Бурильна колона

Колона насосних штанг працює в дуже тяжких умовах: — вона піддана дії циклічно змінюючихся навантажень, що, як правило, у верхній частині носять пульсуючий характер, а в нижній — знакозмінний; — вона занурена в корозійно активну рідину — суміш нафти, мінералізованої води, у якій іноді присутні агресивні СО₂ і Н₂S; — її бічна поверхня у випадку викривленості свердловини треться об внутрішню поверхню насосно-компресорних труб і зношується.

Комплекс цих факторів негативно впливає на довговічність штанги і приводить до зниження її несучої здатності, у результаті чого найбільш слабким елементом свердловинної насосної установки є колона штанг. Необхідна довговічність колони штанг при її роботі в заданих режимах завантаження досягається за рахунок поліпшення конструкції колони штанг, застосування прогресивної технології їхнього виготовлення, використання більш міцних сталей та за рахунок забезпечення більш легкого режиму експлуатації, наприклад, зменшення числа циклів завантаження або зусиль, переданих штангами.

Конструкція насосної штанги і сполучних муфт зображена на рис. Насосні штанги випускаються діаметром 12, 16, 19, 22, 25 мм. Середня довжина штанг 8 м. Крім звичайних штанг виготовляються укорочені метрівки довжиною 1, 1,2; 1,5; 2 і 3 м для регулювання довжини колони в залежності від глибини підвіски насоса, тобто для регулювання положення плунжера щодо циліндра.

Як свідчить досвід експлуатації, руйнування колон відбуваються в результаті поломок у тілі штанг, у різьбленні і сполучних муфтах. Тіло штанги в 90 % руйнується в перехідних зонах на ділянках довжиною 200—250 мм, що прилягають до голівок, що обумовлено наявністю в перехідній зоні більшої кількості концентраторів напруг і великим впливом на характер розподілу напруг по поперечному перерізі штанги вигину або ексцентриситету голівки штанги.

Рис. 3. Конструкція насосної штанги і муфти.

Виход з ладу штанг поза перехідними зонами обумовлений поздовжнім вигином нижніх штанг, зменшенням поперечного переріза внаслідок зносу в скривлених ділянках свердловини; внутрішніми дефектами матеріалу; зовнішніми дефектами, що з'явилися при виправленні погнутої штанги, забоїн і т. ін. Розрахунок колони штанг зводиться до визначення величини і характеру зміни навантаження на них, виборові розрахункової формули, що відповідає дійсним умовам роботи штанг і визначенню напруг, що допускаються, зумовлюючих досить надійну роботу колон штанг. Зусилля в точці підвісу штанг при ході вгору визначаються власною вагою штанг, вагою рідини, що знаходиться над плунжером свердловинного насоса, силами тертя, інерційними і динамічними складовими. При ході штанг униз зусилля від ваги рідини відсутнє, а напрямок сил тертя змінюється. Крім того, під час руху колони штанг можуть виникати зусилля внаслідок заклинювання плунжера в циліндрі свердловинного насоса й інші сили, поява яких викликано взаємодією колон штанг і труб.

Умови роботи бурильної колони

При роторному способі бурильна колона передає обертання від ротора до долота і знаходиться в складному напруженому стані. На бурильну колону діють: 1. осьова сила розтягу від дії сил власної ваги і перепаду тиску на долоті, яка максимальна у верхньому перерізі; 2. осьова сила стиску, яка виникає від осьового навантаження в нижньому перерізі; 3. крутний момент, який призводить до появи в бурильній колоні дотичних напружень, максимальні значення якого у верхньому перерізі; 4. знакозмінні напруження, які виникають від обертання зігнутої колони і викликають втому з'єднань елементів бурильної колони; 5. напруження, що виникають від поперечного і поздовжнього згину бурильної колони; 6. динамічні навантаження, які виникають у процесі роботи долота на вибої; 7. інерційні навантаження, які виникають при спуско-підіймальних операцій та інше. При бурінні з вибійними двигунами колона бурильних труб не обертається. Тому на бурильну колону діють розтягуючі і стискуючі навантаження, обумовлені вагою колони і вибійного двигуна, перепадом тиску на долоті та у вибійному двигуні і реакцією вибою від осьового навантаження на долото.

Реактивний момент вибійного двигуна та згинаючі навантаження, що виникають у нижній частині бурильної колони при втраті нею поздовжньої стійкості, незначні і в практичних розрахунках не враховуються. Отже, при роторному способі буріння умови роботи бурильної колони складніші і тому імовірність аварій з бурильною колоною значно вища.

Технологічне оснащення бурильної колони

З метою покращення умов експлуатації бурильної колони, в ній встановлюють фільтр, зворотний клапан, запобіжні кільця, калібратори, центратори, стабілізатори.

Фільтр призначений для очищення промивальної рідини від значних домішок, які потрапили в циркуляційну систему, Він встановлюється всередині бурильної колони між ведучою та бурильними трубами. Застосування фільтру бажане при будь-якому способі буріння, а при бурінні з гідравлічними вибійними двигунами — обов'язкове.

Зворотний клапан встановлюється у верхній частині бурильної колони для запобігання викиду промивальної рідини через бурильну колону.

Запобіжні кільця монтують на бурильній колоні для захисту від зносу кондуктора, проміжної обсадної колони, бурильних труб та їх з'єднувальних елементів у процесі буріння і спуско-підіймальних операцій. Застосовують гумові і гумовометалеві протекторні кільця.

Калібратори, центратори і стабілізатори встановлюють у нижній частині бурильної колони для зменшення імовірності довільного викривлення вертикальних свердловин, та для управління траєкторією осі похило-направлених свердловин.

Калібратори призначені для вирівнювання стінки свердловини і встановлюються безпосередньо над долотом. Застосовують шарошкові калібратори з фрезерованими зубцями або твердосплавними вставками, лопатеві з різною кількістютупих лопатей, розміщених вздовж твірної корпуса калібратора або зі спіральним їхрозміщенням щодо осікорпуса калібратора. Діаметри калібратора і долота повинні бути однаковими.

Центратори призначені для забезпечення суміщення осі бурильної колони з віссю свердловини в місцях їх встановлення.

Стабілізатори, довжина яких в декілька разів більша довжини центраторів, призначені для стабілізації зенітного кута свердловини. Встановлюють стабілізатори безпосередньо надкалібратором або поблизу нього.

Конструктивні особливості елементів бурильної колони

Бурильні труби та з'єднуючі муфти.

Відповідно до стандарту виготовляють такі типи стальних бурильних труб: 1. з висадженими всередину кінцями і з'єднуючими муфтами до них — тип 1 (ТБВ) (рис.4 а); 2. з висадженими назовні кінцями і з'єднуючими муфтами до них — тип 2 (ТБН) (рис.4 б); 3. з висадженими всередину кінцями і конічними стабілізуючими поясками — тип 3 (ТБВК) (рис. 4 в); 4. з висадженими назовні кінцями і конічними стабілізуючим поясками — тип 4 (ТБНК) (рис.4 г); 5. із зовнішньою висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПН) (рис.4 д); 6. з комбінованою всередину і назовні висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПК) (рис.4 е); 7. із внутрішньою висадкою і привареними з'єднувальними кінцями (ТБПВ) (рис.4 є); 8. труби для буріння з електробуром (ТБПВЕ).

Рис. 4. Схема бурильних сталевих труб: а — тип 1, труба В; б — тип 2, труба Н; в — тип 3, труба ВК; г — тип 4, труба НК; д — труба ПН; е — труба ПК; є — труба ПВ

Крім стальних, виготовляються також бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ).

Стандартом передбачено випуск труб довжиною 6, 8, і 11,5 м, зовнішнього діаметра від 60 до 168 мм. На кінцях труби нарізається конічна різьба трикутного (рис.4, а, б) або трапецієвидного (рис.4, в, г) профілю. Труби 1 і 2 типів виготовляються з правою і лівою різьбою, 3 і 4 типів — із правою (за замовленням — і з лівою) різьбою.

Наявність висадки на кінцях труби дозволяє нарізати різьбу, зберігаючи в будь-якому перерізі труби однакову міцність на розрив. Наявність у бурильних труб типу 1 і 2 безупорного різьбового з'єднання замка з трубою призводить до втомлювальних поломок висаджених кінців труб, особливо при роторному способі буріння. Бурильні труби із стабілізуючими поясками (тип 3 і 4) мають відмінності порівняно з трубами 1 і 2 типів: висадка труб на 15 % довша; за збігом конічної трапецієвидної різьби на кінцях труби є поверхня з конусністю 1:32, яка зменшує змінні напруження в небезпечному перерізі на останньому витку різьби труби; при нагвинчуванні муфти (ніпеля) бурильного замка на бурильну трубу її торець упирається у внутрішню торцеву поверхню муфти (ніпеля), що стабілізує ущільнюючий конічний поясок, забезпечуючи міцність і герметичність з'єднання.

Бурильні труби із стабілізуючими поясками дозволяють підвищити границю витривалості порівняно з трубами типу 1 і 2 приблизно на 40 %. З'єднуючі муфти призначені для з'єднання коротких (довжиною 6 і 8 м) труб типу 1 і 2 у двотрубки. Випуск муфт для труб з різьбою трапецієвидного профілю не передбачений.

Бурильні труби і з'єднувальні муфти виготовляються із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Труби і муфти повинні бути термічно оброблені, а зовнішні поверхні — пофарбовані.

Бурильні труби з висадженими назовні кінцями і привареними замками (рис. 4, д) мають рівнопрохідний канал по довжині труби, що обумовлює як і при застосуванні бурильних труб з висадженими назовні кінцями (тип 2 і 4), мінімальні гідравлічні опори при русі промивальної рідини по бурильній колоні.

Труби з привареними з'єднувальними кінцями виготовляють із сталей груп міцності Д і Е (замки із сталі марки 40 ХН) довжиною 12 м з умовним діаметром 114 і 127 мм.

Труби з привареними з'єднувальними кінцями застосовують при турбінному і роторному способах буріння. Для буріння свердловин електробуром, випускаються труби типу ТБПВЕ діаметром 127 і 140 мм.

Легкосплавні бурильні труби з алюмінієвих сплавів (ЛБТ) застосовуються двох типів: — з внутрішніми кінцевими потовщеннями і стальними бурильними замками; — з потовщеною стінкою по всій довжині.