Состав и функции бурильной колонны, виды труб и замков, бурильные свечи; соединительные резьбы на них.

Бурильная колонна является связующим зве­ном между буровым оборудованием, расположенным на дневной поверхности, и скважинным инструментом (буровое долото, испытатель пластов, ловильный инструмент и др.), используемым в рассматриваемый момент времени для вы­полнения какой-либо технологической операции в стволе скважины.

В процессе механического бурения бурильная колонна:

1. является каналом для подведения на забой энергии, не­обходимой для вращения долота: механической — при ро­торном бурении; гидравлической — при бурении с гидравли­ческими забойными двигателями (турбобур, винтовой забой­ный двигатель); электрической — при бурении электробура­ми (через расположенный внутри труб кабель);
2. воспринимает и передает на стенки скважины (при ма­лой текущей глубине скважины также на ротор) реактивный крутящий момент при бурении с забойными двигателями;
3. является каналом для осуществления круговой циркуля­ции рабочего агента (жидкости, газожидкостной смеси, газа); обычно рабочий агент по внутритрубному пространству дви­жется вниз к забою, захватывает разрушенную породу (шлам), а далее по затрубному пространству движется вверх к устью скважины (прямая промывка);
4. служит для создания (весом нижней части колонны) или передачи (при принудительной подаче инструмента) осевой нагрузки на долото, воспринимая одновременно динамиче­ские нагрузки от работающего долота, частично гася и отра­жая их обратно на долото и частично пропуская их выше;
5. может служить каналом связи для получения информа­ции с забоя или передачи управляющего воздействия на скважинный инструмент.

При спускоподъемных операциях бурильная колонна слу­жит для спуска и подъема долота, забойных двигателей, раз­личных забойных компоновок; для пропуска скважинных контрольно-измерительных приборов; для проработки ствола скважины, осуществления проме­жуточных промывок с целью удаления шламовых пробок и др.

При креплении скважины она используется для подготов­ки ствола к креплению; спуска и установки секций обсадных колонн, хвостовиков, летучек; цементирования скважин с це­лью закрепления обсадных колонн в стволе скважины и ра­зобщения пластов.

При ликвидации осложнений и аварий, а также проведе­нии исследований в скважине и испытании пластов буриль­ная колонна служит: для закачки и продавки в пласт тампонирующих материа­лов; для спуска и установки пакеров с целью проведения гид­родинамических исследований пластов путем отбора или на­гнетания жидкости; для спуска и установки перекрывателей с целью изоляции зон поглощений, укрепления зон осыпаний или обвалов, ус­тановки цементный мостов и др.; для спуска ловильного инструмента и работы с ним.

В редких случаях при больших затруднениях с доставкой обсадных труб на буровую, осложнениях или авариях бу­рильная колонна может использоваться как обсадная во из­бежание осложнений или усугубления их.

Бурильная колонна (за исключением появившихся в по­следнее время непрерывных труб) составляется из бурильных труб с помощью резьбового соединения. Соединение труб между собой обычно осуществляется с помощью специаль­ных соединительных элементов — бурильных замков, хотя могут использоваться и беззамковые бурильные трубы. При подъеме бурильной колонны (с целью замены изношенного долота или при выполнении других технологических опера­ций) бурильная колонна каждый раз разбирается на более короткие звенья с установкой последних внутри вышки на специальной площадке — подсвечнике или (в редких случаях) на стеллажах вне буровой вышки, а при спуске она вновь собирается в длинную колонну.

Собирать и разбирать бурильную колонну с разборкой ее на отдельные (одиночные) трубы было бы неудобно и нера­ционально. Поэтому отдельные трубы предварительно (при наращивании инструмента) собираются в так называемые бурильные свечи, которые в дальнейшем (пока бурение ве­дется данной бурильной колонной) не разбираются.

Свеча длиной 24 — 26 м* составляется из двух, трех или че­тырех труб при использовании труб длиной соответственно 12, 8 и б м. В последнем случае в целях удобства две 6-метровые трубы предварительно соединяются с помощью соединительной муфты в двухтрубку (колено), которая в дальнейшем не разбирается.

В составе бурильной колонны непосредственно над доло­том или над забойным двигателем всегда предусматриваются утяжеленные бурильные трубы (УБТ), которые, имея кратно большие, по сравнению с обычными бурильными трубами, массу и жесткость, позволяют создавать необходимую на­грузку на долото и обеспечивают достаточную жесткость ни­за инструмента во избежание его продольного изгиба и не­управляемого искривления ствола скважины. УБТ использу­ются также для регулирования колебаний низа бурильной колонны в сочетании с другими ее элементами.

В состав бурильной колонны обычно включают центрато­ры, калибраторы, стабилизаторы, фильтры, часто — металло-шламоуловители, обратные клапаны, иногда — специальные механизмы и устройства, такие как расширители, маховики, забойные механизмы подачи, волноводы, резонаторы, амор­тизаторы продольных и крутильных колебаний, протекторные кольца, имеющие соответствующее назначение.

Для управляемого искривления ствола скважины в задан­ном направлении или же, напротив, для выправления уже искривленного ствола в состав бурильной колонны включают отклонители, а для сохранения прямолинейного направления

Рис.1. Принципиальная схема компоновки бурильной колонны для буре­ния с забойными двигателями:

1 — ствол вертлюга; 2, 7 — левая и правая трубные резьбы; 3 — переводник вертлюга; 4, 9 — левая и правая замковые резьбы; 5, 8 — верхний и нижний штанговые переводники; 6 — ведущая труба; 10 — предохранительный пере­водник; 11 — замковая резьба; 12 — замковая муфта; 13 — трубная резьба; 14 —бурильная труба (6 м); 15 — соединительная муфта; 16 — переходный переводник; 17 — предохранительное кольцо; /8 — утяжеленные бурильные трубы; 19 — амортизатор; 20 — муфтовый переводник; 21 — центратор; 22 — забойный двигатель; 23 — калибратор; 24 — буровое долото ствола скважины используют специальные, нередко довольно сложные, компоновки нижней части бурильной колонны.

 

 

Конструкции забойных двигателей – (турбобуры и ВЗД) и их технико-технологические характеристики.

Гидравлические забойные двигатели предназначены для передачи крутящего момента на долото при бурении скважин. При бурении скважин используют гидравлические забойные двигатели двух типов: динамического (лопаточного, турбинного) типа – турбобуры и объемного типа – винтовой забойный двигатель.

Забойные гидравлические двигатели. В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются четыре вида гидравлических забойных двигателей:

- турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения (Т);

- винтовые забойные двигатели типа Д (ВЗД);

- турбинно-винтовые забойные двигатели (ТВЗД).

- агрегаты РТБ (реактивно-турбинные буры и роторно-турбинные буры), комплектуемые серийными турбинными или винтовыми забойными двигателями.

Турбобуры. Представляет собой гидравлическую турбину, приводимую в движение потоком промывочной жидкости. Основные детали: турбина, вал, опоры и корпус. Турбина – многоступенчатая, каждая ступень которой состоит из двух лопастных систем: неподвижной (статор) 2 и вращающейся (ротор) 1 (см. рис. 1).

Рисунок 1. Ступень турбины турбобура. (1 – ротор; 2 – статор)

Многоступенчатость турбобура объясняется тем, что ограничены значения трех следующих факторов, от которых в прямой зависимости находится крутящий момент:

1. расход промывочной жидкости не может быть увеличен из – за возрастания давления в циркуляционной системе и на выкиде бурового насоса;

2. диаметр турбобура ограничен размером ствола скважины4

3. частота вращения вала турбины, задается режимом бурения применительно к типу используемых долот и не может быть произвольно увеличена.

Большое число ступеней турбины при её малом диаметре (100 – 250 мм), малом расходе жидкости (до 50 л/с) и частоте вращения вала (60 – 900 об/мин) позволяет создать довольно высокий (до 4 кН*м) крутящий момент. В разных моделях турбобуров применяется от 100 до 350 ступеней (укороченные, предназначенные для бурения в искривленных участках скважины, 30 – 60 ступеней, например Т12М3К – 215 бывает с 30 и 55 ступенями). При большом числе ступеней значительно увеличивается длина турбобура. Такие турбобуры для удобства изготовления и монтажа выполняют многосекционными (две – три секции).

Принцип действия. В статоре поток жидкости подготовляется для работы в роторе: скорость увеличивается и изменяет направление (см рис. 1). В каналах ротора, лопасти которого наклонены в противоположном направлении, скорость восстанавливается по величине и направлению. Затем жидкость входит в следующую ступень, где процесс повторяется.

При изменении скорости в межлопаточных каналах (и соответствующего импульса потока) возникает сила, с которой поток действует на лопасти, суммируясь во всех ступенях в общий крутящий момент. Крутящий момент в статоре (реактивный) воспринимается корпусом турбобура, жестко связанным с бурильной колонной. Равный, но противоположно направленный крутящий момент (активный), действующий в роторе, через вал турбобура передается долоту.

Устройство односекционного турбобура показано на рис. 2.

Рисунок 2. Односекционный турбобур

 

 

Рисунок 2. Односекционный турбобур

1 и 24 – переводники; 2 – втулка корпуса; 3 – корпус; 4 – контргайка; 5 – колпак; 6 – роторная гайка; 7 и 10 – диски пяты; 8 – подпятник; 9 – кольцо пяты; 11 и 18 – регулировочные кольца; 12 и 17 – уплотнительные кольца; 13 – статор; 14 – ротор; 15 – втулка средней опоры; 16 – средняя опора; 19 – упор; 20 – шпонка; 21 – втулка нижней опоры; 22 – ниппель; 23 – вал

Он состоит из деталей двух систем: вращающейся – ротора и неподвижной – статора. К ротору относится вал с насаженными на нем рабочими (турбинными) колесами, вращающимися частями опор и крепежными деталями. Систему статора составляют корпус с переводником, направляющие колеса, неподвижные части опор и ниппель. Крепление деталей на валу и в корпусе – силами трения, действующими по торцам деталей при затяжке резьбовых соединений роторной гайки и ниппеля. Ротор фиксируется относительно статора при помощи осевой и радиальной опор. Для регулировки взаимного положения лопастных систем ротора статора служит кольцо, расположенное между статором и подпятником.

Выходные параметры турбобура: мощность на валу, крутящий момент, перепад давления в турбобуре – существенно зависят от расхода промывочной жидкости Qи частоты вращения вала машины.

Винтовые забойные двигатели. Выпускаемые в нашей стране винтовые двигатели выполнены по единой компоновочной схеме и имеют неподвижный статор и планетарно – вращающийся ротор.

Рисунок 12. Винтовой забойный двигатель Д2 – 172М.

1, 6, 7 – верхний, средний и нижний переводники; 2 – статор; 3 – ротор; 4 – распорное кольцо; 5 – двухшарнирное соединение; 8 – соединительная муфта; 9 – многорядная упорная шаровая опора; 10 – вал шпинделя; 11 – радиальный подшипник; 12 – корпус шпинделя; 13 – ниппель.

Двигатель состоит из трех основных узлов: секции двигательной, секции шпинделя и клапана (на рис. 12 не показан), которые соединяются между собой с помощью замковых резьб.

Секция двигательная включает статор 2 и ротор 3, двухшарнирное соединение 5 и корпусные переводники 6 и 7. Рабочие органы, ротор и статор представляют собой зубчатую пару с внутренним косозубым зацеплением (винтовой героторный механизм) с разницей в числах зубьев, равной единице.

Статор 2имеет десять внутренних винтовых зубьев левого направления, выполненных из эластомера, привулканизированной к расточке корпуса.

Ротор 3, на наружной поверхности которого нарезаны девять винтовых зубьев левого направления, выполняется из коррозионностойкой стали или из конструкционной стали с хромированием зубьев. Ось ротора смещена относительно оси статора на величину эксцентриситета, равную половине высоты зуба.

Рабочие органы являются самыми ответственными деталями двигателя и должны отвечать определенным, высоким требованиям. В частности, для обеспечения нормальной работы двигателя отклонения образующих зубьев статора и ротора от прямолинейности не должны превышать 0, 3 мм. Обкладка статора должна быть надежно прикреплена к его корпусу, а рабочая поверхность резины не должна иметь дефектов (трещин, расслоений и др.).

России в серийном и опытном производстве находится около 40 типоразмеров винтовых забойных двигателей, которые выпускаются пятью машиностроительными заводами. Основные технические показатели, технологические требования и комплектность поставки винтовых забойных двигателей регламентируются техническими условиями " Двигатели винтовые забойные" ТУ 366425-00147074-001-98 и СТП ВНИИБТ 1018-99.

⇐ Предыдущая13141516171819202122Следующая ⇒

Поделиться: