Компоновка бурильной колонны реферат

Обновлено: 28.06.2024

Методика проектирования компоновки бурильных колонн распространяется на колонны, составленные из новых (1 класс) и частично изношенных (II, III классы) бурильных труб (БТ). В случае использования БТ II или III класса изменяются по сравнению с 1 классом только значения несущей способности труб при сохранении тех же значений, геометрических, массовых характеристик и нормативных запасов прочности.

Компоновка бурильной колонны (КБК) состоит из колонны бурильных труб (КБТ) и компоновки нижней части бурильной колонны (КНБК). КБТ может быть составлена из одинаковых по своим номинальным характеристикам (типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности или марке стали, типоразмеру замков) труб либо из их комбинации.

Последовательно соединенные между собой бурильные трубы одного и того же наружного диаметра, толщины стенки и материала образуют ступени бурильной колонны. Если КБТ составлена из одних и тех же по номинальным характеристикам труб, она называется одноступенчатой, в противном случае – многоступенчатой.

Диаметры, толщины стенок труб и длины ступеней определяются из двух условий:

- обеспечения требуемой прочности КБК во всех ее частях;

- приемлемых гидравлических характеристик труб в скважине.

Способ составления КБК выбирается с учетом следующих факторов :способа бурения (режима вращения КБК), конструкции и глубины скважины, ожидаемого объема СПО, геологических условий (возможные осложнения и др.), имеющегося в буровом предприятии парка бурильных труб, их номинальных характеристик и фактического состояния (класса труб), стоимости труб, удобства работы с трубами (захват и удерживание их элеваторами или клиновыми захватами, свинчивание – развинчивание замковых соединений труб разного диаметра, распознавания труб, изготовленных из различных сталей, в условиях буровой).

При бурении с постоянным вращением труб предпочтение отдается (при прочих равных условиях) прочностным характеристикам труб, соответственно КБТ обычно составляется из стальных труб, а при бурении ГЗД – герметичности труб, причем в верхней части КБТ рекомендуется устанавливать ЛБТ. КБТ должна быть составлена таким образом, чтобы противостоять действию всех рассмотренных выше видов нагрузок и обеспечивать нормативные запасы прочности во всех своих частях и иметь в то же время минимальную массу и быть экономичной.

Проектирование КБК ведется в определенной последовательности.

Для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений в соответствии с диаметром скважины формируют ступени бурильной колонны (определяются их длины, значение всех подходящих наружных диаметров труб). В зависимости от конструкции скважины, способа и условий бурения с учетом приоритета труб и их наличия производится выбор типоразмеров БТ.

Бурильные трубы располагаются в следующей последовательности: по типам БТ – в

зависимости от способа бурения, внутри каждого типа – по возрастанию наружного диаметра или толщины стенки, внутри группы БТ с одной толщиной стенки – по возрастанию группы прочности материала, внутри каждой группы прочности БТ – по возрастанию наружного диаметра замкового соединения. Подготовленная последовательность труб проверяется на соответствие: диаметру обсадной колонны, наружного диаметра тела трубы, наружного диаметра замковых соединений внутренним диаметрам соответствующих интервалов скважины. Далее путем их последовательного перебора составляется предварительная компоновка колонны, включая компоновку низа бурильной колонны, с учетом приведенных выше рекомендаций. При всех способах бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб длиной не менее 250 – 300 м из стали более низкой группы прочности. При роторном бурения эти трубы должны обладать повышенным пределом выносливости.

На стыке с УБТ устанавливаются трубы (как минимум одна бурильная свеча) с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к КБТ).

Рекомендуемые диаметры БТ в зависимости от диаметра обсадных колонн и способа бурения (режима работы КБК) приведены в табл.4.14.

Таблица 4.14 - Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных и обсадных колонн*, мм

Обсадная колонна	Бурильная колонна при бурении
с кратковременно периодическим вращением КБК (бурение ЗД)	с постоянным вращением КБК (роторное бурение)
406 и более	89;102;(90;103) 102;(103);114 114;127;(129) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 168;(170) 168;(170)	60 (64) 60 (64) 89 (90) 89;102;(90;103) 102; (103);114 102; (103);114 114;127; (129) 127;140(129;147) 140;(147) 140;(147) 140;(147) 168;(170)

* Из условия свободного прохождения через обсадную колонну; в скобках приведены диаметры ЛБТ

Связующим звеном между находящимся на поверхности буровым оборудованием и инструментом для разрушения породы является бурильная колонна. Она имеет многофункциональное назначение и может использоваться для:

1. направления ствола скважины;

2. создания нагрузки на долото и передачи ему вращательного движения;

3. восприятия крутящего момента при способе бурения забойными двигателями;

4. подачи бурового раствора в забой;

5. подъема и спуска забойных двигателей и долота;

6. исследования пластов и др.

7. проведения вспомогательных работ (проработка, расширка и промывка ствола скважины, ловильные работы и др.).

В случае возникновения аварийных ситуаций и других осложнений в скважине она служит обсадной колонной. А с применением вставного долота — каналом для его спуска.

Из-за большой протяженности бурильной колонны, при любом способе бурения, разные ее участки испытывают различные нагрузки: сжатие, кручение, растяжение, давление, продольный и поперечный изгиб. Наибольшая нагрузка растяжения приходится на самую верхнюю трубу при подъеме колонны. При способе бурения с промывкой растягивающую нагрузку увеличивает поток жидкости внутри трубы. Жидкость в затрубном пространстве наоборот, снижает ее.

Трение о стенки скважины выступающих частей колонны, прилипание ее гладких частей к глинистой корке увеличивают силу трения. Не меньше сила сопротивления увеличивается за счет кривизны ствола скважины, резких сужений.

Динамические нагрузки на бурильную колонну, которые определяют долговечность и прочность забойного двигателя, долота и бурильной трубы, наиболее тяжело учитывать. На вал забойного двигателя, низ колонны и долото эти нагрузки давят вследствие взаимодействия долота и забоя. На дальние участки колонны динамические силы действуют в процессе пульсации давящего бурового раствора, работы долота и забойного двигателя.

Причиной поперечных, продольных и крутильных колебаний очень разнообразны. В ухабистых забоях возникают продольные низкочастотные колебания. А высокочастотные колебания малой амплитуды обусловлены перекатыванием шарошек долота, скачкообразным разрушением породы и т.п.

Уводят долото в сторону поперечные силы, к которым приводит нестабильное сопротивление разрушения породы шарошками, зубьями. При этом возникает косой удар, который вызывает поперечные колебания.

Бурение нефтяных и газовых скважин (3)

. 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 .

Требования, предъявляемые к бурильной колонне

Требования, предъявляемые к бурильной колонне, обусловлены технологическими особенностями способа бурения, которые определяют условия работы, а так же геологическими особенностями разреза скважины. Исходя из этого, разрабатывают рациональную конструкцию и подбирают наиболее подходящий материал для изготовления колонны.

Независимо от условий работы, должен выполняться проектный режим бурения, обеспечиваться устройство скважины проектной глубины с высокими техническими и экономическими показателями без каких-либо осложнений. Поэтому компоновка колонны обязана иметь высокую прочность своих составных элементов, способную выдерживать возможные нагрузки: ударные, инерционные, вибрационные, а так же избыточные давления — наружные и внутренние.

Конструкция составных элементов бурильной колонны (замки, муфты, трубы и т.п.) должна обеспечивать надежный захват и прочное крепление соединений. Требования к резьбовым соединениям — исключение самопроизвольного отвинчивания, но при этом легкость разборки и сборки.

В целом, колонна должна иметь минимальную массу и быть экономичной.

Изготавливают бурильную колонну из технологичных высокопрочных материалов, устойчивых к агрессивным средам и абразивному изнашиванию при трении.

двигатель бурильный колонна

Рис. 1 Бурильные трубы

2. Бурильная колонна, ее назначение и составные элементы

Рис. 2 Схема бурильной колонны

Бурильная колонна — непрерывная многозвенная система инструментов, соединяющая наземное буровое оборудование (вертлюг) с долотом на забое скважины.

Состав бурильной колонны:

2. переводник вертлюга

3. верхний переводник бурильной трубы

4. ведущая труба

5. нижний переводник ведущей трубы

6. предохранительный переводник

7. муфта бурильного замка

8. бурильные трубы

11. 14. переводник

12. 13. утяжеленные бурильные трубы

14. Вспомогательные элементы:

1. Центраторы

2. Калибраторы

3. Стабилизаторы

4. Амортизаторы

5. Протекторные кольца

6. Обратные клапаны

7. Фильтры

8. Металлошламоуловители

9. Гидрояссы

10. Переводники

3. Порядок расчета бурильной колонны

Бурильная колонна при бурении, проведения спускоподъемных и других операций находится в сложном напряженном состоянии, подвергаясь воздействию статических и динамических нагрузок, вызывающих растяжение, сжатие, продольный и поперечный изгиб, скручивание и др. С целью определения работоспособности элементов бурильной колонны и ее правильного конструирования производят специальные расчеты.

При роторном бурении на бурильную колонну действуют в основном следующие усилия:

1. осевое усилие растяжения от собственного веса колонны

2. при подъемке ее от забоя, когда наиболее опасное сечение находится в верхней части;

3. осевое усилие сжатия от веса колонны, когда наиболее опасное сечение находится в нижней части;

4. изгибающий момент, возникающий в результате действия центробежных сил;

5. крутящий момент, передаваемый колонной для разрушения горной породы на забое;

Буровые трубы и их соединения

. колонны бурильных труб: бурильные трубы стандартной длины; непрерывные бурильные трубы. 9. По фактическому состоянию труб в процессе их эксплуатации: бурильные трубы 1-го класса; бурильные трубы 2-го класса; бурильные трубы 3-го класса. В основу классификации труб . переводник; 17 - предохранительное кольцо; /8 - утяжеленные бурильные трубы; 19 - амортизатор; 20 - муфтовый переводник; . давления; .

6. напряжение растяжения, вызванное прокачиванием раствора в колонне под давлением.

В зависимости от возникающих усилий рис. 2 опасным может являться верхнее сечение т-т в момент начала подъема (совместное действие растяжения от собственного веса и кручения); нижнее сечение п-п бурильных труб в месте резьбового соединения (совместное действие усилий сжатия и кручения).

Обсадные колонны рассчитывают на прочность согласно инструкции, разработанной ВНИИТнефти Наблюдения показали, что обсадные колонны разрушаются под действием избыточных внутренних и наружных давлений, а также собственного веса. Распространены повреждения обсадных колонн вследствие их протирания бурильными трубами при роторном бурении и нарушения герметичности резьбовых соединений.

Прочность обсадных колонн рассчитывается по следующим условиям:

1. на внутреннее давление n = pт/pв ? [n];

2. на наружное давление S = ркр/рн ? [S];

3. на растяжение K = рст/G ? [k]

где рт, ркр, рст — предельные внутреннее и наружное давления, и растягивающая нагрузка обсадной колонны; рв, рн, G — избыточные внутреннее и наружное давления, растягивающая нагрузка; п, S, k — запасы прочности по внутреннему, наружному давлению и растягивающей нагрузке; [п], [S], [k] — допускаемые запасы прочности обсадных колонн по внутреннему, наружному давлению и растяжению.

Предельное внутреннее давление, характеризующее сопротивляемость трубы внутреннему давлению, определяется по давлению, при котором напряжения в меридиональном сечении трубы достигают предела текучести. Величина этого давления, зависящая от диаметра, толщины стенки и материала трубы, вычисляется по формуле

где д — номинальная толщина стенки трубы, мм; ут — предел текучести материала труб, МПа; D — наружный диаметр трубы, мм; с — коэффициент, учитывающий допускаемое по ГОСТ 632-80 отклонение толщины стенки трубы от номинального значения (с=0,875).

Сопротивление трубы внутреннему давлению возрастает с уменьшением диаметра и увеличением толщины стенки и прочности материала труб. Предельные внутренние давления обсадных труб, приводятся в справочниках по трубам нефтяного сортамента и в других литературных источниках

Примеры похожих учебных работ

Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском .

. состояния техники и технологии буровых работ на предприятии Строительство буровой скважины можно разделить на два этапа: . свитой, сложены плот-ными, темно-серыми аргиллитами, отчетливо выделяются по всему району. В кровле свиты встречаются прослои .

Учебное пособие: Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

. Оценка результатов проведенных работ Консервация и расконсервация скважин Ликвидация скважин Ликвидация скважин без эксплуатационной колонны Ликвидации скважин со спущенной эксплуатационной колонной Список литературы [Электронный ресурс]//URL: .

Бурение нефтяных и газовых скважин (2)

. бурения, м/ст-месяц 1850 Tаблица 1.4 Oбщие сведения о конструкции и интервалах бурения скважины Интервал, м № Hазвание колонны Диаметр, бурения . 1.1 Сведения о районе буровых работ Наименование,единица измерения Значение (текст, название,величина) .

Бурение нефтяных и газовых скважин (5)

. 11. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80 D д.н. =393,7мм391,0мм 12. . 15. Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление по ГОСТ 20692-80 D д.н. =491,0мм490,0мм Определение .

Проектирование конструкции скважины

. скважины. Рисунок 1 Конструкция ствола скважины Зай - Каратайской площади 1.3 Выбор, расчет и построение профиля ствола скважины Для расчета . режимы бурения работ насосов и долот, параметры бурильной колонны и процесса промывки скважины являются одними .

Выпускной квалификационной работы: Аналитические исследования технологии бурения .

. с роторными управляемыми системами анализ применяемых механизмов искривления в роторных управляемых системах выведение рекомендаций по выбору роторных управляемых систем сравнительный анализ технологий бурения с роторными управляемыми системами и .

ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ СКВАЖИН
Реферат по теме:

Введение

Компоновка низа бурильной колонны (КНБК) – понятие, которое включает в себя комплекс внутрискважинного оборудования, расположенного в нижней части бурильной колонны. В состав такого комплекса включаются утяжеленные бурильные трубы, забойный двигатель, породоразрушающий инструмент, а также системы телеметрии, инструменты для центрирования и калибрования и прочие технологические устройства [1].

С увеличением зенитного угла осевая составляющая веса КНБК уменьшается, а силы трения, напротив, увеличиваются, в связи с чем при больших зенитных углах могут возникать трудности с созданием необходимой нагрузки на долото. Такая ситуация возникает при бурении горизонтальных стволов скважин. Поэтому КНБК должна располагаться на участке с минимальным зенитным углом, исключая вертикальный участок и участок набора зенитного угла. В противном случае обычные бурильные трубы работали бы в тяжелых условиях – под действием больших сжимающих нагрузок. Поэтому КНБК (без забойного двигателя) и буровое долото с забойным двигателем (бурение в интервалах с большими зенитными углами в России ведется главным образом с использованием забойных двигателей) располагаются в различных интервалах, и термин КНБК перестает соответствовать своему назначению в смысле направляющего участка бурильной колонных [2].

При бурении скважин применяются следующие основные способы обеспечения вертикальности ствола:

• сохранение имеющегося незначительного зенитного угла ствола скважины за счёт центрирования нижней части КНБК путём размещения центрирующих на оптимальном расстоянии от долота;

• активное уменьшение искривления ствола за счёт отклоняющей силы или • изменения направления оси долота [3].

Виды компоновок низа бурильной колонны определяются на основе целей применения конструкции [1].

Основные принципы компоновки низа бурильной колонны

Методика проектирования компоновки бурильных колонн распространяется на колонны, составленные из новых (I класс) и частично изношенных (II, III классы) бурильных труб (БТ). В случае использования БТ II или III класса изменяются по сравнению с I классом только значения несущей способности труб при сохранении тех же значений, геометрических, массовых характеристик и нормативных запасов прочности.

Диаметр, толщина стенок труб и длина ступеней определяются исходя из двух условий:

– обеспечения требуемой прочности КБК во всех ее частях;

– приемлемых гидравлических характеристик труб в скважине .

Способ составления КБК выбирается с учетом следующих факторов:

– способ бурения (режим вращения бурильной колонны); – конструкция и глубина скважины;

– ожидаемый объем СПО;

– геологические условия (возможные осложнения и др.);

– имеющийся на буровом предприятии парк бурильных труб, их номинальные характеристики и фактическое состояние (класс труб), стоимость труб, удобство работы с трубами (захват и удерживание их элеваторами или клиновыми захватами, свинчивание/развинчивание замковых соединений труб разного диаметра, распознавания труб, изготовленных из различных сталей, в условиях буровой).

При бурении с постоянным вращением труб предпочтение отдается (при прочих равных условиях) прочностным характеристикам труб, соответственно КБТ обычно составляется из стальных труб, а при бурении ГЗД – герметичности труб, причем основная часть КБТ, расположенная на расстоянии 300–500 м от забоя, может быть составлена из ЛБТ. КБТ должна быть составлена таким образом, чтобы: – противостоять действию всех рассмотренных выше видов нагрузок; – обеспечивать нормативные запасы прочности во всех своих частях; – иметь в то же время минимальную массу; – быть экономичной. Проектирование КБК ведется в определенной последовательности.

Бурильные трубы располагаются в следующей последовательности:

– по типам БТ: в зависимости от способа бурения; внутри каждого типа;

– по возрастанию толщины стенки или наружного диаметра;

– внутри группы БТ с одной толщиной стенки или наружного диаметра;

– по возрастанию группы прочности материала;

– внутри каждой группы прочности БТ: по возрастанию наружного диаметра замкового соединения.

Подготовленная последовательность труб проверяется на соответствие: диаметру обсадной колонны, наружного диаметра тела трубы, наружного диаметра замковых соединений внутренним диаметрам соответствующих интервалов скважины (или ранее спущенной обсадной колонны). Далее путем их последовательного перебора составляется предварительная компоновка колонны, включая компоновку низа бурильной колонны, с учетом приведенных выше рекомендаций.

Виды Компоновок низа бурильной колонны для бурения горизонтальных скважин.

При размещении КНБК в наклонно-прямолинейном стволе скважины долото разрушает забой скважины в осевом и поперечном направлении под действием осевой нагрузки и отклоняющей силы на долоте. Отклоняющая сила численно равна поперечной реакции (F) стенки скважины на долоте, но противоположна по направлению. Кроме того, за счёт изгиба нижней части бурильной колонны ось долота в общем случае не совпадает с осью ствола скважины, другими словами, долото при этом расположено в скважине по отношению к её оси с перекосом. Таким образом, на правление бурения определяется отклоняющей силой (F) и углом (Δ) перекоса долота. За счёт фрезерования стенки скважины боковой поверхностью долота и несовпадения оси долота с осью скважины её ствол отклоняется от прямолинейного направления.

Выделяют два основных типа КНБК - жесткие и отвесные . Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе омпоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, а также рациональным размещением опорно-центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость.

Принцип действия отвесных компоновок основан на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей дине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины.

Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.[5]
При выполнении условий долото будет разрушать горную породу только в направлении оси скважины, что обеспечит стабилизацию направления бурения скважины (рисунок 1). Для этого диаметр центратора должен быть несколько меньше диаметра долота, а длина направляющей секции КНБК соответствовать расчётному значению. При равенстве нулю не только отклоняющей силы на долоте, но и угла его перекоса горная порода будет разрушаться только в направлении оси ствола скважины или касательной к оси искривлённого интервала скважины. Проектирование КНБК предполагает определение длины секций и диаметра опорных элементов, при которых выполняются поставленные условия на долоте и которые принято называть критерием оптимизации.

Рисунок 1. Нестабильное и стабильное направление бурения скважины.

На основании расчётных оптимальных размеров КНБК необходимо определить расположение центратора с учётом размеров долота, калибратора и других технологических элементов КНБК. При бурении роторным способом определяется длина переводникаудлинителя (отрезка УБТ), который необходимо установить между центратором и долотом или калибратором, если последний включается в состав КНБК, таким образом, чтобы длина направляющего участка равнялась расчётному (LОП) оптимальному значению (рисунок 2) [4].

– длина переводника-удлинителя, м;

– высота долота, м;

– длина наддолотного калибратора, м;

– длина центратора, м.

Рисунок 2. Компоновка низа бурильной колонны.

При бурении забойным двигателем и использовании передвижных центраторов место установки (расстояние от торца наддолотного переводника вала шпинделя до центратора) нижнего центратора на корпусе забойного двигателя определяется из выражения:

– расстояние от нижнего торца наддолотного переводника вала шпинделя забойного двигателя до центратора, м;

– расчётная длина направляющей секции КНБК, м;

– высота долота, м;

– длина наддолотного калибратора, м;

– длина центратора, м.

Расчет забойного двигателя-отклонителя.

У забойного двигателя-отклонителя между секцией шпинделя и рабочей секцией расположен искривлённый переводник или механизм искривления. В соответствии с заданным радиусом (R) кривизны ствола скважины рассчитывается необходимый угол (Δ) изгиба искривлённого переводника или механизма искривления по формуле:

где R - радиус кривизны ствола скважины, м;

, - длина нижней и верхней секций забойного двигателяотклонителя соответственно, м;

Δ – угол перекоса искривлённого переводника, град.;

D, d - диаметр скважины и корпуса забойного двигателяотклонителя соответственно, м.

При этом необходимо выполнение следующих условий. Длина каждой секции должна быть меньше длины ( ) жёсткого звена КНБК, которая определяется из выражения:

где D, d – диаметр долота и секции забойного двигателя соответственно, м;

EJ – жёсткость на изгиб секции забойного двигателя, кН*м2;

g – поперечная составляющая веса единицы длины секции забойного двигателя, кН/м.

Максимальная длина ( ) шпинделя с долотом, при которой обеспечивается его вписывание в искривлённый ствол скважины с радиусом кривизны:

Рабочая секция забойного двигателя-отклонителя также должна вписываться в искривлённый ствол скважины без деформации, и её длина ( ) должна удовлетворять соотношению:

Примеры КНБК для наклонных участков.

Рисунок 3. Набор кривизны.

Рисунок 4. Прямолинейный наклонный ствол.

Рисунок 5. Участок добуривания (под кондуктор), проведение исправительных работ.

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ И НАЗНАЧЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

1.1 Компоновка бурильной колонны

.2 Условия работы колонны бурильных труб

ГЛАВА 2.КОМПЛЕКТОВАНИЕ И ЭКСПЛУТАЦИЯ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

.1 Комплектование бурильных труб

.2 Эксплуатация бурильных труб

.3 Ремонт бурового инструмента

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ Цель работы - изучение состава и работы бурильной колонны, условий для ее работы и ремонта бурового инструмента.

Тема работы является актуальной на данный момент времени, потому что изучение бурильной колонны как связующего звена между породо-разрушающим инструментом, находящемся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности, дает возможность нефтегазовой отрасли быстрее и эффективнее развивать добычу нефти и газа.

ГЛАВА 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И НАЗНАЧЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ Бурильная колонна - связующее звено между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Бурильная колонна предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

Бурильная колонна предназначена для следующих целей:

) передачи вращения от ротора к долоту;

) восприятия реактивного момента забойного двигателя;

) подвода промывочной жидкости к турбобуру при турбинном бурении, к долоту и забою скважины при всех способах бурения;

) монтажа отдельных секций токопровода при бурении с электробуром;

) создания нагрузки на долото;

) подъема и спуска долота, турбобура, электробура;

) проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы, проверка глубины скважины и т.д.). [3] 1.1 Компоновка бурильной колонны Трубы бурильные ведущие представляют собой толстостенную трубу, имеющую в сечении квадратную, шестигранную или крестообразную форму с концентрично расположенным круглым или квадратным отверстием для бурового раствора.

Наиболее распространены ведущие трубы с квадратным (рис. 1, а) сечением. Шестигранные (рис. 1,б) и крестообразные (рис. 1, в) ведущие трубы применяются редко. Ведущие трубы конструктивно выполняются в двух вариантах: сборными, составленными из трех деталей, и цельными.

Рис.1. Трубы бурильные ведущие

Рис. 2. Бурильные трубы и муфты к ним: а - с высаженными внутрь концами;

б - с высаженными наружу концами; 1 - ниппель; 2-муфта Трубы бурильные ведущие (сборные), изготовляемые предпочтительно квадратного сечения, включают трубу (штангу), верхний переводник (ПШВ) для соединения ведущей трубы с вертлюгом и нижний переводник (ПШН) для присоединения к бурильной колонне.

Свободный конец верхнего переводника для соединения с вертлюгом снабжен левой замковой резьбой; свободный конец нижнего переводника, предназначенных для соединения с бурильной колонной, имеет правую замковую резьбу.

Читайте также: