10. Компоновка бурильного инструмента, применяемые при бурении различных интервалов. Характерные виды износа труб и замков. Контроль за состоянием бурильных труб и отбраковка.

Основное назначение бурильной колонны обеспечить гидравлическую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины с поверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одновременно бурильная колонна служит инструментом для доставки на глубину буровых и колонковых долот, различных исследовательских приборов и устройств, снарядов и аварийно-ликвидационных приспособлений.

Две главные функции выполняет бурильная колонна в процессе проходки ствола:

вращает долото и одновременно передает на него осевую нагрузку;

создает замкнутую циркуляцию агента через забой скважины, обеспечивая очистку ствола от выбуренной породы и привод погружных гидравлических двигателей.

Бурильная колонна включает следующие основные элементы сверху вниз: рабочую (ведущую) трубу бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы (УБТ) .

Рабочая труба, обычно квадратного сечения, служит для передачи вращения от ротора к бурильной колонне. Она фиксируется в отверстии ротора квадратными клиньями, вкладышами, в связи с чем вращается совместно со столом ротора и одновременно может перемещаться в осевом направлении по мере углубления забоя скважины. Соединяется рабочая труба при помощи нижнего переводника с верхней трубой бурильной колонны, а при помощи верхнего переводника — с вращающимся стволом вертлюга — устройством, связывающим нагнетательную линию

бурового насоса, подающего промывочный агент, с вра­щающейся бурильной колонной.

Заводами выпускаются ведущие трубы со сторонами квадратного сечения 112, 140 и 155 мм, с диаметром внутреннего канала соответственно 74, 85 и 100 мм. Длина ведущей трубы 13-14 м, материал - сталь группы прочности Д и марки 36Г2С.

Бурильная колонна может компоноваться из труб следующих конструкций:

с высаженными внутрь концами;

с высаженными наружу концами;

с приваренными соединительными концами;

с блокирующим пояском;

беззамковые раструбные;

Трубы первых двух конструкций имеют наружную мелкую трубную резьбу и соединяются между собой при помощи бурильных замков или муфт. Трубы второй конструкции имеют по сравнению с трубами первой конструкции улучшенную гидравлическую характеристику, так как в них равнопроходной канал и, следовательно, минимальны местные гидравлические сопротивления потоку промывочного агента.

Бурильные трубы с приваренными соединительными концами имеют равнопроходной канал и соединяются друг с другом при помощи крупной замковой резьбы.

В бурильных трубах с блокирующим пояском вблизи резьбы по телу имеется проточка, на которую в горячем состоянии наворачивается часть замка с внутренней проточкой, в результате чего, после остывания, создается герметичный напряженный контакт между замком и трубой.

Промышленность выпускает бурильные трубы диаметром от 60 до 168мм. и толщиной 6; 8; 11,5−12,0мм. из стали групп прочности С, Д, Е, К, L, М.

Бурильные трубы многократно соединяются в бурильную колонну по мере проводки ствола скважины так как необходимо периодически заменять износившееся долото на новое и выполнять другие работы в скважине, требующие спускоподъемных операций с бурильной колонной. Крупная замковая резьба со значительной конусностью позволяет быстро, за несколько оборотов, свинчивать и развинчивать трубы, при этом герметич­ность обеспечивается напряженным контактом торцевых поверхностей замков.

Для соединения бурильных труб используют замки трех типов:

ЗШ с диаметром канала, близкого к диаметру канала бурильных труб с высаженными внутрь концами;

ЗН с диаметром канала существенно меньшим диаметра канала труб;

ЗУ с увеличенным диаметром канала.

Замки первых двух типов используют для бурильных труб с высаженными внутрь концами, а замки последнего типа — для труб с высаженными наружу концами. Замки типа ЗУ предпочтительны для турбинного бурения, так как не создают значительных местных гидравлических сопротивлений потоку промывочного агента.

Для проводки стволов нефтегазовых скважин чаще всего используют бурильные трубы диаметром 114, 121, 146 и 168 мм. Их соединяют по две-три штуки в свечи, которые устанавливают вертикально внутри вышки на специальный подсвечник и тем самым значительно ускоряют и облегчают спускоподъемные операции.

При больших глубинах скважин нагрузки на вышку и талевую систему буровой установки во время спускоподъемных операций могут достигать недопустимых значений за счет силы тяжести бурильной колонны. В связи с этим вместо стальных труб в ряде случаев используют бурильные трубы из прочных алюминиевых сплавов, которые позволяют, при прочих равных условиях, снизить эти нагрузки по меньшей мере в 2 раза. Промышленность выпускает легкосплавные бурильные трубы с высаженными внутрь концами диаметром от 73 до 147 мм. На концах легкосплавных труб нарезана трубная резьба, а их соединение в виде бурильной колонны осуществляют навинчиваемыми на них стальными замками.

Важным элементом бурильной колонны являются утяжеленные бурильные трубы, одна из главных функций которых - создавать осевую нагрузку на долото, не допуская изгиба бурильной колонны. УБТ устанавливают непосредственно над долотом или погруженным двигателем. Трубы массивные за счет большой толщины стальной стенки (толщина стенок УБТ в несколько раз больше толщины стенок обычных бурильных труб).

Необходимым элементом в состав бурильной колонны входят различные переводники, предназначенные для соединения ведущей трубы с верт­люгом и бурильными трубами, бурильных труб с УБТ, УБТ с турбобуром или долотом.

Кроме того, бурильная колонна может оснащаться центраторами для предотвращения изгиба бурильной колонны и одностороннего примыкания ее к стенке ствола скважины, расширителями - долотами для увеличения диаметра ствола, кривыми переводниками и соапстоками для искривления ствола скважины в заданном направлении.

Все элементы бурильной колонны постоянно находятся под действием различных по характеру сил:

осевой растягивающей нагрузки от собственного веса и перепада давления на долоте и в забойном двигателе;

осевой сжимающей нагрузки от собственного веса;

усилия, создающего изгибающий момент при вращении колонны;

усилия, создающего крутящийся момент, необходимый для вращения долота в процессе бурения;

усилия реактивного момента забойного двигателя;

силы от действия гидравлического давления бурового раствора в осевом и радиальном направлениях;

сил трения о стенки скважины и обсадной колонны;

осевых нагрузок, возникающих при затяжках и посадках бурильной колонны;

инерционных сил при спускоподъемных операциях изгибающих усилий в интервалах искривления ствола скважины;

изгибающих усилий при морском бурении из-за перемещений бурового судна;

усилий от продольных, поперечных и крутильных колебаний из-за неуравновешенности вращающейся бурильной колонны, неустойчивости работы забойного двигателя и неоднородности разбуриваемых пород.

Характер действующих на бурильную колонну сил переменный как по длине, так и во времени. Поэтому практически задачи о напряжениях це­лесообразно решать лишь для предельных, наиболее опасных случаев с целью выработки конкретных рекомендаций об ограничивающих критических параметрах процессов, гарантирующих безаварийную длительную работу качественной бурильной колонны.

Особенностью работы бурильной колонны является то, что она подобно длинному тонкому стержню, подверженному воздействию продольных, поперечных сил и крутящего момента, теряет устойчивость прямолинейной формы равновесия.

Каждая из упомянутых выше сил вследствие значительной длины колонны способна вызвать потерю ее устойчивости.

В результате нарушается прямолинейная форма равновесия, и устойчивой становится изогнутая форма равновесия бурильной колонны. Центробежные силы вызывают изгиб колонны в форме плоской волнообразной кривой, а крутящий момент придает бурильной колонне форму пространственной спирали. Так, что ось бурильной колонны принимает форму пространственной спирали - изогнутой кривой переменного шага, значение которого возрастает в направлении от забоя к устью скважины.

Действующие на колонну растягивающие осевые силы увеличивают длину полуволны и шаг спирали. Сжимающие осевые силы, наоборот, уменьшают длину полуволны и шаг спирали. Шаг спирали обычно существенно больше длины полуволны, так как крутящий момент незначительно влияет на форму искривления.

Потеря прямолинейной формы равновесия бурильной колонны может привести к значительным ее деформациям, но в условиях скважины значе­ние деформации ограничено стенками скважины, что позволяет вести бурение при искривленной форме равновесия бурильной колонны.

Промысловые материалы убеждают, что соприкосновение изогнутой бурильной колонны со стенками скважины при вращении происходит, как правило, в местах установки замков. Такая форма изгиба объясняется тем, что жесткость замков в несколько раз больше жесткости бурильных труб, и это в значительной степени предопределяет положение мест перегиба оси изогнутой бурильной колонны. Бурильные замки и трубы, соприкаса­ясь со стенками скважины или обсадной колонны, истираются. В практике бурения отмечается как равномерный, так и односторонний износ замков и труб по наружной поверхности, что может быть объяснено характером вращения колонны в скважине. При вращении изогнутой колонны вокруг оси скважины происходит преимущественно односторонний износ замков и труб. Изгиб колонны в этом случае может быть следствием осевых сжимающих усилий, центробежных сил или крутящего момента. Равномерный износ поверхности замка или трубы происходит при вращении бурильной колонны вокруг собственной оси. Такое вращение возможно при значительном трении колонны о стенку скважины, когда вращение вокруг оси скважины полностью прекращается, а возможность вращения вокруг собственной оси сохраняется.

Вращение изогнутой под действием центробежных сил бурильной колонны вокруг оси скважины не должно приводить к изменению знака на­пряжения.

Возникновению переменных напряжений в бурильной колонне способствует эксцентричное расположение труб в скважине, так как в этом случае при вращении колонны значение прогиба полуволны, возникшей под действием центробежных сил, изменяется. При этом варьируют значения изгибающих напряжений за время одного оборота, что сопровождается ударами труб о стенку скважины с возможным изменением знака их кривизны. Аналогичные явления будут происходить, если в колонне имеется кривой элемент или резьбы труб несоосны. При значительном трении труб о стенки скважины может происходить их качение по стенке, сопровождающееся знакопеременным изгибом.

Если бурильная колонна вращается вокруг собственной оси, то имеют место знакопеременные изгибающие напряжения.

Реальная форма изгиба бурильной колонны достаточно сложная и изменяется для различных ее участков в зависимости от скорости вращения, действующих сил, расположения в скважине и т.д. Очевидно, что форма изгиба будет та, которая требует наименьшей затраты энергии.

При определенных условиях, когда частота собственных колебаний бурильной колонны совпадает с частотой колебаний возмущающих сил, зависящих от типа долота, скорости его вращения, осевой нагрузки, пульсации потока бурового промывочного раствора и других факторов, может возникнуть явление резонанса. Использование в нижней части колонны УБТ разгружает ее от осевых сжимающих сил, однако это не исключает наибольшего изгиба бурильной колонны выше УБТ

Характер нагрузок на бурильную колонну изменяется по глубине: вблизи устья действуют главным образом постоянные, а в призабойной зоне преобладают переменные нагрузки. Они зависят также от способа бурения: при турбинном бурении вследствие неподвижности бурильной колонны отсутствуют переменные напряжения изгиба, которые обычно являются причиной усталостных поломок труб и замков в роторном буре­нии, а при роторном бурении с увеличением глубины скважины возрастают потери мощности на холостое вращение и крутящий момент, необходи­мый для вращения колонны. С ростом длины колонны возрастает ее инерционность. Сопротивление разрушаемой на забое породы долоту может преодолеваться не только крутящим моментом от ротора, но и благодаря кинетической энергии самой бурильной колонны. При внезапной останов­ке долота кинетическая энергия колонны переходит в потенциальную энергию закрученной пружины, что может вызвать значительное увеличение касательных напряжений, особенно в нижних трубах колонны. Когда же совместным действием ротора и пружины-колонны преодолевается за­клинивание долота, то происходит обратный процесс перехода потенциальной энергии в кинетическую, что может вызвать в бурильной колонне колебательные явления. Инерционный эффект вала турбобура в турбинном бурении незначительный, так что бурильная колонна находится в более благоприятных рабочих условиях. Это отражает и статистика бурения скважин: при роторном бурении замки, бурильные трубы и обсадные колонны изнашиваются в значительно большей степени, чем при турбинном.

11. Организация работы в буровой бригаде . Организационная структура буровой бригады. Расстановка рабочих и распределение обязанностей между ними при выполнении различных операций: при механическом бурении, сборке и разборке турбобура, спуске обсадных колонн . Что должны уметь и знать и, за что отвечает бурильщик , слесарь, помощник бурильщика, электромонтеры, дизелисты.

Организация работы в буровой бригаде

Перечень выполняемых работ и организация труда буровой бригады зависят от целей бурения, глубины и конструкции скважины. Круг обязанностей ее членов довольно широк и разнообразен. Это выполнение подготовительных работ перед забуриванием скважины (оснастка талевой системы, установка ротора, соединение бурового рукава со стояком нагнетательного трубопровода и вертлюгом; приготовление промывочной жидкости, оснащение буровой элементами малой механизации, механизмами и инструментом для выполнения спуско-подъемных операций и других работ в процессе проводки скважины). Обеспечение углубления скважины и подготовка ее ствола к проведению геофизических исследований, спуск обсадных колонн, установка противовыбросового и фонтанного оборудования, а также проведение работ по заканчиванию скважины и многое другое. На организацию труда буровой бригады и ее состав существенно влияют продолжительность и структура цикла строительства скважины.

В глубоком бурении организуется непрерывная (посменная) работа буровой. Как правило, это три смены (вахты), которые работают по 8 либо две по 12 часов в сутки по различным графикам. Всего в буровой бригаде четыре вахты. Этим соблюдается рациональный режим труда и отдыха. На принятие определенного графика работ влияет множество факторов:

- удаленность объекта от баз и поселков проживания членов бригады;

- обеспеченность района проведения буровых работ качественной дорожной сетью;

- транспортные расходы на осуществление вахтовых перевозок;

- личные пожелания членов бригады и т. д.

Количественный и квалификационный состав вахт видоизменяется в зависимости от типа БУ и категории сложности поставленных задач (как правило, зависимых от проектной глубины скважины). Он регламентируется тарифно-квалификационными требованиями и отраслевыми нормативами, разрабатываемыми специальными организациями по заказам нефтяных компаний, предприятий по бурению и согласованными с органами Госгортехнадзора. Как правило, вахта состоит из следующих работников:

1. Бурильщик 6-го разряда.

2. Первый помощник бурильщика 5-го разряда.

3. Второй помощник бурильщика 4-го разряда (верховой рабочий).

4. Третий помощник бурильщика 4-го разряда.

5. Буровой рабочий 3-го разряда.

6. Моторист 5-го разряда (дизельный привод БУ).

7. Моторист 4-го разряда (дизельный привод БУ).

8.Электрик 4-го разряда (электропривод БУ).

С вводом в эксплуатацию новых видов БУ, оснащенных современным оборудованием (автоматы СПО, системы верхнего привода, автоматический ключ буровой и т.д.), состав вахты может изменяться.

Буровую бригаду возглавляет буровой мастер. На эту должность назначают дипломированного специалиста. Он несет персональную ответственность за бесперебойное проведение работ, обеспечение процесса всеми необходимыми материалами, соблюдение и выполнение проекта на строительство скважины, обеспечение безопасных условий труда и осуществление мер по охране окружающей среды, участвует в работе комиссии по приемке БУ из монтажа и при сдаче ее в демонтаж.

Буровой мастер является материально ответственным лицом. На него возложено ведение всей оперативной технической документации и финансовой отчетности (суточный рапорт бурового мастера, карта отработки долот, табель учета рабочего времени, прием и сдача в соответствующие службы аппарата управления накладных на получение материально-технических ресурсов и лимитно-заборных карт и многое другое).

Вахту возглавляет бурильщик. Он несет персональную ответственность за все работы, выполняемые в период его смены. Бурильщик - это высокопрофессиональный рабочий, имеющий удостоверение от горнотехнического надзора о сдаче экзамена на правоведения буровых работ.

В его задачи входит:

- прием оборудования и инструмента от предшествующей вахты;

- осуществление основных работ по углублению скважины;

- соблюдение предписанного режимно-технологической картой и геолого-техническим нарядом режима бурения;

- осуществление контроля за состоянием бурового и вспомогательного оборудования;

- руководство работой всех членов вахты.

Во время выполнения СПО и работы долота на забое бурильщик находится у пульта управления БУ.

Первый помощник бурильщика при СПО обслуживает машинный ключ, обеспечивает выполнение основных операций по свинчиванию, развинчиванию бурильных труб, перемещению труб в магазин «свечами» при вертикальной расстановке или на приемные мостки и совместно с третьим помощником бурильщика выполняет операции с элеватором. Во время бурения в его обязанности входит наблюдение за работой буровых насосов, контроль за параметрами промывочной жидкости и работой очистной системы, участие в приготовлении и обработке раствора.

Второй помощник бурильщика во время СПО работает наверху (в специально оборудованном на буровой вышке месте, называемом балконом верхового рабочего). Он надевает или снимает элеватор и перемещает верхний конец свечи. В остальное время он выполняет задания бурильщика.

\ Третий помощник бурильщика при СПО работает возле ротора на машинном ключе, помогает перемещать нижний конец свечи. В остальное время следит за чистотой на буровой, а также выполняет задания бурильщика.

Буровой рабочий используется, как правило, для выполнения работ, не требующих высокой квалификации (погрузо-разгрузочные, ремонтные, уборка территории и содержание оборудования в чистоте).

В состав буровой бригады входят также помощник бурового мастера, мотористы (при применении привода БУ от двигателей внутреннего сгорания), электрики (при использовании электрического привода), лаборанты-коллекторы, слесари по обслуживанию БУ, операторы котельных установок, повара и т.д. Обязанности каждого члена буровой бригады строго регламентированы отраслевыми инструкциями по профессиям, согласованными с надзорными органами.

Работы, выполняемые буровой бригадой

Во время углубления скважины, если бурение происходит в нормальных условиях (без осложнений), бурильщик находится у пульта управления, осуществляя контроль технологических параметров режима бурения (нагрузка на долото, количество оборотов ротора, давление промывочной жидкости в нагнетательной системе и т. д.) и управляя ими.

Большие нагрузки на всех членов вахты ложатся при выполнении спуско-подъемных операций и спуске обсадных колонн. Здесь необходимы слаженная работа всех членов вахты, хорошее знание своих обязанностей, навыки в работе.

СПО выполняют для замены долота или буровой коронки по причине их износа или применения инструмента другого типа, при необходимости проведения геофизических исследований в скважине или изменения компоновки низа бурильной колонны, а также неисправности забойного двигателя. Перед подъемом бурильной колонны ствол скважины промывается в течение определенного времени (согласно требованиям ГТН), с целью более полного выноса выбуренного шлама на поверхность.

После окончания промывки бурильщик, управляя лебедкой, приподнимает бурильную колонну с таким расчетом, чтобы над ротором показался нижний переводник ведущей трубы. В это время помощники бурильщика, работающие на роторе, вынимают из него малые вкладыши (при использовании роликовых вкладышей или верхнего силового привода эта операция исключается из процесса) и вставляют в пневматический клиновой захват клинья, на которых осуществляется подвеска бурильной колонны. Затем развинчивают трубы. Во время развинчивания резьбового соединения ведущую трубу с вертлюгом поддерживают на весу. Отсоединенную ведущую трубу приподнимают и с помощью специального приспособления (автозатаскивателя), прикрепляемого к ее нижнему концу, заводят в шурф.

Первый и третий помощники бурильщика отсоединяют буровой крюк от вертлюга и заводят штропы в проушины элеватора, ранее надетого на бурильную трубу, выступающую над столом ротора. Начинается подъем бурильной колонны. Как только она будет извлечена на длину первой свечи и над ротором покажется ее нижнее муфтовое соединение, бурильщик останавливает лебедку и производит торможение и посадку колонны в клиновой захват, с учетом расположения резьбового соединения на уровне рабочей части автоматического ключа для последующего отвинчивания свечи. После этого свеча приподнимается и устанавливается на подсвечник. Второй помощник бурильщика, работающий наверху, открывает элеватор и заводит верхний конец свечи за палец (специальный патрубок для удержания свечей в вертикальном положении). Бурильщик опускает талевый блок с элеватором, притормаживая его около муфты очередной трубы. Первый и третий помощники бурильщика надевают элеватор на нее, и процесс подъема очередной свечи повторяется. Следует отметить, что при подъеме инструмента из скважины на него надевают специальное прорезиненное устройство для очистки труб от бурового раствора, которое крепится к пневмоклиновому захвату.

Во время подъема бурильной колонны уровень промывочной жидкости в скважине понижается вследствие уменьшения объема вытеснения ее бурильной колонной, в результате чего снижается противодавление на пласты и стенки скважины, что может привести к осложнениям. Для недопущения этого используется специальная емкость с фиксированным объемом, из которой осуществляется постоянный долив промывочной жидкости в скважину с контролируемым расходом.

При спуске бурильного инструмента операции выполняются в обратной последовательности, с добавлением лишь элемента смазывания резьбовых соединений специальной смазкой.

В процессе углубления скважины время от времени необходимо дополнять трубами бурильную колонну, эта операция называется наращиванием.

Оно выполняется после того, как будет пробурен интервал, равный длине ведущей трубы. Суть этого действия заключается в следующем. Поднимается на длину ведущей трубы бурильная колонна, отсоединяется и устанавливается в шурф ведущая труба, с мостков подается в буровую (при помощи вспомогательной лебедки или консольно-поворотного крана) заранее подготовленная и замеренная труба. Затем на трубу надевается элеватор, она выводится на ось скважины и производится ее свинчивание с бурильной колонной и спуск в скважину. После этого к колонне присоединяется ведущая труба и процесс бурения продолжается.

Особенно трудоемким и ответственным является процесс спуска в скважину обсадных колонн. Он осуществляется по специальному плану проведения работ, подготавливаемому отделами аппарата управления и утверждается главным инженером бурового предприятия.

Спускают обсадную колонну под руководством ответственного ИТР и геолога после получения разрешения на спуск геологической службы и проверки буровой вышки (с составлением соответствующего акта) представителями службы главного механика. Буровой персонал тщательно готовится к этим работам, чтобы выполнить их четко, без задержек и простоев. Спуск обсадных труб осуществляется на элеваторах или слайдерах, соответствующих весу обсадной колонны. В данном разделе приведены лишь некоторые, особенно трудоемкие, процессы цикла строительства скважины. Надо отметить, что бурение имеет по своему характеру немало особенностей: отличается высокой интенсивностью и повышенной травмоопасностью. Поэтому практически любая операция или действия членов буровой бригады при строительстве скважины регламентированы соответствующими инструкциями и положениями.