2. 5. Эксплуатация бурильной колонны

Достичь высокой производительности бурения и пре­дотвратить отказ бурильной колонны можно только при пра­вильной ее эксплуатации. Эксплуатация бурильных колонн в производственных организациях должна осуществляться в соот­ветствии с «Инструкцией по эксплуатации геологоразведочных бурильных колонн».

Все поступающие в геологоразведочную организацию бу­рильные трубы, их соединения и УБТ необходимо выборочно контролировать с целью выявления их соответствия ГОСТам и ТУ.

Начальный контроль должен проводиться на базе геологи­ческого объединения. Здесь должны контролировать конусность и соосность резьб, натяг по калибрам, размеры, кривизну, твер­дость поверхности, радиусы закругления пазов и канавок замков, Допускаемые отклонения величины конусности, натяга и соосно­сти резьб, твердости стали, кривизны труб, радиусов закругления пазов и герметичности резьб приводятся в справочнике инженера.

Транспортировать бурильные трубы и соединения нужно с учетом сохранности резьб, предохранения от смятия, искривления и коррозии. На резьбы надевают предохранительные кольца. Перевозку труб нужно производить в пакетах из швеллеров. Хра­нить трубы следует в закрытых помещениях, на стеллажах, пре­дотвращающих их прогиб и провисание.

Метраж бурильной колонны определяют глубиной скважи­ны с учетом необходимого резерва. Коэффициент резервирова­ния для бурильных труб ниппельного соединения составляет 1,15: для ниппелей-1,3; для ниппельных замков-1,5; для муфто­вых замков-2,0.

На каждую колонну составляют паспорт, который после отработки колонны передают для анализа в производственно-технический отдел экспедиции.

Сборку и контроль бурильной колонны рекомендуется вес­ти на специальных передвижных стеллажах. При сборке колонны проверяют кривизну и размеры труб, соосность резьб и наружной поверхности выборочно (10% от комплекта). Если обнаружива­ется брак, объем выборки удваивают. Если и в этом случае обна­руживают брак, проводят 100%-ую разбраковку. Порядок провер­ки труб приводится в справочнике мастера.

Бурильные колонны отрабатывают комплектами. После отработки ресурса комплект снимают с эксплуатации. Рекомен­дуется переменно-последовательная отработка колонны, т.е. по­сле перебуривания очередной скважины порядок ввода свечей в эксплуатацию меняют на обратный. Для сохранения парности замковых соединений наращивание свечей можно производить или сверху, или снизу колонны.

В нижней части колонн, особенно в осложненных зонах рекомендуется устанавливать наиболее прочные и прямолиней­ные трубы и УБТ.

Отработку колонны УБТ (или нижней сжатой части бу­рильной колонны) проводят отдельно. В колонне УБТ использу­ют дополнительную трубу, которую после подъема снаряда уста­навливают в верхнюю часть колонны УБТ, а нижнюю трубу ко­лонны снимают и устанавливают затем в очередном рейсе ввер­ху колонны. Таким образом, все трубы участвуют в работе на всех участках, чем достигается равномерность их износа. В процессе эксплуатации все резьбы УБТ перетягивают после четырех рейсов. Для снижения инерционных перегрузок при включении вращения в резьбе между бурильной колонной и УБТ устанавли­вают переходную свечу промежуточного диаметра.

В процессе отработки бурильной колонны необходимо, выполняя рассмотренные выше мероприятия по повышению на­дежности и износостойкости колонны, своевременно смазывать поверхность бурильных труб и резьбу специальными смазками: трубы - КАВС, резьбу бурильных труб, муфт и трубную резьбу замков - Р-2МВП или Р-402, а замковую резьбу через каждые 10 циклов - Р-2; Р-416 или УС-ИМР через 20 циклов. Смазка по­верхности бурильной колонны снижает не только трение и из­нос, но и напряжения, вибрацию и затраты энергии на холостое вращение, устраняет самозаклинку керна.

При слабой затяжке замков при спуске снаряда в скважины, изгибающие знакопеременные нагрузки возникают и в замковой резьбе, что ведет к поломке ниппелей замков по наружной кони­ческой резьбе. Для предупреждения таких отказов при спуске снаряда следует надежно затягивать замковую резьбу. При затя­гивании резьбы замков труборазворотами РТ-1200 рекомендуется регулировать момент затяжки следующим образом:

а) для замков 3-42 механизм выключают до момента удара водила о вилку;

б) для замков 3-50 механизм выключают после удара води­ла о вилку;

в) при затягивании резьб замков 3-63,5 м создают два уда­ра. УБТ-73 - три, а УБТ-89 - четыре удара водила о вилку.

Предельная величина осевой нагрузки для новых труб диа­метром 42 мм - до 1800 кгс; 54 мм - 2500 кгс; 68 мм - до 3000 кгс.

Частота вращения при благоприятных условиях не лимити­руется.

Для бурильной колонны старого сортамента допустимые параметры осевой нагрузки и числа оборотов приводят в виде графиков в справочнике инженера.

Расход жидкости должен быть минимально возможным (только для выноса шлама): для скважин диаметром 46 мм -. 10...15 л/мин, 59 мм - 18...25 л/мин, 68 мм - 25...35 л/мин.

Для предотвращения перегрузки бурильной колонны при бурении на буровой должен быть установлен прибор-ограни­читель крутящего момента ОМ-40. Предельная величина крутящего момента, при которой должен срабатывать ограничитель, зависит от величины износа элементов бурильной колонны. По износу трубы делятся на три класса (табл. 1.2).

Трубы I класса используют для бурения скважин глубиной свыше 700 м, II класса - до 700 м и трубы III класса разрешается применять для бурения скважин глубиной до 300 м.

………………………………………………………………………………..

……………………………………………………………………………………..

Таблица 1.2

Диаметр бурильных труб, мм	Наружный диаметр, мм
	I класс	II класс	III класс
42	41,0	40.0-41.0	40.0
50	48.5	47,5-48.5	47.5
54,0	62.5	51,5-52.5	51.5
63.5	61,5	60,5-61.5	60.5
68,0	66,0	65,0-66,0	65.0

Муфты отбраковываются при размерах: для труб диамет­ром 42 мм - 49...51 мм; 50 мм - 57...58 мм; 63,5 мм -72..76 мм.

Замки подлежат замене, когда число оборотов для их пол­ного свинчивания будет 2,5 и менее, а толщина стенки муфты замка у торца составит для труб 42 и 50 мм - 2...2,5 мм; 63,5 мм -2,5.3 мм (минимальные значения даются при эксцентричном износе).

Предельные значения толщины стенки УБТ, при котором они отбраковываются, для УБТ диаметром 73 мм - 3,5...2,5 мм: 89 мм-4,5...3,5 мм.

Для контроля износа бурильных труб при подъеме их из скважины применяют детектор износа труб (ДИТ), устанавли­ваемый в труборазвороте. После срабатывания детектора для бо­лее точного определения износа труб применяют толщинометр Т-1.

Помимо износа труб, при подъеме снаряда необходимо тщательно просматривать его на предмет выявления возможных повреждений: кривизны, наличия трещин, смятия, раздутия, выкрашивания, задиров, поломок элементов снаряда, рисок и цара­пин на стабилизирующих шейках и расточках УБТ. Для опреде­ления скрытых дефектов бурильных труб можно использовать дефектоскоп ДБТ. При невозможности устранения дефектов зам­ки и трубы следует заменять.

По окончании бурения скважин бурильную колонну разбирают на отдельные трубы и проверяют их техническое состояние: износ (шаблоном), кривизну, состояние резьбы (калибром). Про­верку, а затем и правку бурильных труб проводят вначале после бурения 1000 м, а затем через 500 м бурения. После проверки производят перекомпоновку бурильной колонны и новую секци­онную сборку. При этом трубы повышенной прочности устанав­ливают в нижней части колонны.

Таким образом, наиболее слабым звеном в технической це­пи от станка к забою скважины является бурильная колонна, подверженная различным нагрузкам и деформациям. Выход из строя бурильной колонны чаще всего происходит вследствие ее износа под воздействием трения о стенки скважины и потока промывочной жидкости, несущего абразивный шлам.

Вследствие небольшого сечения, прочность труб неве­лика, что резко ограничивает создание повышенных осевых на­грузок и скорости вращения снаряда. С целью снижения износа бурильных труб следует тщательно очищать промывочную жид­кость от шлама, применять забойные шламоулавливающие уст­ройства, создавать обратную циркуляцию жидкости, что позво­лит уменьшить абразивный износ трущейся поверхности труб в результате снижения шлама в промывочной жидкости, циркули­рующей между стенками скважины и бурильными трубами.