- •Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Южно - Российский государственный технический университет
- •130602 Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов
- •Содержание
- •1. Краткий обзор развития отечественной техники бурения
- •2. Общие сведения о буровых установках
- •2.1. Состав и компоновка буровых установок
- •2.2. Требования, предъявляемые к буровым установкам
- •2.3. Классификация и параметры буровых установок
- •2.4. Буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения
- •2.4.1. Буровые установки производства оао "Уралмаш"
- •2.4.2. Буровые установки производства
- •3. Процесс бурения и выбор класса параметров буровой установки
- •3.1 Конструкции скважин и условия их строительства
- •3.2. Процесс бурения скважины, функция и структура буровой установки
- •3.3. Выбор категории, класса, вида и основных параметров буровой установки
- •4. Забойные двигатели
- •4.1. История развития
- •4.2. Турбобуры
- •4.2.1. Турбодолото
- •4.2.2. Турбобуры для забуривания наклонных скважин
- •4.2.3. Реактивно-турбинные агрегаты
- •4.3. Характеристика турбобура
- •4.4. Винтовые гидравлические двигатели
- •4.4.1. Принцип действия и устройство
- •4.4.2. Основные параметры винтовых двигателей
- •4.4.3. Характеристика забойного винтового двигателя
- •4.5. Электробуры
- •4.5.1. Назначение и схема питания
- •4.5.2. Конструкция электробура
- •Глава 5 бурильная колонна
- •5.1. Назначение, состав и основные требования
- •5.2. Ведущие трубы
- •5.3. Бурильные трубы
- •5.4. Утяжеленные бурильные трубы
- •5.5 Резьбовые соединения труб
- •5.6. Материал бурильных труб
- •5.7. Расчет бурильных колонн
Глава 5 бурильная колонна
5.1. Назначение, состав и основные требования
Бурильная колонна предназначена для выполнения следующих основных функций:
передачи вращения от ротора породоразрушающему инструменту;
передачи неподвижному столу ротора реактивного крутящего момента, возникающего при бурении скважины забойными двигателями;
создания на долото осевой нагрузки;
подвода промывочной жидкости для очистки забоя скважины от выбуренной породы, а также для привода забойных гидравлических двигателей;
подъема кернового материала и спуска аппаратуры для исследований в стволе скважины;
проработки и расширения ствола скважины, испытания пластов, ликвидации аварий в скважине.
Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, соединяемых бурильными замками, муфтами и переводниками. Ведущая труба соединяется с вертлюгом и посредством зажимов взаимодействует с ротором буровой установки. Утяжеленные бурильные трубы устанавливают в нижней части колонны, и они служат для создания осевой нагрузки на долото. При бурении в осложненных условиях, кроме утяжеленных труб, в нижней части колонны устанавливают калибраторы, центраторы, стабилизаторы и другие устройства, предупреждающие искривление скважины. Между ведущей и утяжеленными трубами находятся бурильные трубы, составляющие большую часть бурильной колонны. Для сокращения операций свинчивания и развинчивания, вызывающих износ резьбовых соединений, бурильная колонна делится на свечи, состоящие из нескольких труб. Длина свечи ограничивается ее продольной устойчивостью при осевом сжатии под действием собственного веса и высотой вышки.
Компоновку бурильной колонны выбирают исходя из конструкции скважины, способа бурения и горно-геологических условий. Для предотвращения поломок бурильные колонны должны обладать регламентированными запасами статической прочности и сопротивления усталости. При выборе конструкции колонны необходимо стремиться к оптимальному сочетанию ее прочности и массы. Уменьшение массы бурильной колонны за счет применения высокопрочных, а также легкосплавных бурильных труб способствует благоприятному нагружению подъемной части буровой установки. Жесткость бурильной колонны должна быть достаточной для предотвращения ее продольного изгиба под действием осевого сжатия, вращения и крутящего момента.
Уменьшение диаметра бурильной колонны и резкие переходы в ее проходном канале приводят к увеличению гидравлических сопротивлений и, следовательно, давления буровых насосов. В результате этого возрастает износ поршней, втулок, клапанов и других деталей буровых насосов, контактирующих с промывочным раствором. Таким образом, масса и диаметр бурильной колонны должны удовлетворять требованиям, определяющим наиболее благоприятный режим эксплуатации подъемного механизма и буровых насосов. Производство высокопрочных и легких бурильных труб — важная предпосылка повышения эффективности бурения и технико-экономических показателей буровых установок.
5.2. Ведущие трубы
Ведущие трубы имеют квадратный, шестигранный либо крестообразный профиль с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для прохода промывочного раствора. Благодаря граненой поверхности облегчается взаимодействие ведущей трубы и ротора и обеспечивается осевое перемещение бурильной колонны в процессе бурения скважины. На концах ведущих труб нарезается левая и правая наружные конические резьбы треугольного профиля. Левая коническая резьба используется для навинчивания верхнего переводника ПШВ, соединяющего ведущую трубу с вертлюгом. Правая коническая резьба используется для нижнего переводника ПШН, соединяющего ведущую трубу с бурильной колонной. Для обеспечения возможности наращивания бурильной колонны ведущая труба по длине должна быть больше бурильной трубы.
На практике преимущественно распространены ведущие трубы с квадратным профилем (рис. 5.2), конструктивные размеры которых регламентируются ТУ 14-3-126—73 и нормалью Н293—49.
Основные технические данные ведущих труб, изготовляемых согласно ТУ 14-8126—73
Диаметры трубы, мм |
114 |
140 |
168 |
Сторона квадрата а, мм |
112 |
140 |
155 |
Радиус при вершине квадрата R, мм |
20±3 |
20±3 |
20±3 |
Диаметр канала d, мм |
74±4 |
85±5 |
100±5 |
Диаметр проточки под элеватор , мм |
114 |
141 |
160 |
Диаметр цилиндрической проточки , мм |
110±0,5 |
135±0,5 |
150±0,5 |
Длина резьбы G (включая сбег), мм |
65 |
110 |
133 |
Длина трубы L, м |
13—2,5 |
14+2,5 |
14+2,5 |
Масса 1 м трубы, кг |
65,6 |
106,6 |
124,3 |
Ведущие трубы изготовляют из стали групп прочности Д и К, переводники — из стали марки 40ХН (ГОСТ 4543—71) либо из стали марки 45 (ГОСТ 1050—74).
Помимо указанных применяются ведущие трубы со стороной квадрата 65 и 80 мм, имеющие высаженные концы, на которых нарезается внутренняя коническая левая и правая резьба для переводников к вертлюгу и бурильной трубе. Ведущие трубы этой конструкции, называемые двухраструбными, изготовляют путем вытяжки (редуцирования) из круглой толстостенной трубы и отличаются тем, что имеют квадратное проходное сечение. Основные технические данные двухраструбных ведущих труб соответствуют нормали Н293—49 [40].
Ведущие трубы типа ТВКП диаметрами 112, 140 и 155 мм имеют конические стабилизирующие пояски и переводники на трапецеидальной резьбе (ТУ 39-01-04-392—78), изготовляются из горячекатаной термообработанной трубы [40]. Трубы типа ТВКП выгодно отличаются от труб с высаженными концами технологией изготовления и усталостной прочностью резьбовых соединений.