8. Бурильна колона
Бурильна колона призначена для:
1. передачі обертання від ротора до долота;
2. сприйняття реактивного моменту вибійного двигуна;
3. підводу до вибою промивальної рідини;
4. створення осьового навантаження на долото;
5. підйому та спуску долота і вибійного двигуна;
6. монтажу окремих секцій струмопідводу при бурінні електробуром;
7. проведення допоміжних робіт (проробка, розширення і промивання свердловини, дослідження пластів, ловильні роботи тощо).
Бурильна колона складається з ведучої труби, бурильних труб, обважнених бурильних труб, замків, перевідників і з'єднуючих муфт.
8.1. Умови роботи бурильної колони
При роторному способі бурильна колона передає обертання від ротора до долота і знаходиться в складному напруженому стані. На бурильну колону діють:
1. осьова сила розтягу від дії сил власної ваги і перепаду тиску на долоті, яка максимальна у верхньому перерізі;
2. осьова сила стиску, яка виникає від осьового навантаження в нижньому перерізі;
3. крутний момент, який призводить до появи в бурильній колоні дотичних напружень, максимальні значення якого у верхньому перерізі;
4. знакозмінні напруження, які виникають від обертання зігнутої колони і викликають втому з'єднань елементів бурильної колони;
5. напруження, що виникають від поперечного і поздовжнього згину бурильної колони;
6. динамічні навантаження, які виникають у процесі роботи долота на вибої;
7. інерційні навантаження, які виникають при спуско-підіймальних операцій та інше.
При бурінні з вибійними двигунами колона бурильних труб не обертається. Тому на бурильну колону діють розтягуючі і стискуючі навантаження, обумовлені вагою колони і вибійного двигуна, перепадом тиску на долоті та у вибійному двигуні і реакцією вибою від осьового навантаження на долото.
Реактивний момент вибійного двигуна та згинаючі навантаження, що виникають у нижній частині бурильної колони при втраті нею поздовжньої стійкості, незначні і в практичних розрахунках не враховуються.
Отже, при роторному способі буріння умови роботи бурильної колони складніші і тому імовірність аварій з бурильною колоною значно вища.
8.2. Конструктивні особливості елементів бурильної колони
8.2.1. Бурильні труби та з'єднуючі муфти
Відповідно до стандарту виготовляють такі типи стальних бурильних труб:
1. з висадженими всередину кінцями і з'єднуючими муфтами до них –
тип 1 (ТБВ) (рис. 8.1, а);
2. з висадженими назовні кінцями і з'єднуючими муфтами до них – тип 2 (ТБН) (рис. 8.1, б);
3. з висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками – тип 3 (ТБВК) (рис. 8.1, в);
4. з висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючим поясками – тип 4 (ТБНК) (рис. 8.1, г);
5. із зовнішньою висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПН) (рис. 8.1, д);
6. з комбінованою всередину і назовні висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПК) (рис. 8.1, е);
7. із внутрішньою висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПВ) (рис. 8.1, є);
8
.
труби для буріння з електробуром (ТБПВЕ).
а – тип 1, труба В; б – тип 2, труба Н; в – тип 3, труба ВК; г – тип 4, труба НК;
д – труба ПН; е – труба ПК; є – труба ПВ
Рис. 8.1. Схема бурильних сталевих труб
Крім стальних, виготовляються також бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ).
Стандартом передбачено випуск труб довжиною 6, 8, і 11,5 м, зовнішнього діаметра від 60 до 168 мм. На кінцях труби нарізається конічна різьба трикутного (рис.8.1, а, б) або трапецієвидного (рис.8.1, в, г) профілю. Труби 1 і 2 типів виготовляються з правою і лівою різьбою, 3 і 4 типів – із правою (за замовленням – і з лівою) різьбою.
Наявність висадки на кінцях труби дозволяє нарізати різьбу, зберігаючи в будь-якому перерізі труби однакову міцність на розрив.
Наявність у бурильних труб типу 1 і 2 безупорного різьбового з’єднання замка з трубою призводить до втомлювальних поломок висаджених кінців труб, особливо при роторному способі буріння. Бурильні труби із стабілізуючими поясками (тип 3 і 4) мають відмінності порівняно з трубами 1 і 2 типів: висадка труб на 15 % довша; за збігом конічної трапецієвидної різьби на кінцях труби є поверхня з конусністю 1:32, яка зменшує змінні напруження в небезпечному перерізі на останньому витку різьби труби; при нагвинчуванні муфти (ніпеля) бурильного замка на бурильну трубу її торець упирається у внутрішню торцеву поверхню муфти (ніпеля), що стабілізує ущільнюючий конічний поясок, забезпечуючи міцність і герметичність з'єднання.
Бурильні труби із стабілізуючими поясками дозволяють підвищити границю витривалості порівняно з трубами типу 1 і 2 приблизно на 40 %.
З'єднуючі муфти призначені для з'єднання коротких (довжиною 6 і 8 м) труб типу 1 і 2 у двотрубки. Випуск муфт для труб з різьбою трапецієвидного профілю не передбачений.
Бурильні труби і з'єднувальні муфти виготовляються із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Труби і муфти повинні бути термічно оброблені, а зовнішні поверхні – пофарбовані.
Бурильні труби з висадженими назовні кінцями і привареними замками (рис. 8.1, д) мають рівнопрохідний канал по довжині труби, що обумовлює як і при застосуванні бурильних труб з висадженими назовні кінцями (тип 2 і 4), мінімальні гідравлічні опори при русі промивальної рідини по бурильній колоні.
Труби з привареними з'єднувальними кінцями виготовляють із сталей груп міцності Д і Е (замки із сталі марки 40 ХН) довжиною 12 м з умовним діаметром 114 і 127 мм.
Труби з привареними з'єднувальними кінцями застосовують при турбінному і роторному способах буріння.
Для буріння свердловин електробуром, випускаються труби типу ТБПВЕ діаметром 127 і 140 мм.
Легкосплавні бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ) застосовуються двох типів:
– з внутрішніми кінцевими потовщеннями і стальними бурильними замками;
– з потовщеною стінкою по всій довжині.
ЛБТ з внутрішніми кінцевими потовщеннями випускають з конічною трубною трикутною різьбою і конічною трубною трапецієвидною різьбою, з конічним стабілізуючим пояском довжиною 9 і 12 м діаметром 114, 129 і 147 мм.
ЛБТ з потовщеною стінкою по всій довжині мають на кінцях нарізану замкову різьбу (ЛБТ беззамкової конструкції). Вони випускаються довжиною 6 м і діаметром 146, 159 і 180 мм. Ці труби застосовуються при бурінні похилих свердловин в інтервалах набору кривизни, та в якості вибійних амортизаторів.
Для виготовлення ЛБТ застосовують дюраль сплав Д16Т (зміцнений термообробкою).
Важливою перевагою ЛБТ є їх діамагнітність, що дозволяє заміряти зенітний кут та азимут свердловини інклінометрами, які спускають у бурильну колону. До переваг ЛБТ відноситься і наявність у них гладкої внутрішньої поверхні, що знижує гідравлічні опори приблизно на 20 % порівняно зі стальними бурильними трубами аналогічного перерізу.
Вади ЛБТ:
– їх не можна експлуатувати при температурах вищих 150 0С, тому що різко знижується міцнісна характеристика сплаву Д16Т;
– неможливість їх експлуатації при наявності в свердловині промивальної рідини з концентрацією водневих іонів рН > 10, у зв'язку із сильною кородуючою дією лужного середовища на сплави алюмінію;
– недопустимі кислотні ванни, які застосовують для звільнення прихопленої стальної бурильної колони.