Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 [ 173 ] 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Продольные трещины, образовавшиеся на муфте 89-мм бурильной трубы в процессе приложения значительного крутящего момента, не связаны с понижением качества металла по сравнению с требованиями ГОСТа на бурильные трубы и муфты к ним. Трещины образуются в результате возникновения в стенке муфты значительных нормальных напряжений в тангенциальном направлении в процессе довинчивания трубы в муфту.

Трещины, возникающие в результате наличия в замковых деталях значительных внутренних (термических) напряжений, встречаются редко и выявляются до работы или вскоре после пуска замков в работу. На практике отмечались случаи слома новых бурильных замков в процессе разгрузки при их транспортировке.

К трубам, позволяющим уменьшить переменные нагрузки, действующие на резьбу, относятся трубы с блокирующим пояском (рис. 8.7), у которого за резьбой имеется проточенный поясок, диаметр которого превышает диаметр расточки замковой детали. Замки навинчиваются на трубы в нагретом состоянии, что позволяет после охлаждения получить напряженное резьбовое соединение. Благодаря блокирующему пояску на резьбу передается лишь часть изгибающего момента, действующего на трубу. Это привело к увеличению предела выносливости труб указанной конструкции по сравнению со стандартной.

Значительные удельные давления, возникающие на по-

Рис. 8.8. Соединительный элемент ведущей трубы с блокирующим пояском

верхности сопряжения трубы с замковой деталью (особенно на участке контакта торца трубы с внутренним уступом детали), обеспечивают герметичность соединения.

Применяются соединения с блокирующим пояском других конструкций, в которых резьба выполняется цилиндрической и конической. В некоторых конструкциях отсутствует контакт торца трубы с внутренним уступом замковой детали.

Конструкция соединения с блокирующим пояском кроме бурильных труб используется также для соединения ведущих труб с переводником (рис. 8.8). Промысловые испытания соединений ведущих труб с блокирующим пояском показали их высокую работоспособность.

Увеличение глубин скважин и возросшие нагрузки, действующие на бурильную колонну, привели к необходимости повышения механических свойств элементов бурильной колонны. Предел текучести бурильных труб превышает 1050 Н/мм2. С целью увеличения прочности бурильные замки изготовляются из хромоникелевых и хромомолибденовых сталей.

Значительное влияние на работу бурильной колонны оказывает уравновешенность ее вращающихся частей. В роторном бурении особое значение приобретает уравновешенность утяжеленных труб. С этой целью рекомендуется производить механическую обработку утяжеленных труб, что позволяет

Т а б л и ц а 8.1

Проверка бурильных труб

Ультразвуковая дефектоскопия трубных резьб Опрессовка свечей на давление 30 МПа Проверка сработки замковых резьбовых соединений

Способ или средство проверки

Дефекто-

скопическаяя

установка

Цементировочный агрегат

Замер частоты вращения после посадки ниппеля в муфту и визуальный осмотр резьбы

Критерий отбраковки

Трещины глубиной более 3 мм, длиной по дуге более 50 мм

Потеки и подпо-тевание в резьбовых соединениях и теле труб

З-1 21 менее 3 об.;

З-147 менее 4 об., наличие острых граней в нитках резьбы

Периодичность проверки

1 раз в 1 мес или 2530 рейсов долота

1 раз в 2 мес

Бурильные трубы 1 раз в 1 мес, УБТ постоянно

Последующее использование отбракованных труб

Перевод в материал

Перевод в материал или ремонт резьбы Перенарезка резьбы

П р о д о л ж е н и е т а б л . 8.1

Проверка бурильных труб

Проверка сработки наружной поверхности замков и УБТ

Проверка наличия смятий в месте посадки трубы в клиновой захват

Наружный осмотр

Проверка толщины стенки бурильной трубы в гладкой

Способ или средство проверки

Предельная

минусовая

скоба

Предельная

минусовая

скоба

Визуально при спуско-подъеме

Предельная минусовая скоба

Критерий отбраковки

ЗШ-146 до 138 мм; ЗШ-178 до 168 мм; ЗШ-203 до 192 мм;

ТБПВ-127

Уменьшение диаметра бурильной трубы:

до глубины 3200 м -4,5 мм, до 4500 м 4 мм, свыше

4500 м

3 мм

Вмятины, промы-тости заплечиков, резьбы и тела трубы

Уменьшение диаметра трубы за счет износа на 1,5 мм в любом сечении

Уменьшение диаметра трубы на 3 мм

Периодичность проверки

Последующее использование отбракованных труб

раз в месяц Смена замковых соединений, наплавка износостойких поясков

раз в месяцПеревод в материал

Постоянно

1 раз в месяц при глубине скважины более

4500 м, 1 раз

в 3 мес при глубине скважины менее 4500 м

Перенарезка резьб, перевод в материал Перевод в типоразмер с толщиной стенки, на 1 мм меньшей

Перевод в материал

значительно повысить их уравновешенность, а тем самым увеличить надежность работы труб и резьбовых соединений. В турбинном бурении важна уравновешенность вращающихся частей турбобура, позволяющая уменьшить вибрации забойного двигателя в процессе работы. Когда для борьбы с искривлениями скважины между турбобуром и долотом устанавливается утяжеленная труба, высокая степень уравновешенности трубы оказывает существенное влияние на уменьшение вибрации турбобура.

В качестве успешной профилактики сломов бурильных труб можно рекомендовать опыт нефтяников Ставропольского края, обобщенный в виде табл. 8.1.

части