Технологический буровой инструмент

Технологический буровой инструмент

Технологический инструмент – инструмент, непосредственно участвующий в процессе бурения скважины (то чем бурят). Технологический инструмент выполняет не менее важную роль, чем буровой станок. Он состоит их бурового снаряда (то, что работает в скважине), ведущей бурильной трубы и бурового сальника или сальника-вертлюга и обеспечивает передачу от бурового станка на породоразрушающий инструмент (кстати, входящий в буровой снаряд) вращательного движения, крутящего момента и осевой нагрузки, необходимые для разрушения породы на забое и углубки скважины. Он обеспечивает подачу на забой скважины потока очистного агента, а также связывает породоразрушающий инструмент с поверхностью (спуск и подъем). В технологический инструмент входят: буровой сальник или сальник-вертлюг, ведущая бурильная труба и буровой снаряд.

Буровой снаряд. Буровые снаряды могут быть простые,  простые с дополнительными механизмами и устройствами и специальные. Буровой снаряд    (для простых снарядов) состоит из колонны бурильных труб и колонкового набора или забойной компановки. (специальные буровые снаряды – ССК, КГК  и снаряды с дополнительными механизмами будут рассматриваться далее в соответствующих разделах практикума). Состав технологического инструмента с простым буровым снарядом для колонкового и бескернового бурения приведен на рис. 1.

                                                                                        Рис. 1.

   1 – буровой сальник, 2 – ведущая труба, 3 – колонна бурильных труб,             

4 – колонковый набор, 5 – долото, 6 – утяжеленные бурильные трубы (УБТ)

Буровой сальник.

Буровой сальник, и его разновидность сальник-вертлюг, предназначен для передачи потока очистного агента под давлением от не вращающегося нагнетательного шланга бурового насоса во вращающуюся колонну бурильных труб. Буровой сальник закрепляется (обычно навинчивается на левой резьбе) на верхнем конце ведущей бурильной трубы при бурении шпиндельными станками скважин глубиной до 300 – 500 метров.   

Сальник состоит из невращающегося корпуса, к которому присоединяется нагнетательный шланг, и вращающейся трубки, закрепленной в корпусе сальника на подшипниках с набором герметизирующих уплотнений. Рис 2.а.

 При бурении шпиндельными станками более глубоких скважин, а также при бурении буровыми установками роторного типа применяется сальник-вертлюг. Сальник-вертлюг (Рис. 2.б) имеет дополнительно грузоподъемную серьгу, за которую закрепляется трос лебедки станка. Таким образом, сальник-вертлюг выполняет дополнительную функцию, позволяя, при необходимости, поднимать буровой снаряд, не останавливая его вращения, или за счет натяжения троса регулировать осевую нагрузку на ПРИ, что характерно для бурения роторными буровыми установками. В станках с подвижным непроходным вращателем буровой сальник монтируется в одном блоке с вращателем

                          а                                                               б

                                                         Рис. 2.

Обслуживание сальника заключается в периодической смазке подшипников и замене изношенных герметизирующих элементов.

Правила безопасности при работе с сальником особо важны. Их нарушение может привести к несчастным случаям:

1 Место крепления нагнетательного шланга к патрубку сальника должно с помощью цепного кольца скользяще соединяться с натянутым  тросом или специальной штангой для предотвращения, (в случае заедания внутренней трубки сальника) от закручивания шланга. На тросе или штанге должен быть установлен ограничитель-хомут, удерживающий сальник в случае его самопроизвольного отвинчивания от падения на голову рабочего..

2  Все операции по навинчиванию и отвинчиванию сальника на высоте должны выполняться со специальной площадки

3 Запрещается удерживать нагнетательный шланг руками! от раскачивания и заматывания его вокруг ведущей трубы (может покалечить руку).

Ведущая бурильная труба.

Ведущая труба – начальный (верхний) конец бурового снаряда предназначена для передачи от бурового станка на бурильную колонну вращательного и поступательного движения и осевых усилий для регулировании осевой нагрузки на ПРИ. Вид и параметры ведущей трубы зависят от типа вращателя бурового станка. В станках с подвижным и с подвижно-шпиндельнымвращателем ведущей трубы как таковой нет – ее роль выполняет поочередно верхняя бурильная труба, которая, по мере углубки скважины и наращивания, сменяется очередной трубой. При бурении шпиндельным станком ведущая труба постоянно находится в шпинделе и представляет собой, либо одну из бурильных труб бурильной колонны, но лучшего качества, либо трубу несколько большего диаметра и жесткости, иногда большей длины (6 метров при стандартной 4,5 м.). Особенность ведущей трубы в том, что она должна иметь на верхнем конце левую резьбу Рис. 3а. Вращение на ведущую трубу от шпинделя передается через зажимные патроны. По мере окончания хода шпинделя (40 – 60 см. в наших и до 1,1 м. в зарубежных шпиндельных станках), происходит перекрепление патронов, и бурение продолжается до конца «замера» т.е. на длину, выступающей над шпинделем части ведущей трубы. В роторных буровых установках применяется специальные ведущие трубы некруглого сечения (обычно квадратного). Рис.3б.Такая труба в сочетании с вертлюгом сальником соединенным с тросом лебедки, свободно проходит через фигурное отверстие в роторе, получает от него вращение и по мере углубки скважины за счет веса снаряда перемещается в осевом направлении. В практике бурения роторными установками ведущая труба обычно называется «квадрат».

                             а                                                                 б

                                                         Рис. 3.

Бурильные трубы.

Как уже отмечалось, глубины геологоразведочных скважин составляют сотни и тысячи метров, и рабочие действия на ПРИ передаются с поверхности с помощью бурильной колонны составленной из отдельных бурильных труб.

(При бурении нефтяных и газовых скважин иногда вместо труб используется гибкий шланг)

Длина одной трубы в геологоразведке из условий транспортировки и удобства работы не превышает 6 метров, обычно 4,5 метра, с добавлением в комплект нескольких труб длиной 3,0 и 1,5 метра. Естественно, чтобы составить бурильную колонну трубы при спуске в скважину должны надежно, герметично и удобно соединяться между собой. По мере углубки скважины в колонну добавляются новые трубы – происходит «наращивание». Бурение обычными снарядами выполняется отдельными рейсами - при колонковом бурении - небольшой длины – 3 – 5 – 8 метров, при бескерновом - до нескольких десятков и сотен метров, после чего, для подъема керна или замены изношенного ПРИ, снаряд поднимается на поверхность. Процессы спуска снаряда в скважину и его подъема называются «спускоподъемные операции» – СПО.

В настоящее время соединение бурильных труб в колонну осуществляется резьбовыми соединениями (были попытки соединять трубы в колонну при спуске сваркой трением, а при подъеме резать сварной шов, но они не прижились).

Чтобы оценить, какой должна быть бурильная колонна рассмотрим ее основные функции.

.1.Бурильная колонна передает от станка на поверхности на ПРИ на забое скважины вращательное движение и крутящий момент, при этом частота вращения достигает 1600 – 2000 об/мин., а Мкр. до 6000 Н.м.

2.Передает от станка, и участвует своим весом, в создании осевой нагрузки на ПРИ –«С_ос»_.. Величина осевой нагрузки может составлять от 0,2 до 6 т., а вес колонны труб может быть, в зависимости от типа труб и глубины скважины, от 0,2 до 15 т.

 3. Передает к забою под давлением поток очистного агента от насоса или компрессора.

  4 Является связующим звеном между станком на поверхности и ПРИ на забое скважины.

5. Влияет на направление трассы скважины в пространстве (может положительно, может отрицательно).

Учет всех этих функций определяет требования к бурильной колонне:

1. Бурильная колонна в целом должна быть достаточно прямолинейной с соосностью соединений, чтобы вызывать минимум центробежных сил при вращении и не создавать вибрацию на больших оборотах.

2. Бурильная колонна должна обладать достаточной прочностью, жесткостью и упругостью. Один из наиболее распространенных видов аварий в скважине – «обрыв бурильных труб»

3. Обладать достаточной жесткостью для сохранения прямолинейности скважины или в других случаях достаточной гибкостью для бурения криволинейного участка скважины.

4. Обеспечивать герметичность соединений труб для подачи под давлением до 10 МПа потока промывочной жидкости.

5 Создавать минимальные гидравлические сопротивления.

6  Обеспечивать минимальные затраты мощности на вращение бурильной колонны, особенно на больших оборотах.

Для того чтобы представить в каких сложных условиях работает бурильная колонна, смоделируем буровую скважину и размещенную в ней колонну бурильных труб с уменьшением, например, в 1000 раз – увидим тоненькую трубочку, скажем, длиной 1метр, в которой вращается и передает крутящий момент и осевое усилие трубочка диаметром 0,05 мм. – тоньше человеческого волоса!

Выполнение указанных требований достигается качеством материала, из которого изготавливаются трубы, качеством изготовления (прямолинейностью, соосностью, равной толщиной стенок и.т.п.), конструкцией труб и их соединений, применением специальной смазки и правильной затяжкой резьбовых соединений. Для всех видов бурения применяются металлические бурильные трубы – стальные и легкосплавные.

Поскольку длина одной бурильной трубы несоизмеримо меньше глубин скважин, то при каждом спуске бурового снаряда надо соединять (свинчивать) большое количество труб, что занимает много непроизводительного времени. При бурении шпиндельными и роторными станками и некоторыми станками с подвижным вращателем, когда СПО осуществляться лебедкой с использованием буровой мачты (вышки), можно спускать в скважину и поднимать из скважины не по одной трубе, а группами из нескольких, постоянно соединенных между собой бурильных труб. Такая группа называется «СВЕЧА». В зависимости от глубины скважины и, соответственно, высоты мачты (вышки), в свечу собираются по две, три, четыре или даже по семь бурильных труб. Чем длиннее свеча, тем быстрее выполняются СПО, однако чем выше мачта (вышка) тем она дороже. Следовательно, при выборе длины свечи надо учитывать оба фактора. Примерные рекомендации по выбору длин свечей и высот буровых мачт (вышек) приведены в табл. 1.

                                                                                                               Таблица 1.

В настоящее время в практике геологоразведочного бурения могут применяться бурильные трубы двух старых поколений, и, кроме того, новые по разработанному ГОСТу на бурильные трубы третьего поколения. Первая группа - старые стальные бурильные трубы 1956 –57 годов, вторая группа – стальные и легкосплавные трубы 1975-77 годов и третья группа новый ГОСТ 1999 года.

Различаются между собой бурильные трубы по четырем параметрам: 1) материал труб, 2) тип соединений, 3) наружный диаметр трубы и  4) толщина стенки трубы. (Например, СБТН-50 С тальная Б урильная Т руба с Н иппельным соединением диаметром 50 мм.).

Первая группа = старые трубы (ГОСТ 7909-56) широко применялись раньше и еще могут встретиться на производстве сейчас, представлены шестью вариантами стальных труб: СБТН-33,5, СБТН-42, СБТН-50 и СБТМ-42, СБТМ-50, СБТМ-63,5. Используются два типа соединений труб – ниппельные и муфтово-замковые (последняя буква в шифре).

Ниппельные соединительные элементы навинчиваются на внутреннюю резьбу бурильных труб и имеют практически такой же наружный диаметр, что и бурильная труба (+2 мм. принципиального значения не имеет). В результате получается практически гладкая по наружному диаметру колонна. Такие колонны применяются при бурении скважин малого диаметра, когда диаметр бурильных труб близок к диаметру скважины (скважина 46 мм. – трубы 42 мм., скважина 59 мм. – трубы 50 мм. и.т.д.).

Муфтово-замковые соединения навинчиваются на наружную резьбу бурильных труб и, следовательно, имеют значительно больший наружный диаметр, чем диаметр трубы. Например, у труб 42 мм. муфты и замки имеют диаме6тр 57 мм., а у труб 50 мм соединения имеют диаметр 65 мм., т.е. колонна получалась с заметно выступающими по наружному диаметру соединениями.

Бурильные трубы и для ниппельных и для замковых соединений имеют высаженные внутрь концы, на которых для ниппельных труб нарезается внутренняя цилиндрическая ленточная резьба, а на трубах с муфтово-замковыми соединениями нарезается наружная слабоконическая (1:16) треугольная «трубная» резьба (рис. 4 и рис. 5).

Поскольку при бурении геологоразведочных скважин, за исключением использования станков с подвижным вращателем, бурильные трубы собираются в свечи постоянные при бурении всей скважины, а при СПО свечи свинчиваются в колонну при каждом рейсе, то и соединительные элементы для соединения труб в свечу и для соединения свечей между собой будут разными. Трубы в свечу как, правило, свинчиваются на поверхности в горизонтальном положении вручную с использованием шарнирных ключей. Свечи между собой при СПО свинчиваются в вертикальном положении, обычно с использованием механического труборазворота. Для соединения труб в свечу используют наиболее простые и дешевые элементы, пусть и малоудобные для сборки, свинчиваемые вручную. Для соединения свечей важно, чтобы соединение было удобно и приспособлено для механического свинчивания-развинчивания.

   В ниппельных колоннах трубы свечу собираются простыми однопрорезными или беспрорезными ниппелями (рис. 4 Б) а свечи между собой ниппельными замками, состоящими из простого однопрорезного ниппеля (ниппель типа А) и ниппеля типа Б с наружной и внутренней резьбой и двумя прорезями (рис.4 А) Элементы ниппельного замка постоянно ввинчены в концы бурильной свечи – ниппель Б имеет две прорези и навинчивается на верхний конец свечи. Постоянно в работе при СПО находятся резьбы ниппельного замка, резьбы бурильных труб в свинчивании и развинчивании не участвуют и, следовательно, не изнашиваются. Три прорези в двух элементах замка необходимы для присоединения элеватора (или наголовника), вставления подкладной вилки и отбойной вилки или ключа.   

                                                  Рис. 4.             

Достоинство ниппельных колонн, как уже указывалось, гладкая наружная поверхность и возможность использования в скважинах малого диаметра, - недостатки ниппельных соединений – большие гидравлические сопротивления внутри колонны, особенно при бурении глубоких скважин, меньшее удобство при свинчивании и развинчивании (трубы со старыми ниппельными соединениями нужно вручную центрировать при свинчивании) и меньшая прочность.

При муфтово-замковых соединениях, трубы в свечу соединяются простыми и дешевыми муфтами, свечи между собой соединяются замками.

                                                         Рис. 5.

У муфты (рис 5 Б) с обеих сторон внутренняя слабоконическая «трубная» резьба, как и на концах труб. Замки состоят из двух элементов – муфта замка    

(рис. 5А) и ниппель замка (рис 5 Б). Элементы замка своей внутренней мелкой «трубной» резьбой навинчиваются вручную на концы труб свечи и соединяются между собой уже крупной конической (1: 5), «замковой» резьбой Свинчивание замковой резьбы не требует центровки и легко механизируется.

Достоинство муфтово-замковых соединений, прежде всего в механическом и быстром свинчивании и развинчивании, более высокой прочности и меньших чем у ниппельных соединений гидравлических сопротивлениях внутри колонны. Недостаток - невозможность использования в скважинах малого диаметра и при высокооборотном алмазном бурении.

Вторая группа бурильных труб – трубы созданные в семидесятые годы – это стальные трубы с новыми конструкциями ниппельных соединений:                                                                                                                                               СБТН-42, СБТН-54 и СБТН-68. Главная новизна таких ниппельных труб и соединений в том, что наружная часть ниппеля удлинена и после резьбы имеется цилиндрический центрирующий хвостовик (рис. 6а), а на внутренней резьбовой части трубы и ниппельного замка имеется аналогичная проточка. Наличие проточки и хвостовика обеспечивает центрирование резьбы и позволяет при свинчивании применять механический труборазворот. Еще более облегчается свинчивание и развинчивание свечей у труб диаметром 68 мм. и у части труб диаметром 54 мм., у которых соединение половинок ниппельного замка осуществляется «замковой» конической резьбой, т.е. объединяются достоинства ниппельных и муфтово-замковых соединений. Рис  6 б.                           

                                                               Рис. 6.                                             

Прогрессивным является также изменение наружного диаметра труб с 50мм. на 54 мм., что приближает диаметр труб к диаметру соответствующей скважины - 59 мм. и позволяет применять более высокооборотное бурение.

В это же время были разработаны и внедрены в производство легкосплавные бурильные трубы. Трубы изготавливаются из алюминиевого сплава Д16Т, а вот соединения к ним выполняются из стали. Легкосплавные трубы в основном имеют ниппельные соединения (был вариант ЛБТМ-54 с муфтово-замковыми соединениями, но он применения не получил).  Ниппельные трубы и их соединения в резьбовой части имеют удлиненные хвостовики и расточки, причем ниппеля соединяются с трубой кроме резьбы еще и специальным уплотняющим клеем, так, что эти соединения получаются неразъемными. Трубы выпускались размерами: 24, 34, 42, 54, и 68 мм. Трубы диаметром 24 и 34 мм. применяются только для бурения очень неглубоких скважин (до 25 – 100 м. соответственно), для труб ЛБТН-42, ЛБТН-54, ЛБТН-68 глубина скважин не ограничена. За счет большей толщины стенок, трубы ЛБТ имеют примерно ту же прочность, что и стальные, и могут применяться наравне со стальными. Однако они должны применяться в скважинах, диаметр которых соответствует диаметру труб, т.е.. трубы ЛБТ-42 в скважинах 46 мм., трубы 54 в скважинах 59 мм., трубы 68 в скважинах 76 мм. При больших зазорах между трубами и стенками скважины применять ЛБТ не рекомендуется.

Основное достоинство применения ЛБТ их значительно меньший вес (сталь имеет плотность – 7,8 г/см³, алюминий – 2,8 г/см³), в жидкости эта разность будет еще больше. Уменьшение веса значительно облегчает и ускоряет СПО, но, главное, применение ЛБТ снижает затраты мощности на вращение бурильной колонны примерно на 25%, что позволяет вести бурение на более высоких частотах вращения при больших глубинах скважин. Это очень важно для высокооборотного алмазного бурения в твердых породах.

В 1999 году разработан новый стандарт бурильных труб. Для бурения геологоразведочных скважин предлагается стальные универсальные бурильные трубы – ТБСУ. Трубы без высадки концов с приварными замками. Рис,7.

                                                        Рис. 7.

Введены новые размеры труб по наружному диаметру: 43, 55, 63,5 (последний был раньше), 70 и 85 мм.  Предложена одна толщина стенки для всех диметров труб. Для основной серии толщина стенки 4,5 мм. для облегченных – 3,5 и для упрочненных – 6,0 мм. Трубы соединяются труба в трубу, т.е. нет разницы соединений труб в свечу и свечей между собой

Легкосплавные бурильные трубы, По новому стандарту, изменилась аббревиатура - вместо ЛБТ стало ТБЛ. Размеры труб ТБЛ по наружному диаметру такие же, как у новых стальных труб. Стальные соединительные элементы имеют с одной стороны ниппельную резьбу для соединения с бурильной трубой трубой (с использованием клеящего уплотняющего состава), с другой стороны стандартную замковую резьбу (рис. 8).

                                                        Рис. 8. 

  Утяжеленные бурильные трубы - УБТ.  

 В некоторых случаях бурения для решения конкретных задач применяют специальные утяжеленные бурильные трубы – УБТ, вес которых в 5 – 10 раз больше чем у обычных бурильных труб геологоразведочного бурения.

Первый случай целесообразности применения УБТ – бескерновое бурение скважины повышенного диаметра, где требуется повышенная осевая нагрузка на ПРИ, а также при небольшой глубине скважины при бурении роторными станками, у которых нет механизма дополнительной нагрузки.

Второй случай при бурении направленных скважин, когда надо выдержать прямолинейное вертикальное направление трассы скважины на определенных интервалах, что возможно за счет большей жесткости УБТ..

УБТ выпускались с семидесятых годов и такие же размеры предусмотрены новым стандартом - диаметрами: 57 (применялись редко), 73, 89 и 108 мм. (для бурения водозаборных, гидрогеологических, нефтяных и газовых скважин применяются УБТ и больших диаметров).  УБТ имеют приварные замки с коническими резьбами и направляющими хвостовиками и соответственно расточками, и соединяются туба в трубу. (рис. 9).

                                                  Рис. 9.

В новом стандарте предложено УБТ называть ТБУ.

Как правило, утяжеленные бурильные трубы используются совместно с обычными бурильными трубами, составляя нижнюю часть бурильной колонны

Основные размеры и параметры бурильных труб приведены в таблице 2.                                                                                                                               

Таблица 2.

Познавательные статьи:



Техника прыжка в длину с разбега

Организация работы процедурного кабинета

Области применения синхронных машин

Оптимизация по Винеру и Калману