11.1. Общие положения:

Бурильная колонна представляет собой спущенную в скважину сборку из бурильных труб, предназначенную для подачи гидравлической и механической энергии к долоту, забойным измерительным системам, 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. 11.1) 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. 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.

Рис. 11.1. 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 - наддолотный амортизатор

11.2. 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. Другие формы сечений (крестообразная, желобчатая, круглая) в нефтепромысловой практике применяются редко.

Ведущая труба предотвращает возможность реверсивного вращения бурильной колонны от действия реактивного момента забойного двигателя (турбобура, винтобура – винтового двигателя, электробура).

В практике бурения ведущие трубы применяются 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 112x112, 140x140, 155x155 мм и по ТУ 14-3-755-78 размерами 65×65 мм 80×80 мм.

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. 11.2, а), а на верхний - переводник ПШВ (рис. 11.2, б).

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 (рис. 11.3). 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-изготовителя. На буровую трубы поступают с навинченными предохранительными кольцами.

Технические требования для переводников к ведущим трубам должны соответствовать ТУ 26-02-652 - 75, а требования к резьбовым соединениям - ГОСТ 631-75 ГОСТ 5286-75.

Рис. 11.2. Переводники ведущей трубы:

а - нижний; б - верхний; I - резьба замковая; II - то же, левая; III — резьба по ТУ 14-3-126 - 73; IV - то же, левая; D_H - наружный диаметр переводника; L - длина переводника; d - диаметр проходного отверстия; d₀ - диаметр цилиндрической выточки; d₁ - внутренний диаметр резьбы в плоскости торца; I₁ - расстояние от торца до конца резьбы с полным профилем; I₂ - длина конуса под резьбу.

С целью увеличения сроков эксплуатации и повышения сопротивления усталости резьбовых соединений ведущих бурильных труб их конструкции усовершенствованы: трубы ТВБ и трубы ТВКП.

Рис.11.3. Резьбовое соединение ведущих труб: 1 - линия, параллельная оси резьбы штанги; 2 - основная плоскость; 3 - переводник; 4 - штанга

Трубы ТВБ (рис. 11.4.) 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.

Рис. 11.4. Ведущая труба с блокирующим пояском ТВБ:

1 — труба квадратного сечения; 2 — переводник

Трубы ТВКП (рис. 11.5.) отличаются коническими стабилизирующими 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. 11.6. 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 1384 - 78, аналогичные стандарту АНИ-7 (Американский нефтяной институт).

Рис. 11.5. Ведущая труба с коническими стабилизирующими поясками ТВКП:

а - труба; б - резьбовое соединение; I - резьба замковая по ГОСТ 5286-75; II - то же, левая; III - резьба ТТ; IV -то же, левая.

Рис. 11.6. Резьбовое соединение ведущих труб ТВКП:

а - переводник; б - труба; I - расчетная плоскость конических поверхностей; II - основная плоскость