Тема 2.10 Ремонт бурильних труб і турбобурів

Зміст заняття

1 Розбирання та ремонт турбобурів

2 Ремонт бурильних труб

3 Відомості про умови роботи та причини виходу з ладу труб і турбобурів

1 Несправний турбобур повинен бути привезений в майстерню протягом доби для розпресування, тобто виймання вала з деталями з корпусу. Якщо неможливо його відправити в майстерню, то необхідно розпресувати за допомогою лебідки на буровій для запобігання висихання всередині корпусу бурового розчину, що значно ускладнить процес розпресування в подальшому.

Різьбові з’єднання турбобура відкручують, використовуючи лебідку і тельфер. Після відкручування ніпеля турбобур подають на гідравлічний прес для розпресування корпусу і вала. У таблиці прикріпленій на гідравлічному пресі вказують допустимий тиск по манометру для кожного типорозміру турбобура. Якщо вал не розпресовують граничним навантаженням, турбобур на декілька годин поміщають у ванну з гарячою водою, а потім знову подають на прес. Деталі з вала знімають за допомогою гідравлічного преса і лебідки з поліспастом.

Розібрані вали і корпуси промивають у ванні на 1 м довшій за турбобур. Воду підігрівають парою. Ванну виготовляють з обсадної труби великого діаметра. Зверху на 1/3 діаметра її вирізають по всій довжині, а по торцях заварюють. Промиті і висушені деталі проходять візуальний контроль і дефектування. При огляді вала і корпусу звертають особливу увагу на наявність вм’ятин, тріщин і інших зовнішніх дефектів. Обов’язково вал і корпус перевіряють на прямолінійність. Для цього їх встановлюють на дві опори і, обертаючи вал, індикатором проводять заміри в 5-6 точках. Якщо кривизна перевищує допустиму величину, вал і корпус виправляють на пресі.

Стан різьб перевіряють зовнішнім оглядом і різьбовими калібрами. Спрацьовані різьби перенарізають. На валу перевіряють стан шпонкових пазів, при потребі під кутом 90° або 120° нарізають новий паз. Корпус, який спрацювався всередині, вибраковують. При відновленні різьби корпусу частину корпусу відрізають, а для збереження номінальної довжини встановлюють надставки на посадці з натягом з їх попереднім нагріванням до температури від 400 °С до 500 °С. Опори турбобура при осьовому і радіальному люфтах більших за допустимі, до складання не допускають і ремонту не підлягають. Турбіни з поломаними і погнутими лопатками вибраковують.

Перед складанням ступені підбирають у комплекти. Всі турбіни одного комплекту повинні мати однакову номінальну висоту і осьовий люфт. Підбирають комплекти з нових ступеней і з відремонтованих. Комплектацію проводять наступним чином. На контрольну плиту накладають один на одного торцями 10 статорів і 10 роторів і замірюють їх висоти. Якщо різниця більша за 1 мм, то стопу перекомплектовують. Допустима різниця по висоті стоп не повинна бути більшою 0,2 мм. В окремих випадках дозволяють підрізати один або декілька статорів чи роторів, але не більше як на 1мм.

Комплект із спрацюванням лопаток по висоті більше як 2 мм не рекомендують використовувати при бурінні свердловин глибиною більше 3000 м, а тільки у верхніх інтервалах.

Після складання турбобура після закінчення його ремонту всі конічні різьби повинні бути закручені до упору в торці, вал повинен легко повертатись з моментом до 200 Нм.

Після перевірки турбобур обкатують на спеціальному стенді – горизонтальному або вертикальному. До складу стенда входять: буровий насос, затискний пристрій для корпусу, пристрій для розвантаження п’яти при запуску турбобура, прилади для замірювання частоти обертання вала, моменту на валу, подачі насоса, перепаду тиску в турбобурі, пристрій для навантаження вала турбобура гальмівним моментом. Після обкатування турбобура без навантаження поступово навантажують його вал і знімають індивідуальну характеристику, яка і є кінцевим критерієм якості ремонту.

Кожний турбобур, який надійшов на бурову, підлягає зовнішньому огляду. Особлива увага при цьому приділяється стану різьб.

Перед опусканням у свердловину перевіряється легкість запуску турбобура і герметичність його різьбових з’єднань, визначають осьовий люфт турбіни і витрати промивної рідини через ніпель. Правильно зібраний і відрегульований турбобур запускають при тиску від 1 до 1,5 МПа, при цьому обертання вала повинно бути рівномірним без ривків. При виключенні подачі рідини вал повинен зупинитись плавно. Різка зупинка вала свідчить про наявність великого тертя в опорах. У цьому випадку необхідно провести обкатування турбобура на ведучій трубі під ротором протягом 10 – 15 хвилин з метою припрацювання поверхонь тертя.

Для визначення осьового люфту турбобур валом обпирають на стіл ротора і роблять відмітку на вала біля торця ніпеля, потім турбобур піднімають з ротора і роблять другу відмітку на вала біля торця ніпеля. Віддаль між відмітками буде рівна величині осьового люфту і вона не повинна перевищувати 4 мм. У двосекційному турбобурі осьовий люфт верхної секції повинен бути від 9 до 11 мм, а в трисекційному - від 8 до 10 мм. Основною причиною збільшення осьового люфта в процесі роботи турбобура є спрацювання деталей його п’яти.

Збільшення протікань промивної рідини через ніпель свідчить про спрацювання деталей радіальних опор. Радіальний люфт вала не повинен перевищувати 1,5 мм.

Для попередження попадання в турбобур сторонніх предметів у муфті верхньої бурильної труби встановлюють фільтр.

2 Усі роботи з трубами проводяться на трубній базі БВО УБР чи іншої бурової організації, яка складають з перевірочної площадки, дільниці опресування труб і механічної майстерні, яка проводить зварні і різьбонарізні роботи.

Основними ознаками, які обмежують подальше використання труб і замків, є:

- спрацювання стінок труб або замків по діаметру більше допустимих меж;

- сумарна кількість обертів труби досягла встановленої норми (від 10⁷ – 2·10⁷ обертів);

- кількість обертів, необхідних для скручування спрацьованого замка, складає від 0,25 до 0,3 від початкової кількості;

- наявність на трубах тріщин, промивань, глибоких рисок тощо;

- викривлення труби;

- участь труб в аварії чи ловильних роботах, в результаті чого виникали навантаження, що викликали напруження вищі за границю текучості.

Критерієм визначення спрацювання служить сумарна частота обертання труб і їх спрацювання по діаметру. У процесі буріння ведеться облік роботи окремих комплектів труб. Порядок встановлення умовного спрацювання регламентований відповідними інструкціями.

Залежно від ступеня спрацювання труби поділяють на три класи:

• 1 клас – умовне спрацювання від 0% до 50% ;

• 2 клас – умовне спрацювання від 51% до 85% з граничною глибиною буріння від 0,65 до 0,75 від глибини, що допустима для 1 класу;

• З клас – умовне спрацювання від 86% до 100%, гранична глибина буріння для труб 3 класу складає від 0,7 до 0,75 від глибини, допустимої для 2 класу.

Стан труб перевіряють візуально, обмірюванням і за допомогою дефектоскопії. Прямолінійність труб встановлюють за допомогою лінійки довжиною від 2 м до 3 м. Лінійку прикладають до твірної труби і замірюють просвіт між ребром лінійки і поверхнею труби, при цьому трубу повільно обертають на опорах. Труба справна, коли просвіт складає 1 мм на 1 м довжини. Натяг і стан різьби перевіряють калібрами.

Виправлення труб проводиться пресами із зусиллям на штоку до 500 кН, для чого труби укладають на пересувні роликові опори. Замкова різьба ремонтується шляхом проточування конічної частини, підрізанням торців і нарізанням нової різьби. Спрацювання поверхонь замків і перехідників відновлюється електродуговим наплавленням.

Для відкручування замка від труби використовують лебідку, муфтонакручувальний верстат і ланцюгові ключі. Для полегшення розкручування спрацьованого замка його підігрівають і надрізають газовим пальником з протилежних сторін так, щоб не пошкодити різьбу труби.

Труби і замки скручують у гарячому стані – температура нагрівання складає близько 400°С. У подальшому труби підлягають опресуванню з метою перевірки їх герметичності.

3 Аналіз аварій з трубами і турбобурами показує, що вони в основному трапляються в результаті руйнування труб і турбобурів, пов’язаних з дією змінних навантажень: змінних пружних напружень, крутних ударів, поперечних вібрацій та інших.

Крутний удар спостерігають при роботі долотом ріжучого типу, при різкому збільшенні навантаження, при переході долота з м’якої породи в більш тверду і при деяких інших умовах.

Перемінний згин зв’язаний з крученням бурильної колони. Вібрація значною мірою залежить від врівноваженості елементів бурильної колони, однорідності розбурювальної породи, пульсації промивальної рідини.

Аварії виникають також у результаті розмиву і значного зносу різьбових з’єднань. У результаті значного зносу різьби виникає зрив у з’єднанні труби з бурильним замком і замковому з’єднанні. Знос різьби зв’язаний зі значним зусиллям згвинчування-розгвинчування різьбових з’єднань, прокрученням бурильної колони, її вібраціями, які викликані роботою вибійного двигуна.

Заїдання супроводжуються захватом поверхні різьби спряжених деталей. Сила зчеплення зазвичай перевищує міцність матеріалу, тому при розгвинчуванні з’єднання виникає виривання металу.

Заїдання обґрунтовується в основному високим тиском і температурою, які виникають на поверхні різьби в процесі згвинчування і роботи замка в свердловині. Заїдання частіше спостерігаються на нових замках в період їх припрацювання. Заїданню значною мірою сприяє застосування неякісної змазки, яка не робить надійного захисного шару між двома металічними поверхнями.

Багаторічною вітчизняною і зарубіжною практикою буріння, а також рядом дослідів підтверджено, що поломки бурильних труб в більшості випадків виникають внаслідок втоми металу. Аналіз поломок бурильних труб і турбобурів збірної конструкції в нарізаній частині і дослідження матеріалу стальних труб показали, що втомні руйнування виникають у результаті розвивання тріщин, які виникають у впадинах перших ниток трубної різьби, які знаходяться в зачепленні з різьбою замків. Причина такої дислокації зломів полягає в значній концентрації напружень у впадинах різьби, збільшуючи нормальне напруження згину в 3 рази, напруження кручення в 2 рази.

Буровий розчин, який завжди контактує з поверхнею труб, в тому числі і з зонами концентрації напружень, також помітно знижує кінцеву точку стійкості матеріалу труб.

Кручення і поступальне переміщення бурильної колони у відкритому і обсадженому стволах свердловини проходять в умовах обов’язкового торкання трубами стінок свердловини у багатьох точках із значними контактними тисками і приводить до зносу. Найбільшому зносу в бурильних колонах піддають замки, контакт яких із стінками свердловини визначений їх великими поперечними розмірами. У реальних умовах при помітних викривленнях колони і стволів свердловин, які буряться, крім замків, зношуються і тіло бурильних труб. Інтенсивність зносу пропорціональна величині контактних тисків, а останні при таких рівних умовах збільшуються із збільшенням жорсткості труб і відцентрових сил.