1.4 Бурильна колона

1.4.1 Склад і призначення бурильної колони

Бурильна колона (рис. 1.37) з’єднує долото (вибійний двигун і долото) з наземним обладнанням (вертлюгом) і складається з ведучої труби 4, бурильних труб 8 і компоновки низу бурильної колони (КНБК). КНБК відрізняються елементами, які входять до їх складу – калібраторами, центраторами, стабілізаторами, розширю-вачами, маховиками, обважненими бурильними трубами (ОБТ) тощо.

Рисунок 1.37 – Бурильна колона:

1 – ніпельна частина стовбура вертлюга;

2 – перехідник вертлюга;

3 – верхній перехідник;

4 – ведуча труба;

5 – нижній перехідник;

6 – запобіжний перехідник;

7 – муфта бурильного замка;

8 – перша бурильна труба;

9 – ніпель бурильного замка;

10 – з’єднувальна муфта;

11 – перехідник;

12 – верхня обважнена бурильна труба;

13 – нижня обважнена бурильна труба;

14 – долото

Верхня обважнена бурильна труба 12 приєднується до бурильної труби за допомогою перехідника 11, а нижня 13 – за допомогою перехідника приєднується до долота (при роторному бурінні) або вала вибійного двигуна з долотом (при бурінні турбобуром, гвинтовим двигуном чи електробуром).

Бурильна колона призначена для передачі обертового моменту долоту при роторному бурінні, і сприйняття реактивного моменту при бурінні вибійними двигунами; підведення промивної рідини до вибійного двигуна (при турбінному бурінні, або бурінні гвинтовим двигуном), до долота і вибою свердловини (при всіх способах буріння); монтажа окремих секцій підведення струму (при бурінні електробуром); створення навантаження на вибій; підйому і спуску долота, турбобура, електробура; проведення допоміжних робіт (пророблення, розширення і промивання свердловини, випробування пластів, ловильних робіт тощо).

Верхня частина бурильної колони містить ведучу трубу 4, яка приєднується до ніпельної частини стовбура вертлюга 1 за допомогою верхнього перехідника 3 і перехідника вертлюга 2. Ведуча труба 4 приєднується до першої бурильної труби 8 за допомогою нижнього перехідника 5 ведучої труби, запобіжного перехідника 6 і муфти бурильного замка 7. Бурильні труби 8 згвинчуються безпосередньо за допомогою бурильних замків, які складаються з двох деталей (муфти бурильного замка 7 і ніпеля бурильного замка 9), або за допомогою з’єднувальних муфт 10. ОБТ 12 і 13 згвинчуються у випадку однакової приєднувальної нарізі ніпеля і муфти. У інших випадках застосовують необхідні з’єднувальні елементи. Елементи колони бурильного інструменту виготовляють з конструкційної середньовуглецевої і легованої сталі. При виготовленні всі елементи бурильної колони піддаються термічній обробці для покращення властивостей матеріалу.

1.4.2 Умови роботи бурильної колони

Умови роботи бурильної колони при роторному способі буріння і при бурінні вибійними двигунами різні.

При роторному способі бурильна колона, яка передає обертання від ротора до долота і навантаження на вибій, зазнає цілого ряду навантажень. Якщо бурильна колона не торкається вибою свердловини і не обертається, вона зазнає тільки сил розтягу, які досягають максимуму біля вертлюга. У процесі буріння свердловини верхня частина бурильної колони розтягнута, а нижня, яка спирається на вибій – стиснута. Отже бурильна колона при бурінні одночасно зазнає дії сил розтягу і стиску, а тому піддається напруженням розтягу і стиску.

Окрім напружень розтягу і стиску при передачі обертового моменту від ротора до долота, в бурильній колоні виникають напруження кручення, які мають максимальне значення на усті свердловини, а також напруження, що виникають, від дії відцентрових сил, що збільшуються від устя до вибою свердловини. До того ж ще діють сили від перепаду тиску рідини в каналі колони і затрубному просторі. Одночасна дія на бурильну колону всіх зазначених сил ускладнює умови її роботи при роторному способі буріння. У результаті часто трапляються аварії з бурильними трубами, бурильними замками та іншими елементами бурильної колони.

Аварії при роторному бурінні відбуваються, в основному, через поломки бурильної колони внаслідок втомного зношування нарізних з’єднань, зварювальних швів, матеріалу трубної частини і приєднувальних елементів.

При бурінні свердловини вибійним двигуном (турбобуром, гвинтовим двигуном або електробуром) умови роботи бурильної колони значно полегшуються. Вона в цьому випадку не обертається і тому зазнає тільки навантажень розтягу і стиску, а також дії реактивного моменту вибійного двигуна. Реактивний момент має незначну величину і тому в практичних розрахунках ним можна нехтувати.

Отже, буріння вибійними двигунами в значній мірі понизило вимоги до бурильної колони. Виявилося можливим застосування для бурильної колони труб з меншою товщиною стінок, що зменшило витрату металу, а отже і зменшило її вартість. Особливо ефективним є застосування вибійних двигунів при бурінні похило скерованих і горизонтальних свердловин.

Число аварій з бурильною колоною за будь-яких умов її роботи вибійними двигунами завжди менше, ніж при роторному бурінні. Вони відбуваються, в основному, через прихвати бурильної колони і розмив нарізних з’єднань та стінок труб.

Однак, попри згадані переваги буріння вибійними двигунами, у світовій практиці все ж найпоширенішим є роторний спосіб (понад 90 % обсягу бурових робіт виконується цим способом). Останніми роками намітилася тенденція збільшення обсягів роторного буріння і в Україні.

Основні переваги роторного способу, наприклад, перед турбінним – незалежність регулювання параметрів режиму буріння, можливість забезпечення великих перепадів тиску на долоті, значне збільшення проходки за рейс долота у зв’язку з меншими частотами його обертання тощо.