего внутреннего диаметра бурильного замка.

4.5.2. Центраторы различных типов применяются для центрирования нижнего направляющего участка бурильной колонны в стволе скважины и предупреждения самопроизвольного его искривления. Все типы центраторов работают на принципе отжатия бурильной колонны от стенки скважины. К ним предъявляется ряд требований, основные из которых следующие: надлежащее центрирование колонны; достаточная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающая механическое внедрение центрирующих элементов в стенки скважины; хорошая проходимость по стволу; высокая износостойкость, хорошая динамическая балансировка (для вращающихся центраторов), исключающая биение и вибрации и др.

Центраторы могут быть классифицированы по различным признакам.

По принципу действия:

1) механические с жесткими центрирующими элементами, с эластичными центрирую-щими элементами, упруго изменяющими свои размеры и форму; центробежные, в которых колонна отжимается от стенок к оси скважины за счет центробежных сил вращающихся частей плашек центратора;

2) гидравлические с выдвижными центрирующими элементами (плашками, зубками).

По конструктивному исполнению:

1) лопастные; 2) шарошечные.

Лопастные центраторы с жесткими центрирующими элементами выполняются только неполноразмерными из-за опасности их заклинивания в стволе скважины.

Шарошечные центраторы, как правило, выполняются полноразмерными. Диаметр эластичных центраторов в недеформированном состоянии больше диаметра долота, но в

скважине становится равным ее диаметру.

Наибольший эффект центрирования достигается при применении полноразмерных центраторов, которые, однако, требуют более высокой точности изготовления и износостойкости. Для повышения износостойкости рабочая поверхность центраторов армируется твердым сплавом.

Исходя из известной концепции, что искривление обусловливается не столько наклоном долота к плоскости забоя, сколько наклоном реакции забоя к оси скважины, для бурения прямолинейного ствола центраторы размещают так, чтобы свести к минимуму отклоняющую силу на долоте.

4.5.3. Калибраторы предназначены для выравнивания стенок скважины и доведения ее диаметра до номинального при потере долотом диаметра вследствие износа. Главная цель применения калибратора – придание стволу скважины формы правильного кругового цилиндра, т.е. калибровка ствола скважины.

Применяющиеся в настоящее время калибраторы подразделяются на:

1.Лопастные; 2.Шарошечные.

Лопастные калибраторы различаются по:

1) числу лопастей – 2-х лопастные, 3-х лопастные, 6-ти лопастные;

2) по направлению лопастей – с продольными лопастями типа КЛ, со спиральными лопастями типа КЛС;

3) по способу крепления лопастей – с постоянными (приваренными) лопастями, со сменными лопастями;

4) по способу установки калибрующих элементов на лопастях – с неподвижным рабочими элементами; с подвижными элементами (выдвижными штырями в специальных обоймах с целью компенсирования износа) типа КВЗ.

Шарошечные калибраторы подразделяются:

1) по числу шарошек: одношарошечные, двухшарошечные, трехшарошечные;

2) по схеме размещения шарошек: с продольным и наклонным расположением шарошек;

3) по форме зубьев шарошек: с фрезерованными зубьями, с твердосплавными зубками из карбида вольфрама.

Шарошки на корпусе устанавливаются на опорах качения – шариковых и роликовых.

Главное требование к калибраторам – высокая износостойкость и долговечность калибрующих элементов. С этой целью рабочие поверхности калибрующих элементов и лопастных, и шарошечных калибраторов армируются вставными твердосплавными штырями из карбида вольфрама

Их диаметр должен быть равен номинальному диаметру долота.

Другие требования: геометрическая симметричность и динамическая сбалансиро-ванность, хорошая проходимость по стволу скважины, удобство и надежность в работе.

При выборе калибратора для конкретных условий учитывают твердость и абразивность пород, способ и опыт бурения в данном районе.

Наиболее экономичны калибраторы со сменными рабочими элементами. При бурении

забойными двигателями их располагают непосредственно над долотом на валу забойного двигателя, а при роторном бурении – между долотом и наддолотной трубой.

4.5.4. Стабилизаторы предназначены для стабилизации (улучшения условий) работы нижнего направляющего участка бурильной колонны путем ограничения стрелы прогиба труб, особенно при наличии каверн, гашения поперечных (частично продольных и крутильных) колебаний бурильного инструмента на контактах его со стенкой скважины.

Стабилизаторы конструктивно аналогичны центраторам, и все требования, предъ-являемые к последним, остаются в силе и для стабилизаторов, но длина их больше, чем у центраторов. Они имеют различную геометрическую форму, размеры и конструкцию и могут быть классифицированы по этим признакам так же, что и стабилизаторы:

1) с цельными лопастями; 2) со сменными лопастями; 3) с приваренными лопастями.

Стабилизаторы 1 типа применяются преимущественно при бурении в твердых породах, 2 типа – в очень твердых и абразивных породах, 3 типа – в породах мягких и средней твердости, но калибрующие поверхности их лопастей армируют твердым сплавом. Простейшими типами стабилизаторов при роторном бурении является также маховики, устанавливаемые над долотом, а при бурении забойными двигателями они могут устанавливаться на нижнем или верхнем конце их вала, а также короткие УБТ квадратного сечения, со спиральными канавками и др.

Следует отметить, что калибраторы и стабилизаторы одновременно выполняют и роль центраторов. Вообще, их деление в значительной мере условно. Так, калибраторы и некоторые типы центраторов являются одновременно хорошими стабилизаторами. Часто в технической литературе не делают различия между калибраторами и стабилизаторами, называя эти устройства калибраторами-стабилизаторами. Однако присущие только данному техническому устройству специфические функции и особенности их геометрии и размеров позволяют производить достаточно четкую и целесообразную классификацию.

4.5.5. Амортизаторы (рис.4.12) применяют с целью снижения амплитуды динамических (вибрационных и ударных) осевых и моментных нагрузок, а также поперечных сил, возникающих в процессе бурения. Никакой амортизатор не способен полностью исключить динамические нагрузки. Поэтому речь должна идти об их снижении до таких величин, которые не представляют опасности для целостности любого из элементов бурильной колонны, включая и буровое долото, являющееся основным источником колебаний. Более того, полностью гасить динамические нагрузки было бы нерационально. Как показала практика бурения, всегда целесообразно поддерживать осевые динамические нагрузки на некотором, оптимальном уровне, обеспечивающем более интенсивное разрушение забоя и более высокие скорости бурения. В этом специфическая особенность забойных амортизаторов в отличие от амортизаторов, применяющихся в других отраслях техники.

Отметим, что в технической литературе можно встретить множество других названий этого или близких к нему технических устройств: виброгаситель, демпфер, отражатель, гаситель, регулятор колебаний и т.д..

При использовании амортизаторов:

1) повышается стойкость долота, средняя за долбление механическая скорость увеличивается на 5…10%, а проходка на долото на 10-50%;

2) снижаются амплитуда вибраций, перегрузочные и усталостные поломки бурильной колонны и долота, количество повреждений элементов наземного оборудования, реагирующих на колебания бурильных труб;

2) расширяется диапазон устойчивой работы, повышается приемистость к осевой нагрузке, снижается степень неравномерности вращения вала, сокращаются усталостные поломки деталей забойного двигателя.

Отмеченные положительные эффекты являются результатом снижения пиковых

значений динамических нагрузок на все элементы бурильного инструмента.

Принцип амортизации заключается в следующем. Любой амортизатор имеет упругое и диссипативное звено. Жесткость _а упругого звена значительно ниже жесткости _к. бурильной колонны. При установке амортизатора в колонне последняя делится на две части с различными кинематическими, динамическими и энергетическими параметрами. Часть колонны ниже амортизатора приобретает значительно большую подвижность. Действительно, под действием одной и той же силы Р перемещение колонны и части ее ниже амортизатораобратно пропорциональны своим жесткостям:и.Отсюда ;где- коэффициент гашения колебаний (перемещений). Обычно жесткость упругого звена выбирается в кратное число раз меньше жесткости колонны, так что<< 1. Следовательно,<<, т.е. колонна выше амортизатора подвержена во много раз меньшим колебательным перемещениям, чем буровое долото. Описанная картина имела бы место при статическом приложении силы. При динамическом же приложении силы кратно малая жесткость упругого звена амортизатора приводит к почти пропорциональному уменьшению динамического импеданса (волнового сопротивления) амортизатора. В результате только часть колебательной энергии проходит выше амортизатора, небольшая часть отражается и возвращается к долоту (в виде кратно ослабленной волны), а основная часть поглощается в диссипативном звене амортизатора и рассеивается в виде тепла.

Поэтому амортизатор одновременно уменьшает и амплитуду динамических нагрузок на бурильную колонну, расположенную выше него, изменяет форму волны и ее фазу.

Амортизаторы рекомендуется устанавливать над ударным участком (на расстоянии L_у от долота) как это показано на рис. 4.12. Амортизаторы могут быть классифицированы по многим признакам. Значительно более полная информация по ним приведена в [15].

4.5.6. Протекторные кольца предназначены для защиты бурильных и обсадных колонн (кондукторов, промежуточных колонн) от износа при вращении колонны и СПО.

По способу установки, крепления, материалу и конструкции в настоящее время применяются протекторные кольца трех основных групп.

1) резиновые – по ГОСТ 6365-74 и типа КП. 2) резинометаллические – типа ПС.

3) металлические – типа ПЭ.

Первые 2 группы протекторов рекомендуется использовать в обсаженном стволе на бурильных трубах диаметром от 89 до 168 мм, ПС – от 89 до 147 мм, и типа ПЭ – в необсаженном стволе на трубах диаметром от 114 до 147 мм.

4.5.7. Обратные клапаны устанавливаются с целью предупреждения поступления в бурильную колонну при отсутствии циркуляции обогащенного шламом бурового раствора из затрубного пространства и что более важно – пластового флюида, особенно газа, при вскрытии высоконапорного пласта. Поступление газа в колонну при герметизированном за трубами устье может привести к выбросу через колонну, а зашламленного раствора – к забиванию долотных отверстий и проточной части забойных двигателей.

В настоящее время используются обратные клапаны различных конструкций, которые устанавливаются обычно на первой трубе над УБТ. В особо опасных случаях иногда устанавливают два обратных клапана один над другим.

4.5.8.Фильтры предназначены для предупреждения попадания в бурильную колонну

посторонних предметов (щепок, обрывков резины и др.), которые могут привести к

забиванию проточных каналов гидравлических забойных двигателей и отверстий долота.

Буровые насосы защищаются от них путем установки на их всасысающих патрубках щелевидных металлических фильтров. Более тонкие, обычно трубчатые, с большим числом мелких отверстий, металлические фильтры, устанавливаемые в первой трубе под ведущей штангой, способны удерживать также частицы песка (мелкого шлама), попавшего в буровой раствор после его очистки. Периодическую чистку фильтров производят во время СПО или при наращиваниях колонны.

4.5.9.Металлошламоуловители (МШУ) предназначены для улавливания мелких кусков металла,случайно попавших в скважину или оставшихся в ней после разбуривания и подъема металлических предметов (долота, его частей и др.) магнитным фрезером, а также крупных частиц шлама. Для подъема таких частиц требуется большой скоростной напор за трубами, что требует создания большого расхода жидкости. При использовании МШУ большой скоростной напор достигается за счет уменьшения площади кольцевого сечения за МШУ на участке от забоя до верхнего торца устройства. При резком снижении скорости жидкости выше этой точки частицы металла или шлама, опрокидываясь, попадают в межтрубное пространство устройства и в последующем (при СПО) извлекаются из скважины вместе с ним.