2.5.2.2 Стальные бурильные  трубы  

       В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками (ТБП, Рисунок 2.23).  

Рисунок 2.23 — Схема стальной бурильной  трубы с приваренными замками  

       Бурильная труба состоит из трубной заготовки  и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние  соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок «высаживают», т.е. увеличивают толщину стенки.

       Стальные  бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями. 

2.5.2.3 Легкосплавные бурильные  трубы

 

 

       Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, Рисунок 2.24) применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала – 2.78 г/см³. (стали — 7.85 г/см³) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав из системы «Алюминий-Медь-Магний»), для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой. Предел текучести составляет 330 МПа.  

Рисунок 2.24 — Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции   
 

       Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще  ряд достоинств. Во-первых, наличие  гладкой внутренней поверхности, что  снижает гидравлические сопротивления  примерно на 20 % по сравнению со стальными  бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.

       Однако  ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).  

 

2.5.2.4 Утяжеленные бурильные трубы

 

 

       Для увеличения веса и жесткости БК в  ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой  длине создавать частью их веса необходимую  нагрузку на долото.

       В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

¨       горячекатанные (УБТ)

¨       сбалансированные (УБТС),

       УБТ этих типов имеют аналогичную  беззамковую (отсутствуют отдельные  присоединительные концы) толстостенную  конструкцию Горячекатанные УБТ  выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подъемных работах.

       Горячекатанные  УБТ используются преимущественно  при бурении с забойными гидравлическими  двигателями.

       Основные  параметры УБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

Ø      номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;

Ø      номинальный диаметр промывочного канала 74, 90, 100 мм;

Ø      длина труб, соответственно 8.0, 12.0, 12.0 м.

       Сбалансированные  УБТ (Рисунок 2.25) используют преимущественно  при роторном способе бурения.  

Рисунок 2.25 — Сбалансированные УБТ 

Основные  параметры УБТС, наиболее распространенные в Западной Сибири:

Ø      номинальные наружные диаметры труб 178, 203, 229 мм;

Ø      номинальный диаметр промывочного канала 80, 80, 90 мм;

Ø      длина труб 6.5 м.

 

 2.5.2.5 Переводники

 

 

       Переводники предназначены для соединения элементов  БК с резьбами различных типов  и размеров. Переводники разделяются  на три типа:

Ø      Переводники переходные (ПП, Рисунок 2.26 а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.

Ø      Переводники муфтовые (ПМ, Рисунок 2.26 б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.

Ø      Переводники ниппельные (ПН, Рисунок 2.26 в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.   

 

 

Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и  левого направления нарезки.  

2.5.2.6 Специальные элементы бурильной колонны  

Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно  над долотом. Используются как лопастные  калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так  и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны.

Центраторы  предназначены для обеспечения  совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.

Стабилизаторы, имеющие длину в несколько  раз большую по сравнению с  длиной центраторов, созданы для  стабилизации зенитного угла скважины.

Фильтр  служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между  ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра — перфорированный  патрубок, в котором задерживаются  примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Обратный  клапан устанавливают в верхней  части бурильной колонны для  предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.

Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.   

2.5.3 Забойные двигатели  

При бурении  нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые — винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.  

2.5.3.1 Турбобуры  

Турбобур  представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.

Каждая  ступень турбины состоит из диска  статора и диска ротора (Рисунок 2.27)  

Рисунок 2.27 — Ступень трубопровода  

В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.

Режим, при котором мощность турбины  достигает максимального значения, называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива.

Для бурения  наклонно-направленных скважин разработаны  шпиндельные турбобуры — отклонители  типа ТО.

Турбобур  — отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.  

2.5.3.2 Винтовой забойный  двигатель  

Рабочим органом винтового забойного  двигателя является винтовая пара: статор и ротор (Рисунок 2.28).   

Рисунок 2.28 — Поперечное сечение рабочих  органов винтового двигателя

1 — статор; 2 — ротор  

Статор  представляет собой металлическую  трубу, к внутренней поверхности  которой привулканизирована резиновая  обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.

Ротор выполнен из высоколегированной стали  с девятью винтовыми зубьями  левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.

Кинематическое  отношение винтовой пары 9:10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.

Вращающий момент от ротора передаётся с помощью  двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной  осевой шаровой опорой и радиальными  резино-металлическими опорами. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.

Когда двигатель работает с максимальным вращающим моментом, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью  — экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.

Неэффективны  и нагрузки на долото, при которых  момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.   

2.6 ЦИКЛ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ  

       В цикл строительства скважины входят:

v             подготовительные работы;

v             монтаж вышки и оборудования;

v             подготовка к бурению;

v             процесс бурения;

v             крепление скважины обсадными трубами и ее тампонаж.

       В ходе подготовительных работ выбирают место для буровой, прокладывают подъездную дорогу, подводят системы электроснабжения, водоснабжения и связи. Если рельеф местности неровный, то планируют площадку.

       Монтаж  вышки и оборудования производится в соответствии с принятой для данных конкретных условий схемой их размещения. Оборудование стараются разместить так, чтобы обеспечить безопасность в работе, удобство в обслуживании, низкую стоимость строительно-монтажных работ и компактность в расположении всех элементов буровой.

       В общем случае (Рисунок 2.29) в центре буровой вышки 1 располагают ротор 3, а рядом с ним — лебедку 2. За ней находятся буровые насосы 19, силовой привод 18, площадка горюче-смазочных материалов 11, площадка для хранения глинопорошка и химреагентов 9 и глиномешалка 17. С противоположной стороны от лебедки находится стеллаж мелкого инструмента 14, стеллажи 5 для укладки бурильных труб 4, приемные мостки 12, площадка отработанных долот 7 и площадка ловильного инструмента 10 (его используют для ликвидации аварий). Кроме того, вокруг буровой размещаются хозяйственная будка 8, инструментальная площадка 6, очистная система 15 для использованного бурового раствора и запасные емкости 16 для хранения бурового раствора, реагентов и воды.