4.2. Общие понятия о строительстве скважин

Нефть и газ добывают, пользуясь скважинами, основными процес­сами строительства которых являются бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении сроков их проводки с целью обеспечить страну нефтью и газом при снижении трудо- и энергоемкости и капиталь­ных затрат.

Скважины на нефть и газ могут быть систематизированы следую­щим образом:

• структурно-поисковые, назначение которых изучение литологии, оценка продуктивности горизонтов (без дополнительного строительства скважин);

• разведочные, служащие для выявления продуктивных объектов, а также для оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;

• добывающие (эксплуатационные), предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр;

- нагнетательные, предназначенные для закачки в пласты воды, газа или пара с целью поддержания пластового давления или обработки

призабойной зоны; эти меры направлены на удлинение периода фонтан­ного способа добычи нефти или повышения эффективности добычи;

• опережающие добывающие, служащие для добычи нефти и газа с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;

• оценочные, назначение которых оценка водонефтенасыщенности и остаточной нефтенасыщенности пласта (и для проведения иных иссле­дований);

• контрольные и наблюдательные, предназначенные для наблюде­ния за объектом разработки, исследования характера продвижения пла­стовых флюидов и изменения газонефтенасыщенности пласта;

• опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов, установления общих закономерностей залегания гор­ных пород и выявления возможностей образования в этих породах место­рождений нефти и газа.

197

Производственная деятельность буровых предприятий неизбежно связана с техногенным воздействием на объекты природной среды. В силу специфических особенностей ведения горных работ процессы сооружения скважин оказывают отрицательное влияние на лито-, гидро- и биосферу, Техногенез при бурении скважин носит химико-токсический и физико- механический характер и проявляется в нарушении естественного эколо- гического равновесия экосистем, снижении хозяйственной ценности гид- росферы, падении ресурсо- и биогенетического потенциала, биосферы и деградации отдельных компонентов природной среды. Для предупрежде- ния загрязнения окружающей среды в процессе строительства скважин должен соблюдаться комплекс природоохранных мероприятий. Охрана окружающей среды при строительстве скважин включает защиту недр от загрязнения и рациональное использование природных минеральных ре- сурсов.

Основные понятия и определения

Нефтяная или газовая скважина - это приблизительно цилиндри-ческое сооружение в глубь Земли, включающее преимущественно верти-кальную или наклонную горную выработку в непродуктивной зоне пород и соединенную с ней выработку любой направленности в продуктивной зоне горных пород, крепь в виде обсадных труб и цементных оболочек и фильтр, обеспечивающий надежную гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом. Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.

Устье - это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой - направлением.

Забой это дно ствола скважины.

Ствол - это горная выработка, внутри которой располагаются об-садные колонны и производится углубление скважины.

Обсадная колонна - это свинченные друг с другом и опущенные в ствол обсадные трубы с целью изоляции слагающих ствол горных пород. Различают первую обсадную колонну - кондуктор, последнюю обсадную колонну - эксплуатационную колонну, в том числе хвостовик, промежу-точные обсадные колонны, в том числе летучки (лайнеры).

Фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может слу- жить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной ко- лонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

Цементное кольцо - затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом и обсадной колонной с целью его герметизации.

198

Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины.

Только сооруженная скважина может ответить на вопрос: имеется ли в данном районе нефтяное или газовое месторождение и какова про­мышленная ценность залежи УВ.

Сооружение скважины, независимо от ее назначения (разведочная, параметрическая, эксплуатационная и т.д.), включает в себя следующие основные этапы.

1. Геологическое обоснование места сооружения и составление проекта скважины, которые позволяют наилучшим образом выполнить поставленную задачу.

2. Монтаж технических средств для наиболее качественного и эко­номичного сооружения скважины.

3. Проводку ствола скважины, обеспечивающую высокую скорость углубления при минимальных затратах.

4. Глубинные геофизические и технологические исследования, по­зволяющие подробно изучить геологический разрез, термодинамические параметры вскрытых скважиной пластов, отобрать образцы горных пород и пластовых флюидов для лабораторных исследований.

5. Крепление ствола обсадными трубами и цементом, обеспечи­вающее длительную безаварийную эксплуатацию скважины как инженер­ного сооружения и ее экологическую безопасность.

6. Изготовление глубинного фильтра, обеспечивающего качест­венную и надежную гидродинамическую связь продуктивного пласта с полостью эксплуатационной колонны и препятствующего проникновению в колонну горной породы и других загрязняющих УВ примесей.

7. Оборудование устья скважины, включающее, при необходимо­сти, подвеску колонны насосно-компрессорных труб, обеспечивающее качественное испытание скважины и дальнейшую длительную эксплуата­цию ее как объекта добычи УВ.

Геологическое обоснование места заложения и проектирование скважины как инженерного сооружения

Для геологического обоснования места заложения скважины при­влекают все имеющиеся у геологов материалы по интересующей площа­ди: результаты поверхностных геологических и геофизических исследо­ваний данной площади, геологические карты и профили аналогичных площадей, результаты картировочного бурения и сведения о так называе­мых опорных скважинах, данные о грунтовых и артезианских водах, све­дения о поверхностных нефтегазопроявлениях, общие сведения о строе­нии осадочного чехла Земли и др.

Как разведочные, так и эксплуатационные первые скважины за­кладывают в предполагаемых наивысших точках обнаруженной благо-

199

приятной структуры, чтобы наверняка вскрыть углеводородную зону га­зонефтяной ловушки. По полученным из первых скважин сведениям вы­бирают местоположение последующих скважин, перед которыми ставится более широкая задача - определить размеры залежи, положение ВНК и ГНК, эффективную мощность продуктивных пластов, изменение по про­стиранию их пористости и проницаемости, уточнить структурную карту месторождения (карту изогипс), получить данные для определения термо­динамических параметров продуктивных пластов и построения карт изо­бар и изотерм, а в конечном итоге - подсчитать или уточнить промыш­ленные запасы месторождения УВ и обосновать или уточнить систему его разработки (построить карту разработки).

При этом скважины могут быть заложены как в пределах залежи УВ, так и за ее пределами (за пределами ВНК).

Для обоснования места заложения скважины учитывается также необходимость изучения пород и перспективы нефтегазоносности пла­стов, залегающих ниже разведываемой или разрабатываемой залежи УВ (совмещение геологических и промысловых задач).

После выбора места заложения составляют проект этой скважины, основными разделами которого являются:

• конструкция (соотношение диаметров и длин ствола, его ориен­тация; интервалы спуска, диаметры, толщина стенок и марки стали обсад­ных колонн; интервалы цементирования; тип и конструкция фильтра; дру­гие необходимые элементы скважины);

• технология проводки ствола (типы и размеры породоразрушающего инструмента - долот; режимы бурения - интенсивность циркуляции очищающего забой и ствол от выбуренной породы агента, скорость вра­щения долота, усилие со стороны долота на разрушаемый им забой; тип и физические свойства очищающего скважину агента; тип, соотношение диаметров и длин секций бурильной колонны; тип и размер забойного двигателя в случае его использования);

• технология вскрытия продуктивных пластов (тип и физические свойства промывочного агента при проводке ствола в фильтровой зоне; соотношение давлений в скважине и пласте; способ закрепления ствола в фильтровой зоне; метод обеспечения притока пластового флюида в сква­жину и извлечения его на поверхность; другие технологические приемы и технические средства);

• технология крепления ствола скважины (спуск и цементирование кондуктора, промежуточных и эксплуатационной колонн; конструкция низа эксплуатационной колонны и фильтра; тип цемента, физические свойства цементного раствора в жидком и затвердевшем состояниях, ин­тенсивность его транспортировки в заколонное пространство; способ це­ментирования колонн и оснастка их дополнительными устройствами; длительность ожидания затвердения цементного раствора; способ испы­тания качества крепления ствола скважины);

200

-технология испытания скважины как объекта эксплуатации (гео- метрические размеры колонны лифтовых труб; оборудование устья сква- жины эксплуатационной арматурой; способ вызова притока из пласта на дневную поверхность; режимы и длительность исследования производи­ тельности скважины);

• наземное грузоподъемное и приводное оборудование для буре­ния ствола (вышка; ротор для вращения бурильной колонны; талевая сис­тема и лебедка для выполнения спускоподъемных операций; двигатели для привода лебедки и ротора; вспомогательное оборудование и приспо­собления);

• поверхностная циркуляционная система для приготовления, ре­гулирования свойств и очистки промывочного агента (емкости с перемешивателями; блок приготовления, утяжеления и регулирования свойств; блок очистки - вибросита, гидроциклоны, центрифуги);

• буровые насосы (марка, диаметры цилиндров, производитель­ность, тип и мощность приводных двигателей).

Монтаж оборудования для сооружения скважины

Оборудование для сооружения нефтяных и газовых скважин, осо­бенно глубоких и сверхглубоких, достаточно громоздкое и массивное, по­этому почти все его элементы устанавливают на мощные железобетонные фундаменты или сварные конструкции из толстостенных бурильных труб при блочном монтаже оборудования.

Все оборудование для сооружения скважины можно условно объе­динить в несколько основных блоков:

1. - буровая вышка с талевой системой, подъемной лебедкой, эле­ментами управления и настилом для сборки, приемки, хранения буриль­ных и обсадных труб;

2. - силовой блок, состоящий из нескольких дизельных или элек­трических двигателей, предназначенный для привода ротора и подъемной лебедки, включающий систему трансмиссий, редукторов, карданов и шкивов;

3. - насосный блок для промывки ствола скважины, включающий один-два или три буровых насоса с электрическим или дизельным приводом;

4. - циркуляционная система, включающая несколько емкостей для хранения бурового раствора, перемешиватели с электроприводом, блок

приготовления и регулирования свойств бурового раствора, блок очистки от выбуренной породы, желоба с шиберами для манипуляции с выходящим из скважины при бурении потоком жидкости.

Буровая вышка либо монтируется при помощи подъемников и домкратов отдельными секциями с последующим их соединением, при этом первым монтируют верхний пояс с кронблоком, а последним - ниж-

201

ний пояс, либо собирается горизонтально на земле, а затем поднимается в вертикальное положение.

После установки вышки на фундаменты или платформы ее укреп­ляют растяжками, затем устанавливают подъемную лебедку, оборудуют направлением устье скважины.

Следующим этапом монтируют силовой блок для привода лебедки и ротора, трансмиссионную систему, систему пневматических муфт и гидротормоза, пульт управления. Лебедку оснащают талевым канатом. другой конец которого пропускают через шкивы кронблока и талевого блока (полиспаста) и прикрепляют к основанию вышки специальным при- способлением. Устанавливают ротор и соединяют с двигателями цепной передачей посредством пневматической муфты.

Одновременно или поочередно монтируют насосный блок и цир- куляционную систему. Привод насосов от двигателей осуществляют кли- новыми ремнями и шкивами. Циркуляционную систему соединяют с бу-ровыми насосами трубопроводами и оснащают виброситами для выделения из промывочного агента сравнительно крупных частиц выбуренное породы (шлам), пескоотделителями и илоотделителями для более тонкой очистки промывочного агента, дегазатором для очистки от газа.

На емкости для хранения бурового раствора устанавливают меха- нические и гидравлические перемешиватели, центробежные насосы, осу- ществляющие подачу жидкости в буровые насосы, пескоотделители, ило- отделители и блок приготовления и регулирования свойств промывочного агента. Отдельно устанавливают и обвязывают манифольдами с циркуля- ционной системой блок приготовления промывочного агента, основными узлами которого являются силосы - хранилища сыпучих материалов, до- заторы и смесительное устройство.

В зависимости от назначения скважины, ее глубины, геологических и климатических условий района, транспортного сообщения буровые установки комплектуются по-разному, при этом во всех случаях стремятся к наиболее простому набору бурового оборудования, обеспечивающему качественное, безаварийное, с минимальными затратами времени исредств, сооружение скважины.

Проходка ствола скважины

Бурение скважин известно человечеству еще до нашей эры. Так, в Китае бурили в те времена при помощи стволов полого бамбука скважины глубиной сотни метров с целью добычи пластовых флюидов (главным об­разом - воды).

В 20-х гг. XIXв. во Франции в провинции Артуа успешно пробу- рили несколько сравнительно глубоких водяных скважин. Схема бурении была такова: к трубе прикрепляли пикообразное долото, трубу подвеши- вали на полиспасте, и, используя силу тяжести трубы и долота, ударами.

202

подобно падающей бабы копра, разрушали горную породу и углубляли ствол скважины. По мере накопления осколков породы их извлекали на дневную поверхность при помощи специальной желонки, спускаемой в скважину на канате.

В 1845 г. французский инженер А. Фовель предложил очищать ствол скважины от осколков разрушенной породы циркуляционным пото­ком жидкости. Это предложение начало успешно применяться в 1859 г. в США полковником Дрейком,

Скорость проводки ствола скважины ударным способом достигала нескольких метров в сутки, а глубина скважины не превышала 500 м. По­этому продолжались поиски новых способов бурения, и в начале XXв. был изобретен вращательный роторный способ бурения, при котором раз­рушение породы на забое осуществлялось долотом, вращающимся при помощи установленного на устье скважины ротора через посредство бу­рильной колонны. Скорость проходки ствола возросла более чем на по­рядок, а глубина скважин - до 3-4 км.

С увеличением глубины возникла другая проблема - большие за­траты энергии на преодоление сил трения бурильной колонны о стенки ствола скважины. Необходимо было перенести привод долота как можно

ближе к забою.

В 1922 г. нашим соотечественником инженером М.А. Капелюшниковым был изобретен новый метод бурения - турбинный, особенность которого в том, что долото вращает глубинный гидравлический двигатель (турбобур) - многоступенчатая гидравлическая турбина, рабочим телом для которой является циркулирующий промывочный агент.

К настоящему времени в практике бурения используются и другие погружные двигатели: электробур, представляющий собой специальный электродвигатель, к которому при помощи кабеля подводят электриче­ский ток; вибробур, движение которого осуществляется посредством виб­рации; винтобур, представляющий собой винтовой двигатель (винтовой насос «наоборот»).

Несмотря на большое разнообразие погружных двигателей, основ­ной объем бурения нефтяных и газовых скважин осуществляют роторным

способом.

Схематично современный способ проводки (бурения) ствола сква­жины можно представить следующим образом (рис. 4.5). Породоразру-

шающее устройство - долото, оснащенное режущими лезвиями или зубь­ями, вращается в горизонтальной плоскости либо ротором при помощи колонны труб (бурильной колонны), либо глубинным двигателем (турбо­буром, электробуром, винтовым двигателем), режущими элементами вне­дряется в забой под действием осевой нагрузки, создаваемой частью бу-

рильной колонны, скалывает частицы породы за счет вращательного движения и тем самым обеспечивает углубление забоя и ствола скважины.

Промывочный агент (воздух, вода, аэрированная жидкость, пена, буровой

203

раствор, нефть, эмульсия и т.д.) буровым насосом подается под избыточ­ным давлением из емкостей циркуляционной системы через буровой шланг высокого давления, вертлюг с вращающимся стволом, ведущую рабочую трубу (квадратную штангу), вращаемую ротором, бурильную колонну и долото к забою, подхватывает осколки разрушенной долотом горной породы и выносит их по кольцевому каналу между бурильной ко­лонной и стенкой ствола скважины на поверхность. Попадая в поверхно­стную циркуляционную систему, промывочный агент поступает на виб­рирующую сетку вибросита, где из него выделяются осколки выбуренной породы и выбрасываются в отвал, а просеянный промывочный агент либо поступает сразу в емкости и оттуда снова подается буровым насосом в скважину, либо при необходимости дополнительно очищается от мелких частиц выбуренной породы системой гидроциклонов (пескоотделитель для более грубой очистки, илооотделитель для более тонкой очистки) и от газа дегазатором, после чего поступает в приемную емкость буровых на­сосов.

Рис. 4.5. Схема бурения скважи­ны:

1. -долото;

2. - бурильные трубы;

3. - переводник;

4. - ротор;

5. - лебедка;

6. - двигатели привода лебедки и ротора;

7. - ведущая труба;

8. - вертлюг; 9 - крюк;

10. - талевой канат;

11. - талевой блок;

12. - буровой шланг;

13. - вышка; 14 - желоба;

15 - емкость циркуляционной системы; 16-буровой насос;

17. - двигатель насоса;

18. - нагнетательный трубопровод;

19. - обсадная колонна;

20. - тампонажный цемент;

21. - забойный двигатель

Если требуется улучшить технологические свойства промывочного агента, изменить его параметры или даже заменить его агентом другого типа, то используется блок приготовления и химической обработки с сис­темой гидравлических и механических смесителей и дозаторов, механических и гидравлических перемешивателей циркуляционной системы.

204

Буровые долота

Главная функция долота - разрушать горную породу на забое скважины и способствовать его очистке от осколков породы. По принципу действия различают долота:

• режуще-скалывающие (лопастные долота), применяемые для раз­рушения вязких и пластичных пород (глин) (рис. 4.6);

• дробяще-скалывающие (шарошечные долота), применяемые для разрушения большинства пород (рис. 4.7);

• режуще-истирающие (алмазные долота), применяемые для раз­рушения твердых абразивных пород (рис. 4.8).

По назначению буровые долота разделяют на долота для проходки ствола скважины сплошным забоем и долота для проходки ствола сква­жины кольцевым забоем (так называемые колонковые долота или буриль­ные головки).

Колонковые долота выполняют дополнительную функцию - обеспе­чивают отбор глубинных образцов разбуриваемых пород (кернов) (рис. 4.9).

206

Основными элементами всех долот являются: корпус, имеющий в верхней части коническую (замковую) резьбу для присоединения к ко­лонне бурильных труб или погружному двигателю; промывочные устрой­ства для направления струй промывочного агента на забой; породоразрушающие элементы.

Промывочные устройства - это отверстия, выходящие из полости корпуса долота наружу и направленные вниз, оснащенные, как правило, суживающимися насадками (гидромониторные долота) для ускорения по­тока промывочного агента, направленного на забой скважины. Насадки делают очистку забоя от осколков породы более совершенной (мгновен­ной), а в мягких породах дополнительно разрушают забой.

Породоразрушающими элементами у лопастных долот являются приваренные к корпусу два или три ножа, армированные твердосплавны­ми включениями; у шарошечных долот - это одна, две, три или четыре шарошки, каждая из которых оснащена зубьями и может вращаться на собственном валу в подшипнике, перекатываясь по забою скважины и внедряясь в него зубьями; у алмазных долот - это полусферическая го­ловка с фрезерованными выемками для циркуляции промывочного агента и выноса осколков породы с забоя скважины, оснащенная алмазными или корундовыми включениями в виде штырей с режущей кромкой или в виде малых сфер, вмонтированных в головку (шариков).

Работают долота следующим образом. Под действием осевой на­грузки, создаваемой силой тяжести части бурильной колонны, породоразрушающие элементы (ножи у лопастных долот, зубья у шарошечных до­лот, штыри у алмазных долот) внедряются частично в горную породу на забое и за счет вращательного движения в горизонтальной плоскости ска­лывают частицы породы, которые мгновенно подхватываются постоянно циркулирующим промывочным агентом и транспортируются вверх на дневную поверхность по кольцевому пространству.

Механическая скорость проходки ствола скважины (интенсивность разрушения породы на забое) зависит как от типа используемого долота, так и от так называемых режимных параметров бурения, которые вклю­чают осевую нагрузку на долото, скорость его вращения, интенсивность циркуляции промывочного агента (подача буровых насосов).

Основной объем бурения современных глубоких скважин осуще­ствляют шарошечными долотами, так как они наиболее универсальны и могут использоваться в разнообразных геологических условиях.

Для проходки стволов скважин в породах с различными физико-механическими свойствами промышленность выпускает шарошечные до­лота различных типов, основные из которых:

«М» для разрушения мягких, несцементированных пород (глины, мягкие известняки, пески);

«МС» для разрушения мягких и средних по твердости неабразив­ных пород (мел, каменная соль, глинистые сланцы);

«С» для разрушения пластичных и хрупкопластичных неабразивных пород средней твердости (плотные глины, глинистые сланцы, известняки);

«СТ» для разрушения хрупкопластичных пород средней твердости с пропластками твердых пород (песчаники, ангидриды, гипс);

«Т» для разрушения твердых пород (доломиты, твердые известняки);

207

«ТК» для разрушения твердых пород с крепкими пропластками (мелкокристаллические известняки и доломиты);

«К» для разрушения крепких пород (мелкокристаллические из­вестняки, доломиты, кварциты).

Кроме указанных основных типов долот выпускаются шарошечные до­лота промежуточных типов: МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, ОК.

Долота типа ОК используют для разрушения очень крепких пород (граниты, кварциты, диабазы).

Зубья (зубцы) шарошек изготовляют либо непосредственно на теле шарошки путем их фрезерования или накаткой, либо отдельно из твердых сплавов с последующей запрессовкой в специальных гнездах шарошки, Шарошки долот типов М, МС, С, СТ и Т имеют фрезерованные или нака­танные зубья, высота и расстояние между которыми уменьшаются, а угол при вершине увеличивается от долот типа М к долотам типа Т. Зубья на шарошках расположены обычно концентрическими венцами, число кото­рых увеличивается от типа М до типа Т.

Шарошки долот типа ТК имеют на внутренних венцах фрезеро­ванные или накатанные призматические зубья, а на периферийных сфери­ческие зубья из твердого сплава.

Шарошки долот типов К и ОК имеют на всех венцах сферические зубья из твердого сплава.

Шарошки типов МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ и ТКЗ предназначены для раз­рушения абразивных пород, поэтому оснащены запрессованными в них твердосплавными клиновидными зубьями. Число венцов и зубьев увели­чивается от типа МЗ к типу ТКЗ.

В процессе бурения разведочных скважин для уточнения геологи­ческого разреза, изучения физических свойств горных пород и насыщаю­щих их флюидов зачастую в процессе проходки ствола скважины отбира­ют пробы горных пород (керны). Для этого породу на забое разрушают колонковым долотом, которое углубляет забой в виде кольцевой выработ­ки, а остающийся цилиндрический целик породы поступает через цен­тральное отверстие долота в специальную керноприемную трубу, осна­щенную в нижней части кернорвателем. Пробурив в заданном интервале ствол колонковым долотом, бурильную колонну с долотом и керноприемной трубой поднимают на дневную поверхность, при этом в момент «от­рыва» долота от забоя кернорватель обрывает своими пружинами целик породы от забоя и удерживает его в керноприемной трубе до извлечения на поверхность (рис. 4.9).

Если отбор керна проводят в интервале, превышающем длину кер­ноприемной трубы, а работоспособность одного колонкового долота дос­таточна для всего интервала отбора керна, то используют так называемую съемную грунтоноску, которую периодически, по мере ее заполнения керном, извлекают на поверхность при помощи специального ловителя, спускаемого в полость бурильной колонны на канате. Освобожденную от керна съемную грунтоноску опускают в скважину и устанавливают в ко­лонковом долоте.

208

Для целей бурения скважин промышленностью выпускается до 25 ти­поразмеров шарошечных долот - диаметром от 46 до 490 мм.

Многообразие характеристик долот обеспечивает проводку скважины любого практически целесообразного диаметра в любых достижимых гор­ных породах как осадочного, так и магматического происхождения.

Бурильная колонна

Основное назначение бурильной колонны обеспечить гидравличе­скую и механическую связь работающего на забое долота и ствола скважины споверхностным механическим и гидравлическим оборудованием. Одно-временно 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 (рис. 4.10), бурильные трубы, тяжеленные бурильные трубы (УБТ) (рис. 4.11).

Рис. 4.10. Рабочая ведущая бу­рильная труба:

1. - верхний переводник;

2. - рабочая ведущая труба;

3. - нижний переводник

209

Рис. 4.11. Утяжеленные бурильные трубы: а — с одинаковым диаметром; б - с проточным телом;

1. -тело трубы;

2. - замковая резьба

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 (рис. 4.12, а);

• с высаженными наружу концами (рис. 4.12, б);

• с приваренными соединительными концами (рис. 4.13):

• с блокирующим пояском;

• беззамковые раструбные.

210

Рис. 4.12. Бурильные трубы: а - с высаженными внутрь концами; б - с высаженными наружу концами;

1. - труба;

2. - муфта

Рис. 4.13. Бурильная труба с приваренными соединительными концами

Трубы первых двух конструкций имеют наружную мелкую труб­ную резьбу и соединяются между собой при помощи бурильных замков или муфт (рис. 4.14). 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.

Рис. 4.14. Соединение бурильных труб с высаженными концами: а- при помощи замков; б - при помощи муфт

Бурильные трубы с приваренными соединительными концами имеют равнопроходнои 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 168 мм длиной 6; 8; 11,5-12,0 м 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.

211

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, 140, 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.

212