
- •Перелік умовних позначень
- •1. Розвиток бурової справи на україні
- •1.1. Мета і завдання курсу
- •1.2. Розвиток бурової справи на Україні
- •2. Класифікація свердловин за призначенням. Конструкція свердловин
- •2.1. Класифікація свердловин
- •2.2. Конструкція свердловин
- •3. Основні складові та техніко-економічні показники будівництва свердловин
- •3.1. Основні складові процесу будівництва свердловин
- •3.2. Основні техніко-економічні показники будівництва свердловин
- •4. Способи і режимибуріння свердловин
- •4.1. Способи буріння свердловин
- •4.2. Режими буріння свердловин
- •5. Фізико-механічні властивості гірських порід
- •5.1. Загальні відомості про гірські породи.
- •5.2.Фізико-механічні властивості гірських порід
- •6. Породоруйнуючий інструмент
- •6.1. Призначення та класифікація породоруйнуючих інструментів
- •6.4. Бурові долота спеціального призначення
- •7. Промивання свердловин
- •7.1. Функції промивальної рідини та вимоги до неї
- •7.3. Властивості промивальних рідин
- •8. Бурильна колона
- •8.1. Умови роботи бурильної колони
- •8.2. Конструктивні особливості елементів бурильної колони
- •8.2.1. Бурильні труби та з'єднуючі муфти
- •8.2.2. Бурильні замки
- •8.2.3. Обважнені бурильні труби
- •8.2.4. Ведучі бурильні труби
- •8.2.5. Перехідники
- •8.3. Технологічне оснащення бурильної колони
- •9. Кріплення свердловин
- •9.1. Мета і способи кріплення свердловин
- •9.2. Обсадні труби та їх з’єднання
- •9.3. Оснащення обсадних колон
- •10 Цементування свердловин
- •10.1. Мета цементування свердловин
- •10.2. Способи первинного цементування
- •10.2.1. Одноступінчасте цементування
- •10.3. Тампонажні матеріали
- •10.3.1. Призначення тампонажних матеріалів та вимоги до них
- •10.3.2. Класифікація тампонажних матеріалів
- •11 Первинне розкриття та випробування продуктивних пластів
- •11.1. Способи первинного розкриття продуктивних пластів
- •11.2. Суть, способи та задачі випробування перспективних горизонтів
- •12 Умови залягання покладів вуглеводнів. Елементи фізики нафтового пласта
- •12.1. Умови залягання покладів вуглеводнів
- •12.2. Колекторські властивості теригенних (уламкових) гірських порід
- •12.3. Колекторські властивості карбонатних (тріщинуватих) порід
- •13 Режими роботи нафтових і газових покладів
- •13.1. Джерела і характеристики пластової енергії
- •13.2. Режими роботи нафтових і газових покладів
- •13.3. Нафтовилучення із пластів
- •14. Освоєння і дослідження свердловин
- •14.1. Освоєння свердловин
- •14.2. Методи дослідження пластів і продуктивності свердловин
- •14.3. Дослідження нафтових свердловин на приплив при сталому режимі
- •15. Системи розробки нафтових і газових родовищ
- •15.1. Виділення експлуатаційних об’єктів
- •15.2. Системи розробки багатопластових родовищ
- •15.3. Системи розробки експлуатаційних об’єктів (покладів)
- •16. Методи підвищення нафто- і газовіддачі пластів
- •16.1. Фактори, що впливають на повноту вилучення нафти й газу з покладів
- •16.2. Методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •16.3. Газо- і конденсатовіддача газових і газоконденсатних покладів
- •17. Способи експлуатації нафтових і газових свердловин
- •17.1. Фонтанна і газліфтна експлуатація свердловин
- •17.1.1. Способи підйому нафти на поверхню
- •17.1.2. Зміна тисків по глибині свердловин при різних способах експлуатації
- •17.1.3. Обладнання свердловин
- •17.1.4. Газліфтна експлуатація свердловин і застосовуване обладнання
- •17.2. Експлуатація свердловин глибинонасосними установками
- •17.2.1. Устрій та обладнання штангових насосних установок
- •17.2.2. Експлуатація свердловин заглибленими відцентровими електронасосами
- •17.2.3. Інші види безштангових насосів, що застосовуються при експлуатації нафтових свердловин
- •17.3. Вибір раціонального способу експлуатації свердловин
- •17.4. Обладнання та експлуатація газових свердловин
- •17.4.1. |Конструкція свердловин
- •17.4.2. Режим експлуатації газових свердловин
- •18. Методи підвищення продуктивності свердловин
- •18.1.Кислотна обробка пласта
- •18.2. Гідравлічний розрив пластів
- •18.3. Гідропіскоструминна перфорація
- •18.4. Теплофізичні методи впливу
- •18.5. Імпульсно-ударний і вібраційний вплив
- •19. Боротьба з ускладненнями при експлуатації нафтових і газових свердловин. Підземний ремонт свердловин
- •19.1. Боротьба з ускладненнями при експлуатації нафтових і газових свердловин
- •19.2. Ремонт свердловин
- •Термінологічний словник
- •Список літератури
- •36011, М. Полтава, просп. Першотравневий, 24
8.2.3. Обважнені бурильні труби
Обважнені бурильні труби (ОБТ) призначені для створення осьового навантаження на долото та збільшення жорсткості і стійкості нижньої частини бурильної колони.
Обважнені бурильні труби бувають таких типів:
1. з гладкою поверхнею по всій довжині;
2. з конусним проточуванням у верхній частині;
3. збалансовані;
4. зі спіральними канавками;
5. квадратного перерізу по периметру.
ОБТ перших двох типів мають на кінцях замкову різьбу (рис. 8.3). ОБТ цих типів випускають таких діаметрів та довжин:
Діаметр, мм |
146 |
178 |
203 |
219 |
245 |
Довжина, м |
8 |
12 |
12 |
8 |
7 |
ОБТ перших двох типів виготовляють із сталей групи міцності Д і К методом обкатування без термічної обробки. Вони мають недостатню міцність, невисоку зносостійкість та значні допуски на кривизну, різностінність і овальність. Внаслідок цього, під час роботи долота на вибої відбувається биття бурильної колони і, як наслідок, виникнення динамічних навантажень, що негативно впливає на умови роботи бурильної колони і долота.
Вади цих ОБТ у значній мірі усунені в збалансованих обважнених бурильних трубах (ОБТЗ).
Внутрішній канал у цих трубах висвердлений, що забезпечує його прямолінійність, а механічне оброблення зовнішньої поверхні труб, обкатування різьби роликом, термічне оброблення труб і фосфатування різьби підвищують їх міцність.
На кінцях цих труб нарізують зовнішню і внутрішню замкову різьбу або зовнішню і внутрішню спеціальну замкову різьбу з кроком 6,35 мм і конусністю 1:6 з розвантажуючими зарізьбовими канавками, які підвищують опір різьбового з'єднання знакозмінному згину. ОБТЗ виготовляють із сталей марки 38ХНЗМФА і 40ХН2МА діаметрів: 120, 133, 178, 229 мм довжиною 6,5 м; розроблені конструкції діаметром 254, 273, 299 мм.
а – круглого перерізу; б – зі спіральними канавками: в – квадратного перерізу
Рис. 8.3. Схеми ОБТ
ОБТ зі спіральними канавками мають на зовнішній поверхні нарізані спіральні канавки, внаслідок чого зменшується імовірність прихоплювання колони і покращується якість промивання.
ОБТ квадратного по периметру перерізу бувають двох типів:
а) збірної конструкції, які складаються з трьох (двох) згвинчених між собою секцій, грані яких зміщені одна щодо одної на 45°. Секції з'єднуються між собою з допомогою замкової або дрібної трубної різьби і спрямовуючого пояска. Після згвинчування секції зварюють.
б) суцільні, у яких розмір по діагоналі дорівнює розміру долота. Вони виконують функції подовженого стабілізатора. Для збільшення зносостійкості грані квадрата наварюють карбідом вольфраму або релітом. На кінцях труби нарізають внутрішню замкову різьбу.
8.2.4. Ведучі бурильні труби
Ведучі бурильні труби призначені для передачі обертання бурильної колони від ротора і реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасній подачі бурильної колони і циркуляції промивальної рідини. При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують ведучі бурильні труби збірної конструкції, які складаються з квадратної товстостінної штанги, верхнього штангового перехідника (ПШВ) та нижнього штангового перехідника (ПШН) (рис. 8.4). На верхньому кінці штанги нарізана зовнішня ліва трубна різьба, а на нижньому – зовнішня права трубна різьба. Верхній штанговий перехідник має для приєднання до штанги ліву трубну різьбу, а на іншому кінці – внутрішню замкову ліву різьбу. Нижній штанговий перехідник має для приєднання до штанги внутрішню трубну праву різьбу, а на іншому кінці – зовнішню замкову праву різьбу.
Ведучу трубу в зборі приєднується до ствола вертлюга з допомогою перехідника, який запобігає зношуванню різьби на ПШВ у стволі вертлюга.
Рис. 8.4. Ведуча бурильна труба збірної конструкції
Для захисту від зносу замкової різьби ПШН, яка піддається багаторазовим згвинчуванням та розгвинчуванням при нарощуванні бурильної колони і спуско-підіймальних операціях, на перехідник ПШН додатково нагвинчують запобіжний перевідник.
Квадратні штанги для ведучих труб виготовляють довжиною до 16,5 м із сталі групи міцності Д і К, а перехідники – із марки 40ХН.
Для підвищення міцності, довговічності і герметичності розроблені ведучі бурильні труби збірної конструкції типу ТВКП з різьбою трапецієвидного профілю і конічними стабілізуючими поясками. Перехідники для цих труб виготовляють із сталі марки 40ХНМА.