Другие элементы бурильных колонн
В состав бурильной колонны, помимо вышеописанных труб, включаются различного рода устройства, выполняющие специфические, технологически необходимые функции, которые в значительной мере определяются геолого-техническими особенностями каждого региона.
Рассмотрим основные из них.
Переводники представляют собой короткие толстостенные патрубки,
снабженные резьбами (за небольшим исключением – замковыми), и слу-жат для соединения частей или отдельных элементов бурильной колонны. Они показаны на рис. 6.13. Переводники подразделяются на несколько типов:
– переходные и предохранительные – П;
– ниппельные – Н;
– муфтовые – М.
Переходные переводники ( рис. 6.13 а) применяются для соединения отдельных частей и деталей бурильной колонны, оканчивающихся замко-выми резьбами различного типа и размера, а также для присоединения к бурильной колонне забойных двигателей и различного рода забойных уст-ройств, приборов и приспособлений.
Рис. 6.13. Переводники:
а – переходные (предохранительные); а – ниппельные; в – муфтовые
Аналогичную конструкцию и обозна-чение имеют также предохранительные переводники, применяющиеся для защиты резьбовых соединений какого- либо элемента бурильной колонны (например, турбобура, ведущей трубы) от износа. Однако замковая резьба на муфте и ниппеле предохранительного переводника, в отличие от пере-ходного, выполняется одного и того же типоразмера.
|
|
|
Для соединения элементов бурильной колонны, расположенных друг к другу муфтами или ниппелями одного и того же размера, применяются соответственно ниппельные (Н) и муфтовые (М) переводники (рис. 6.13 б, в).
Переводники любого типа и размера изготовляются по ГОСТ 7360-82 с правой и левой замковой резьбой из стали марки 40ХН или 45 свыше 200 разновидностей.
Наружный диаметр переводника должен быть равен наружному диа-метру замка, а диаметр проходного отверстия – не менее наименьшего внутреннего диаметра бурильного замка.
Центраторы различных типов применяются для центрирования ниж-него направляющего участка бурильной колонны в скважине и предупре-ждения самопроизвольного ее искривления. Все типы центраторов рабо-тают на принципе отжатия бурильной колонны от стенки скважины.
К ним предъявляются следующие основные требования:
– надлежащее центрирование участков бурильной колонны;
– хорошая проходимость по стволу скважины;
– высокая износостойкость;
– достаточная площадь контакта со стенками скважины при бурении в любых породах, исключающая механическое внедрение центри-рующих элементов в стенки скважины;
– хорошая динамическая балансировка ( для вращающихся центрато-ров), исключающая биение, вибрации и др.
|
|
|
Центраторы могут быть классифицированы по различным признакам.
По принципу действия:
– механические с жесткими центрирующими элементами, с эла-стичными центрирующими элементами, упруго изменяющими свои размеры и форму;
– центробежные, в которых колонна отжимается от стенок к оси скважины за счет центробежных сил и сил упругости пружин, размещенных между корпусом и вращающимися частями плашек центратора;
– гидравлические с выдвижными центрирующими элементами (плашками, зубками).
По конструктивному исполнению:
– лопастные;
– шарошечные.
Лопастные центраторы с жесткими центрирующими элементами вы-полняются неполноразмерными (их поперечный размер несколько меньше диаметра скважины) из-за опасности их заклинивания в стволе скважины.
Шарошечные центраторы, как правило, выполняются полноразмер-ными. Диаметр эластичных центраторов в недеформированном состоянии больше диаметра долота, но в скважине он становится равным ее диаметру.
Наибольший эффект центрирования достигается при применении полноразмерных центраторов, которые должны иметь высокую износо-стойкость. Для этого рабочая поверхность центраторов армируется твер-дым сплавом.
|
|
|
Исходя из известной концепции, что искривление обусловливается не столько наклоном долота к плоскости забоя, сколько наклоном реакции за-боя к оси скважины, для бурения прямолинейного интервала центраторы размещают так, чтобы свести к минимуму отклоняющую силу на долоте.
Калибраторы предназначены для выравнивания стенок скважины отнеровностей и доведения ее диаметра до номинального при потере доло-том диаметра вследствие износа, а также для придания стволу скважины формы правильного кругового цилиндра.
Применяющиеся в настоящее время калибраторы подразделяются на две группы:
– лопастные;
– шарошечные.
Лопастные калибраторы различаются:
– по числу лопастей – 2-лопастные, 3-лопастные, 6-лопастные;
– по направлению лопастей – с продольными лопастями типа КЛ, со спиральными лопастями типа КЛС;
– по способу крепления лопастей – с постоянными (приваренными) лопастями, со сменными лопастями;
– по способу установки калибрующих элементов на лопастях – с неподвижными рабочими элементами; с подвижными элементами (выдвижными штырями в специальных обоймах для компенсирования износа) типа КВЗ.
|
|
|
Шарошечные калибраторы подразделяются на типы:
– по числу шарошек: одно-, двух- и трехшарошечные;
– по схеме размещения шарошек: с продольным и наклонным расположением шарошек;
– по форме зубьев шарошек: с фрезерованными зубьями, с твердосплавными зубками из карбида вольфрама.
Шарошки на корпусе устанавливаются на шариковых или роликовых опорах качения. Главное требование к калибраторам – высокая износостойкость их ка-либрующих элементов. С этой целью рабочие поверхности калибраторов оснащаются вставными твердосплавными штырями из карбида вольфрама. Диаметр калибраторов должен быть равен номинальному диаметру долота.
Другие требования к калибраторам: геометрическая симметричность и динамическая сбалансированность, хорошая проходимость по стволу скважины, удобство и надежность в работе.
При выборе калибратора учитывают твердость и абразивность пород, способ и опыт бурения в данном районе. Наиболее экономичны калибраторы со сменными рабочими элемен-тами.
При бурении забойными двигателями калибраторы устанавливают непосредственно над долотом на валу забойного двигателя, а при ротор-ном бурении – между долотом и наддолотной трубой.
Иногда при использовании маховиков на валу забойного двигателя (с целью стабилизации частоты вращения его вала) используют два калиб-ратора, устанавливая их под маховиком и над ним.
Стабилизаторы предназначены для стабилизации(улучшения усло-вий) работы нижнего направляющего участка бурильной колонны путем ограничения стрелы прогиба труб, особенно при наличии каверн, гашения поперечных (частично продольных и крутильных) колебаний бурильного инструмента.
Стабилизаторы конструктивно аналогичны центраторам, и все требо-вания, предъявляемые к последним, остаются в силе и для стабилизаторов, но длина их значительно больше, чем у центраторов – для перекрытия ка-верн по их высоте. Они имеют различную геометрическую форму, размеры и конструкцию и могут быть классифицированы по этим признакам так же, как и центраторы:
с цельными лопастями;
со сменными лопастями;
с приваренными лопастями.
Стабилизаторы первого типа применяются преимущественно при бу-рении в твердых породах, второго типа – в очень твердых и абразивных породах, третьего типа – в породах мягких и средней твердости, но калиб-рующие поверхности их лопастей армируют твердым сплавом.
В более широком понимании (в смысле стабилизации частоты враще-ния долота) роль стабилизаторов при роторном бурении выполняют и УБТС, устанавливаемые над долотом, а при бурении забойными двигате-лями – маховики (что отмечено выше), устанавливаемые на валу забойного двигателя, а также УБТ квадратного сечения, устанавливаемые над забой-ным двигателем.
Следует отметить, что калибраторы и стабилизаторы одновременно выполняют и роль центраторов. Их деление в значительной мере условно. Так, калибраторы и некоторые типы центраторов являются одновременно хорошими стабилизаторами. Часто в технической литературе не делают различия между калибраторами и стабилизаторами, называя эти устройст-ва калибраторами-стабилизаторами. Однако присущие только данному техническому устройству специфические функции и особенности их гео-метрии выявляют необходимость их разделения.
Амортизаторы (рис. 6.14)применяют с целью снижения амплитудыдинамических ( вибрационных и ударных) осевых и моментных нагрузок, а также поперечных сил, возникающих в процессе бурения.
Рис. 6.16. Амортизатор:
1 – бурильная труба; 2 – сальниковое уплотнение; 3 – наддолотный переводник; 4 – долото; 5 – корпус амортизатора; 6 – пружинный (амортизирующий) элемент
Никакой амортизатор не способен полностью исключить динамиче-ские нагрузки, поэтому речь должна идти об их снижении до такого уров-ня, который не представляет опасности для целостности любого из эле-ментов бурильной колонны, включая и буровое долото, являющееся ос-новным источником колебаний. Более того, полностью гасить динамиче-ские нагрузки было бы нерационально. Как показала практика бурения, всегда целесообразно поддерживать осевые динамические нагрузки на не-котором оптимальном уровне, обеспечивающем более интенсивное разру-шение забоя и более высокие скорости бурения. В этом специфическая осо-бенность забойных амортизаторов в отличие от амортизаторов, применяю-щихся в других отраслях техники.
Отметим, что в технической литературе можно встретить множество других названий этого или близких к нему технических устройств: вибро-гаситель, демпфер, отражатель, гаситель, регулятор колебаний и т.д.
Практикой бурения установлено, что при использовании амортиза-торов:
– повышается стойкость долота, средняя за долбление механическая
скорость увеличивается на 5…10 %, а проходка на долото – на 10…50 %;
– снижаются амплитуда колебаний, перегрузочные и усталостные по-ломки бурильной колонны и долота, количество повреждений элемен-тов наземного оборудования, реагирующих на колебания бурильных труб;
– расширяется диапазон устойчивой работы, повышается приемистость к осевой нагрузке, снижается степень неравномерности вращения вала, сокращаются усталостные поломки деталей забойного двигателя.
Отмеченные положительные эффекты являются результатом сниже-
ния пиковых значений динамических нагрузок на все элементы бурильно-го инструмента.
Принцип амортизации заключается в следующем. Любой амортизатор имеет упругое и диссипативное звено. Жесткость упругого звена ζ а значительно ниже жесткости бурильной колонны ζ к. При установке амортизатора в составе бурильной колонны последняя делится на две части с различными кинематическими, динамическими и энергетическими характеристиками . Часть колонны ниже амортизатора приобретает значительно большую подвижность.
Действительно, под действием одной и той же силы Р перемещение колонны 
и части ее ниже амортизатора 
обратно пропорциональны своим жесткостям: 
и 
. Отсюда 
; 
, где 
– коэффициент гашения колебаний (перемещений). Обычно жесткость упругого звена выбирается в кратное число раз меньше жесткости колонны, так что << 1. Следовательно, 
<< 
, т.е. колонна выше амортизатора подвержена во много раз меньшим колебательным перемещениям, чем буровое долото.
Описанная картина имела бы место при статическом приложении силы. При динамическом же приложении кратно малая жесткость упругого звена амортизатора приводит к почти пропорциональному уменьшению динами-ческого импеданса ( волнового сопротивления) амортизатора. В результате только часть колебательной энергии проходит выше амортизатора, небольшая часть отражается и возвращается к долоту (в виде кратно ослабленной волны), а основная часть поглощается в диссипативном звене амортизатора рассеивается в виде тепла. Поэтому амортизатор одновременно уменьшает и амплитуду динамических нагрузок на бурильную колонну, расположенную выше него, изменяет форму волны и ее фазу.
Амортизаторы рекомендуется устанавливать над ударным участком (на расстоянии Lу от долота), как это показано на рис. 6.16.
Амортизаторы могут быть классифицированы по многим признакам. Протекторные кольца предназначены для защиты бурильных и обсадных колонн (кондукторов, промежуточных колонн) от износа при вращении колонны и СПО. По способу установки, крепления, материалу
конструкции в настоящее время применяются протекторные кольца трех основных групп:
– резиновые по ГОСТ 6365-74 типа КП;
– резинометаллические типа ПС;
– металлические типа ПЭ.
Протекторные кольца типа КП рекомендуется использовать в обса-женном стволе на бурильных трубах диаметром от 89 до 168 мм, типа ПС – на трубах диаметром от 89 до 147 мм и типа ПЭ – в необсаженном стволе на трубах диаметром от 114 до 147 мм.
Обратные клапаны устанавливаются с целью предупреждения посту-пления в бурильную колонну ( при отсутствии циркуляции) обогащенного шламом бурового раствора из затрубного пространства и что более важ-но – пластового флюида, особенно газа, при вскрытии высоконапорного пласта.
Поступление газа в бурильную колонну при герметизированном за трубами устье может привести к выбросу через колонну, а поступление зашламленного раствора – к забиванию долотных отверстий и проточной части забойных двигателей.
В настоящее время используются обратные клапаны различных ти-пов, которые устанавливаются обычно на первой трубе над УБТ. В особо опасных случаях иногда устанавливают два обратных клапана один над другим.
Фильтры предназначены для предупреждения попадания в буриль-ную колонну посторонних предметов (щепок, обрывков резины и др.), ко-торые могут привести к забиванию проточных каналов гидравлических за-бойных двигателей и отверстий долота. Буровые насосы защищаются от них путем установки на их всасывающих патрубках щелевидных металлических фильтров. Более тонкие, обычно трубчатые, с большим числом мелких отверстий металлические фильтры, устанавливаемые в первой трубе под ведущей штангой, способны удерживать также частицы песка (мелкого шлама), попавшего в буровой раствор после его очистки.
Периодическую чистку фильтров производят во время СПО или при наращиваниях колонны.
Шламометаллоуловители (ШМУ)предназначены для улавливаниякрупных частиц шлама и мелких кусков металла, оставшихся на забое по-сле разбуривания и подъема металлических предметов (долота, его частей и др.) магнитным фрезером или случайно попавших в скважину. Для подъ-ема таких частиц требуется большой скоростной напор за трубами, что требует создания большого расхода жидкости. При использовании ШМУ большой скоростной напор достигается за счет уменьшения площади кольцевого сечения за ШМУ на участке от забоя до верхнего торца уст-ройства. При резком снижении скорости жидкости выше этой точки час-тицы металла или шлама, опрокидываясь, попадают в межтрубное про-странство устройства и в последующем ( при СПО) извлекаются из сква-жины вместе с ним.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 668; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!