Дефекты переводников для бурильных труб

  • Пропорционально улучшению характеристик компонентов бурильных колонн возрастают требования к износостойкости и усталостной прочности резьбовых замковых соединений.
  • Помимо фосфатирования, или меднения резьб, снижающих вероятность адгезионного схватывания контактирующих поверхностей, отечественными и зарубежными стандартами рекомендуется их поверхностная пластическая деформация (ППД), повышающая микротвердость, создающая сжимающие остаточные напряжения (ϭост) и, как следствие, повышающая усталостную прочность.
  • Дефекты переводников для бурильных труб

РИС. 1. Остаточные напряжения после обкатки роликом

Режимы (параметры) ППД, очевидно, существенно влияют на свойства упрочненного слоя. Конкретных, методически обоснованных рекомендаций для упрочнения обкаткой роликами замковых резьб бурильных труб нет. С целью разъяснения этого вопроса выполнены ниже представленные результаты исследований.

В качестве оптимизируемых параметров ППД принимались: радиус при вершине упрочняющего ролика, угол его профиля и величина деформации обкатываемой поверхности перпендикулярная оси резьбы. Обкатка производилась на оригинальном гидравлическом стенде, разработанном в Пермской компании нефтяного машиностроения (ООО «ПКНМ») и защищенном патентами Российской Федерации.

Расчет напряжений, остаточных после обкатки (рис.1) и возникающих в процессе свинчивания с рабочими моментами ниппельных и муфтовых резьбовых концов бурильных труб (рис.2,3), производился с помощью программы ANSYS методом конечных элементов.

Дефекты переводников для бурильных труб

РИС. 2. Напряжения во впадинах резьбы не прошедшей обкатку

Дефекты переводников для бурильных труб

РИС. 3. Напряжение во впадинах резьбы прошедшей обкатку с оптимальными параметрами

В качестве критерия оптимальности принимались минимальные растягивающие напряжения во впадинах резьбы свинченного с рабочим моментом резьбового соединения, а оптимальным параметрам обкатки соответствовали их значения обеспечивающие достижения этого критерия. На рис.2 изображены поля напряжений во впадинах резьбы не прошедшей обкатку, а на рис.3 обработанной ППД с оптимальными параметрами.

Поиск оптимума осуществлялся симплекс-методом. Вершинам трехмерного тетраэдра (симплекса) присваивались вышеупомянутые варьируемые параметры. Испытания производились на обкатанных с оптимальными параметрами резьбовых переводниках.

Дефекты переводников для бурильных труб

РИС. 4. Процесс ионно-вакуумного азотирования переводников

Для оценки полученных в ходе оптимизации параметров обкатки результатов, проводились испытания на циклическую выносливость резьб: РКТ 154×6,35×1:9,6 – забойных винтовых двигателей и 3-122 ГОСТ Р.50864 бурильных труб в ООО «ВНИИБТ-Буровой инструмент» на стенде УП-200М.

Средняя величина циклической выносливости образцов резьб РКТ 154×6,35×1:9,6 упрочненных на оптимальных режимах в сравнении с необработанными ППД при изгибающем моменте 3500 кгм возрасла с 458226 до 1454471 циклов, то есть в 3,17 раз.

Аналогичные результаты показали испытания упрочненных резьб 3-133 ГОСТ Р.50864 здесь циклическая выносливость увеличилась с 891387 циклов до 3470313, то есть в 3,89 раз.

РИС. 5. Диффузионный азотированный слой поверхности резьбы

Другим важным эксплуатационным свойством бурильных труб является стойкость к истиранию резьбовых поверхностей.

В ПКНМ разработана и широко применяется, пока для обработки переводников, технология неизотермического ионно-вакуумного азотирования (рис.4).

Оптимизация режимов для переводников из стали 40ХГМА позволила на поверхностях получить диффузионный слой резьбы высокоазотистого              α-твердого раствора глубиной 0,05-0,12 мм и твердостью 460-680 HVпри отсутствии нитридной зоны (рис.5).

Эксплуатация азотированных переводников в буровых компаниях Weateherford, РН-Бурение и др. показала увеличение количества свинчиваний – развинчиваний в сравнении со штатными соединениями в 3-4 раза без заметного истирания поверхностей резьб.

Азотирование бурильной трубы целиком технически сложно и экономически нецелесообразно. Поэтому следующим этапом применения такой технологии стало создание сварных конструкций бурильных труб.

Такое производство будет запущено в ПКНМ о втором полугодии сего года. Помимо упрочнения резьбовых поверхностей здесь упрочняются и наружные поверхности труб в наибольшей степени подверженные износу.

Вышеописанные конструкции переводников и бурильных труб также защищены патентами Российской Федерации.

Дефектоскопия бурильных труб

Как известно, бурение скважины – процесс достаточно сложный, который требует внимания и известной доли ответственности.  Однако помимо самого процесса бурения очень важным фактором, определяющим долговечность скважины, является качество бурового оборудования и инструмента. В частности – бурильных труб.

Дефекты переводников для бурильных трубПри бурении скважины существует риск того, что составные части бурильной колонны выйдут из строя. Именно поэтому существует необходимость проведения таких мероприятий как дефектоскопия бурильных труб.

Нарушение целостности, полное или частичное разрушение бурильных труб связаны, прежде всего, с факторами усталости материала. Постоянное воздействие качественно разных нагрузок на бурильную колонну провоцирует появление трещин. Со временем от тех же нагрузок трещины становятся все больше, а, значит, и последствия этого становятся все значительнее.

Наиболее уязвимыми местами в бурильной колонне являются места, где бурильные трубы сочленяются – как правило, это сварные или резьбовые соединения, укрепленные специальными замками. Как в любой системе, места сочленения элементов подвергаются наибольшему риску. И буровое оборудование и инструмент – не исключение.

Методы дефектосткопического исследования труб позволяют выявить основные проблемы как в местах сочленения, так и в телах бурильных труб.

Кроме обнаружения наличия самой проблемы дефектоскопия бурильных труб может указать на локализацию дефекта.

В качестве дефектов можно выделить такие как закалочные трещины, нарушения целостности металла, включения неметаллических компонентов, закаты, плены, раковины, а также трещины, возникшие по причине усталости материала.

Среди методик проведения дефектоскопии бурильных труб можно выделить толщинометрию тела трубы и ультразвуковое исследование тела и концов трубы для выявления дефектов продольной и поперечной ориентации. Для исследования качества поверхности трубы и поиска дефектов на ней также применяется магнитнопопрошковая методика, которая позволяет обнаружить усталостные трещины.

Касаясь вопроса выбора методики проведения дефектоскопии бурильных труб, стоит отметить, что такие исследования должны проводиться комплексно.

Для эффективного выявления проблем нельзя ограничиваться выбором лишь одного метода исследования – то, что может выявить один метод, может быть пропущено при использовании другого.

Основанием для выбора определенной методики служат как характер возможных повреждений, так и наличие самой возможности проведения дефектоскопии, а также материалы, формы и размеры исследуемых элементов, состояние поверхностей и многое другое.

Современные методики дефектоскопии бурильных труб позволяют произвести проверку новых труб непосредственно на месте производства, а также осуществить профилактическое исследование уже эксплуатировавшихся бурильных труб (как на участках трубно-инструментальных баз, так и непосредственно на буровом участке в процессе спуско-подъемных операций).

Аварии с бурильной колонной. Причины. Способы предупреждения и ликвидации

Наибольшее число аварий с элементами буровой колонны происходит вследствие усталостных разрушений металла, возникающих при частом изменении нагрузки и направлении ее действия в более напряженно работающих местах.

Усталостные изломы наступают без всякого видимого изменения размеров и форм элементов бурильной колонны. Внешне разрушение металла проявляется в возникновении трещин. Изгибающие воздействия – основной фактор, приводящий к образованию остаточных напряжений во время вращения бурильной колонны.

Крутильный удар характерен для роторного бурения, особенно при работе с долотами режуще-скалывающего типа. Чем больше времени долото остается без движения, тем сильнее крутильные удары.

При бурении шарошечными долотами, например, в зоне с частым чередованием пород различной твердости долото заклинивается меньше, чем при разбуривании подобного интервала лопастными долотами.

Вибрации бурильной колонны, возникающие главным образом при бурении шарошечными долотами, зависят от степени однородности и твердости разбуриваемых пород, пульсации бурового раствора, соответствия типа и диаметра долот разбуриваемым породам, компоновки бурильной ко-лонны и ряда других факторов.

Перекатывание шарошек вызывает вертикальное перемещение центра тяжести долот, которое передается бурильной колонне. Чем тверже порода, тем интенсивнее колебания колонны.

Основные причины аварии с элементами бурильных колонн – нарушения техно-логии проводки скважин и правил эксплуатации бурильных колонн и их составных частей.

Вокруг замков и муфт, при помощи которых соединяются бурильные трубы, создаются зоны концентрации напряжений. Соединение замок – труба является более жестким, чем соединение труба – муфта.

При знакопеременных нагрузках, действующих на бурильную колонну, наибольшие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в полном сопряжении с резьбой бурильного замка.

Сломы по утолщенному концу трубы происходят и в других сечениях, расположенных на различных участках резьбы, или одновременно в нескольких сечениях. Однако наибольшее число аварий приходится на первый виток полного сопряжения резьбы.

Эта часть – наиболее опасное место.

Резьба в свою очередь способствует образованию трещин в теле трубы, особенно при малых радиусах закругления: там, где резьба имеет острые утлы, в металле образуются ультрамикроскопические трещины. Увеличение толщины стенки трубы путем высадки не предохраняет от распространения начавшегося трещинообразования в теле трубы.

Во всех элементах бурильной колонны возникают усталостные напряжения, которые зависят от условий работы колонны на отдельных ее участках и соблюдения буровой бригадой правил эксплуатации бурильных колонн.

Нередко для бурения скважин используют трубы, не соответствующие данной глубине и имеющие дефекты. В некоторых скважинах глубиной более 1500 м применяют трубы класса III вместо I и II.

Основной причиной большого числа аварий, связанных со сломом бурильных труб, является использование их не по назначению. Передаваемые на резьбу усилия зависят от степени жесткости и плотности свинчивания труб.

Если свинчивание проводилось автоматически, то резьбовые соединения могут перемещаться незначительно.

Недокрепление соединения способствует интенсивному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы.

Одновременно на износ резьбы влияют число свинчиваний, качество бурового раствора, наличие в нем кварцевого песка и т.д., а также его давление в момент прокачки. Большие давления при турбинном бурении и бурении гидромониторными долотами снижают сроки службы замковых и резьбовых соединений, что менее характерно для роторного бурения и электробурения обычными

долотами, где давление намного меньше. Не отцентрированный по отношению к скважине фонарь вышки, а также смазка плохого качества для резьб способствуют ускорению износа резьбы при ее свинчивании.

Многие аварии возникают вследствие износа резьбовых соединений УБТ в связи с тем, что они работают в сами тяжелых условиях. Кроме того, резьба на соединениях УБТ слабее резьбы на замках, переводниках и долотах.

Дефекты переводников для бурильных труб

Аварии из-за нарушения резьбовых соединений вследствие заедания трубной резьбы происходят в результате увеличения нагрузки на резьбу.

Разрушения резьбовых соединений вызывают и другие причины: несоответствие элементов резьбы, особенно по конусности, применение смазки неудовлетворительного качества и т.д.

Размыв трубы происходит из-за дефектов на внутренней поверхности, нарушающих однородность. Такими дефектами являются плены, раковины, включения инородных материалов и другие повреждения, связанные с технологией изготовления труб. Возникновение аварии от разрыва труб ускоряется совместным воздействием усталостных напряжений в металле и коррозии.

Концентрация напряжений и дефекты в трубах приводят к образованию трещин. Часты случаи аварий, связанные с падением бурильной колонны вследствие ее подъема на одном штропе, поломки и неисправности спускоподъемного инструмента, неисправности тормозной системы, слома или разрушения сопряжений ее элементов во время спускоподъемных операций и др.

Читайте также:  Какую глубину рекомендуют для размещения труб канализации

Осложнения и аварии с обсадными колоннами. Причины. Способы предупреждения и ликвидации. Методика расчета допустимой скорости спуска колон в скважину. Какие факторы влияют на эту скорость?

К авариям с обсадными колоннами и элементами их оснастки относятся аварии со спускаемыми, спущенными и зацементированными обсадными колоннами или их частями, вызванные: разъединением по резьбовым соединениям; обрывом по сварному шву; смятием или разрывом по телу трубы; повреждением обсадной колонны при разбуривании цементного стакана, стоп-кольца, обратного клапана и направляющей пробки. Аварии с обсадными колоннами составляют 7-8 % всех видов аварий в бурении. На ликвидацию их затрачивается более 10 % времени, затрачиваемого на ликвидацию аварий всех типов. Особенно тяжелы аварии этого вида в районах, где обсадные колонны спускают на большую глубину, и на разведочных площадях. В процессе разобщения пластов возникают аварии при спуске обсадных колонн, их цементировании, а также углублении скважины с зацементированными обсадными колоннами под последующую колонну. Прихваты обсадных колонн, главным образом кондукторов и промежуточных колонн, происходят в основном на площадях, где разрез представлен неустойчивыми породами, бурение в которых вызывает сужение стенок скважин или обвалы пород. Причинами прихвата обсадных колонн часто являются неудовлетворительная организация спуска колонн (несвоевременная промывка или отказ от предусмотренных планом промежуточных промывок, плохая проработка скважины перед спуском колонны, установка деревянных пробок, длительные остановки при спуске и т.д.) и технология бурения ствола скважины под обсадную колонну (бурение без УБТ и центраторов, несоблюдение оптимальных параметров режимов бурения в породах с чередующейся твердостью, использование кривых труб и бурового раствора плохого качества и т.д.). Обсадные трубы разрушаются по телу в связи с образованием внутренних давлений при восстановлении циркуляции после окончания спуска колонны, закачивании в затрубное пространство последней порции цементного раствора, испытании обсадной колонны на герметичность и т.д. Смятие обсадных колонн происходит как при спуске, так и в процессе бурения скважины. В зависимости от сложившихся обстоятельств трубы сминаются по-разному. Отдельные технологические упущения приводят к возникновению избыточных наружных давлений, которые вызывают смятие обсадных колонн. При действии на трубу избыточных давлений увеличивается и напряжение, которое достигает больших значений вначале в одной точке, а при дальнейшем росте давления зона повышенных напряжений начинает расширяться и труба сминается.

При спуске в скважину опасность смятия больше у тех обсадных колонн, которые имеют обратный клапан, так как не учитываются внешние добавочные усилия, возникающие из-за давления на некотором участке в колонне и за колонной, а также вследствие большой скорости погружения ко-лонны.

При спуске колонны с обратным клапаном обычно стараются не допускать снижения уровня в колонне более чем на 200-250 м для труб диаметром 168 мм и более чем на 300-400 м для труб меньшего диаметра. В противном случае внешнее давление может достигнуть и даже превысить критическое, и колонна может смяться.

Аварии такого вида особенно распространены при спуске колонн большого диаметра на большую глубину. На месторождениях, где бурят с применением утяжеленных буровых растворов, опасность смятия труб в результате несвоевременного долива еще более возрастает.

При спуске обсадной колонны с обратным клапаном происходят значительные колебания сминающих и растягивающих усилий. При совместном действии этих усилий сопротивление обсадных труб смятию снижается. Большую опасность для обратного клапана представляет повышение гидродинамического давления при спуске обсадной колонны.

Давление зависит от многих факторов, из которых основными являются статическое напряжение сдвига и вязкость бурового раствора, скорость спуска колонны, размер кольцевого зазора, диаметр колонны и др. Давление до-стигает 10 МПа и более.

В практике встречаются следующие случаи обрыва обсадных труб по месту их соединения, которые происходят вследствие неправильного свинчивания резьбы труб из-за пе-рекоса осей или неправильной установки трубы в муфте (перекос).

При перекосе осей деформируются витки резьбы труб, резьбу “заедает” и трубы полностью не свинчиваются или свинчиваются под большим усилием, приводящим к сильному нагреву места их соединения. При спуске свинченных подобным образом труб места их соединения в колонне разрушаются.

Неполное свинчивание резьбовых соединений обсадных труб наблюдается также из-за несоответствия размеров профиля резьбы и погрешности конусности, что приводит к разрушению резьбы. Наибольшее число аварий происходит с обсадными колоннами диаметром 219 мм и более.

Обрыв труб по резьбовому соединению может произойти и вследствие приложения чрезмерных нагрузок, превышающих пределы прочности соединения. Причиной выхода резьбы из сопряжения с резьбой муфты может быть неравнопрочность их соединения. Односторонняя нарезка резьбы на отдельных трубах ослабляет прочность одной части трубы и усиливает прочность другой ее части.

На участке трубы с ослабленной прочностью концентрируются напряжения, вызывающие деформацию тела трубы (на участке резьбы) с последующим выходом из сопряжения резьбы. Труба при равномерной нарезке резьбы имеет оди-наковую толщину стенки. Несмотря на это, прочность резьбового соединения ниже прочности тела трубы в среднем на 30-35 %. Эксцентричная нарезка резьбового соединения обсадных колонн снижает прочность и без того ослабленного участка трубы, что и является в ряде случаев причиной аварий. Вследствие нарушения технологии спуска обсадной колонны отдельные трубы или целые секции их могут упасть в скважину. Например, при быстром спуске обсадная колонна становится на уступ, элеватор идет вниз, защелка его поднимается, в результате элеватор открывается и колонна падает в скважину.

Ремонт и эксплуатация турбобуров и бурильных труб

Тема 10. Ремонт и эксплуатация турбобуров и бурильных труб

Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравличе- скую осевую турбину. Он применяется в качестве забойного двигате- ля для бурения нефтяных скважин. Конструкция турбобура представ- лена на рис. 10.

Вращающаяся часть турбобура состоит из вала 10 с переводником 19, на котором неподвижно закреплены втулка ниж- ней опоры 18, удерживаемая от проворота шпонкой 20, упор 16, рото- ры 12, втулки промежуточных опор 14, диски пяты 7 и кольца пяты 8.

Затяжка деталей ротора осуществляется роторной гайкой 5, которая стопорится от самоотвинчивания колпаком 3 и контргайкой 2.

Непод- вижная часть турбобура образована корпусом 15, в который вставле- ны упорная втулка 4, подпятники 6, регулировочное кольцо 9, стато- ры 11, средние опоры 13, затянутые в корпусе ниппелем 17. Присое- динение турбобура осуществляется переводником 1. Все детали тур-

бобура работают в абразивной среде при больших давлениях и осевых нагрузках, что вызывает интенсивный износ деталей.

Дефекты переводников для бурильных труб

Рис. 10. Турбобур:

  • 1 – переводник; 2 – контргайка; 3 – колпак; 4 – упорная втулка; 5 – роторная гайка;
  • 6 – подпятники; 7 – диски пяты; 8 – кольца пяты; 9 – регулировочное кольцо;
  • 10 – вал; 11 – статор; 12 – ротор; 13 – средняя опора; 14 – втулка промежуточной опоры; 15 – корпус; 16 – упор; 17 – ниппель; 18 – втулка нижней опоры;
  • 19 – переводник; 20 – шпонка

В процессе работы турбобура могут возникнуть следующие не- исправности:

1.   Остановка турбобура, вызванная чрезмерной нагрузкой на до- лото. Если при уменьшении нагрузки турбобур не вращается, прове- ряют производительность насосов по снижению давления на мано- метре. Если насосы работают нормально, то  турбобур необходимо

поднять на поверхность и проверить его работу на ведущей трубе.

Причиной неисправности может служить ослабление затяжки ротор- ной гайки или ниппеля, что приводит к соприкосновению статоров и роторов. Другой причиной может быть повреждение резины опор или ее набухание. Эти неисправности определяются по осевому зазору.

2.   Резкое снижение осевой нагрузки, при которой турбобур ос- танавливается. Причиной может явиться износ осевой опоры и ослаб- ление затяжки роторной гайки, что вызывает соприкосновение рото- ров и статоров.

3.   Резкое повышение давления, что свидетельствует о засорении фильтра или турбобура шламом. Засоренный турбобур необходимо поднять и промывать в течение 10–15 мин. Если промывка не помога- ет, отправить на ремонт.

4.   Резкое падение давления может свидетельствовать об износе резьбовых соединений труб. В этом случае необходимо поднять на поверхность турбобур. Малейшая негерметичность в соединениях верхнего переводника с корпусом и корпуса с ниппелем может при- вести к износу деталей и оставлению турбобура на забое.

Состояние резьб деталей турбобура проверяют внешним осмот- ром, резьбовыми калибрами, а также свинчиванием резьбового со- единения. Перед проверкой резьба должна быть очищена и промыта. Детали, поступающие на сборку, не должны иметь дефектов в резьбе. При проверке конических резьб измеряется натяг резьбы, который должен соответствовать установленным нормам.

Изношенные резьбы перенарезают. У вала проверяют состояние шпоночных пазов. При смятии шпоночного паза или значительном увеличении его ширины на валу под углом 90 или 180º фрезеруют новый паз. Корпус, имею- щий радиальную выработку внутренней поверхности, выбраковыва- ют.

При восстановлении резьбы корпуса часть его отрезают и заме- няют новой надставкой, которую устанавливают с предварительным

Резиновые обкладки подпятников не должны иметь поврежде-

ний. Допускается дальнейшее использование подпятников при износе

до 1 мм и соответствующем уменьшении по высоте колец пяты. По- следние при износе наружной поверхности больше чем на 1 мм от- браковываются. Диски пяты при наличии гладких рабочих поверхно- стей и износе по высоте менее чем на 1 мм могут использоваться по- вторно.

Перед сборкой ступени подбирают в комплекты. Все турбины

одного комплекта должны иметь одинаковую номинальную высоту и осевой зазор.

Комплект с износом по высоте лопатки до 2 мм не рекомендует- ся применять при бурении скважин глубиной свыше 3000 м. Турбо- бур, укомплектованный ступенями с износом по высоте лопатки бо- лее 2 мм, можно применять только при бурении верхних интервалов, где имеется возможность компенсировать снижение мощности турбо- бура соответственным увеличением производительности насосов.

Укомплектованные детали турбобура собираются на сборочном стенде. Основным условием правильной сборки является получение заданного осевого  зазора  при  полной  затяжке  деталей  подвижной и неподвижной частей. Необходимый осевой зазор получают с помо- щью регулировочного кольца, которое является компенсирующей де- талью.

  1. Турбобур считается правильно собранным, если:
  2. а) все  конические  резьбовые  соединения  свинчены  до  упора в торцы;
  3. б) величина натяга ниппеля, то есть расстояние между торцом корпуса и торцом ниппеля в затянутом состоянии, находится в преде- лах 25–15 мм;
  4. в) вал легко и равномерно вращается от момента до 200 кгс∙ м;
  5. г) осевой зазор, замеряемый при перемещении вала в крайнее верхнее и нижнее положения, находится в заданных переделах.
  6. Ремонт и эксплуатация бурильных труб
  7. В практике бурения скважин обычно применяют бурильные трубы с наружным диаметром 89, 114, 127, 141 и 168 мм.
Читайте также:  Алмазный диск для болгарки по бетону и железобетону

В процессе бурения трубы соединяют между собой замками. Замок состоит из двух частей: ниппеля и муфты, имеющих резьбу с большой конусностью 1:4 или 1:6, шагом 5–6 мм, благодаря чему при свинчивании или развинчивании требуется всего 5–7 оборотов, что сокращает время спуско-подъемных операций. При износе резьбы количество оборотов уменьшается до 2–3, однако прочностные каче-

ства соединения остаются удовлетворительными. Ниппели и муфты соединяются с трубой на мелкой трубной резьбе (шаг 2,5÷3,5 мм) с небольшой конусностью (1:16 или 1:32). В процессе эксплуатации бурильные трубы изнашиваются по наружному и внутреннему диа- метру. Многократные свинчивания и развинчивания приводят к изно- су замковых резъб.

  • Бурильные трубы подвержены также:
  • 1)   усталости и коррозионной усталости металла;
  • 2)   большим растягивающим напряжениям при резком торможе- нии или посадке с ударом колонны на ротор;
  • 3)     большим скручивающим напряжениям при  роторном буре-

нии.

После проводки скважины комплект бурильных труб подлежит

проверке и ремонту. Обычно эти работы проводятся на специализи- рованном ремонтном предприятии – трубной базе, состоящей из про- верочной площадки, отделения для опрессовки труб и механической мастерской, выполняющей правильные сварочные и трубонарезные работы.

  1. Основными признаками, ограничивающими дальнейшее приме- нение труб и замков, служат:
  2. 1)     износ стенки трубы или замка по диаметру ниже допустимых
  3. пределов;
  4. 2)     суммарное количество оборотов, совершенных трубой, дос- тигло установленной нормы (10∙106–2∙107 оборотов);
  5. 3)     количество оборотов, необходимое для свинчивания изно- шенного замка, которое составляет 0,25–0,3 первоначального количе- ства оборотов нового замка;
  6. 4)     наличие на трубах трещин, вмятин, промытых отверстий, глубоких рисок и других дефектов;
  7. 5)     кривизна, исправление которой нарушит прочность трубы;
  8. 6)    участие труб в аварии или ловильных работах, в результате чего они подверглись нагрузкам, при которых возникли напряжения выше предела текучести.

Проверочная площадка трубной базы служит для установления степени износа труб. Перед этим трубы промывают и очищают.

Критерием определения износа служат суммарное количество оборотов, совершенное трубами, и износ по диаметру. В зависимости от степени износа трубы разделяются на три класса: 1 класс – трубы с

условным износом от 0 до 50 %; 2 класс – от 51 до 85 % износа с пре- дельной глубиной бурения 0,65–0,75 от глубины, допускаемых для 1 класса; 3 класс – условный износ от 86 до 100 %. Предельная глуби- на бурения для труб 3 класса составляет 0,7–0,75 от глубин, допус- каемых для 2 класса.

Состояние труб проверяется визуально, обме- рами и с применением различных дефектоскопов, которые позволяют обнаружить невидимые трещины, каверны на внутренней поверхно- сти, а также определить минимальную толщину стенки трубы. Пря- молинейность труб определяют с помощью стальной натянутой про- волоки, а кривизну отдельных участков – с помощью линейки длиной 2–3 м.

Линейку прикладывают к образующей трубы и замеряют про- свет между ребром линейки и поверхностью трубы, при этом трубу медленно вращают на опорах вокруг своей оси. Труба считается год- ной, если величина просвета не превышает 1 мм на 1 м длины. Фак- тический натяг и конусность резьбы замеряют гладкими и резьбовы- ми кольцами, калибрами и щупами.

Перед проверкой резьба должна быть тщательно промыта и высушена. Проверку резьбы ведут в соот- ветствии с правилами контроля, установленными ГОСТами или тех- ническими условиями.

Замковая резьба ремонтируется путем проточки конической части, подрезки торцов и нарезки новой резьбы. Износ наружных по- верхностей замков и переводников восстанавливают наплавкой руч- ным, полуавтоматическим и автоматическим способами.

1.5 Вопросы, задания и тесты – лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию.

Подбор может быть осуществлен как на основе измерения резьб калибрами, так и путем непосредственного свинчивания вручную без смазки трубы с замком. Свинчивание труб и замков должно осущест- вляться в горячем состоянии. Температура нагрева для замков труб

диаметром 73–89 мм составляет 400–430

°C , а для труб диаметром

114 мм и выше – 380–400

°C . Признанные годными и восстановлен-

ные бурильные трубы проверяют на герметичность опрессовкой под давлением.

(PDF) ПОВЫШЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ПЕРЕВОДНИКОВ И БУРИЛЬНЫХ ТРУБ ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКОЙ

С.К.Федоров, Л.В.Федорова, Ю.С.Иванова, М.В.Воронина, DOI: 10.31897/PMI.2018.5.539

А.В.Садовников, В.Н.Никитин

Повышение долговечности переводников и бурильных труб…

Записки Горного института. 2018. Т. 233. С. 539-546 ● Электромеханика и машиностроение

  • (табл.2), а износостойкость наплавленной поверхности замка более чем в 5 раз превышает изно-
  • состойкость исходных образцов.
  • Следует отметить, что замки БТ, закаленные ЭМО (рис.5), показали повышение износостой-
  • кости более чем в 3 раза в сравнении с исходными трубами без наплавки. Износостойкость об-

садных труб в контакте с образцами замков БТ после ЭМО повысилась в 2,8 раза (табл.2).

  1. Таблица 1
  2. Результаты износа контробразцов (наплавок)
  3. Масса образца бурильной трубы, г
  4. Образец Исходная 2 ч 4 ч 6 ч 8 ч
  5. Износ образца
  6. замка, г
  7. Исходный 592,80 591,20 591,00 590,80 590,70 2,10
  8. Duraband NC 765,50 765,20 765,00 765,95 764,90 0,60
  9. OTW-12Ti 692,30 692,25 692,20 692,15 692,10 0,20
  10. ARNCO 350XT 722,25 722,10 722,00 721,95 721,90 0,35
  11. НП 57 721,80 721,60 721,40 721,20 721,05 0,75
  12. НП 58 720,80 720,70 720,65 720,60 720,55 0,25
  13. ASM NGN-GS 718,10 718,00 717,95 717,90 717,80 0,30
  14. 13 CF 614,80 614,50 614,45 614,40 614,35 0,45
  15. ЭМО 646,30 646,10 645,90 645,80 645,70 0,60
  16. Таблица 2
  17. Результаты износа образцов обсадной трубы
  18. Масса образца бурильной трубы, г
  19. Образец Исходная 2 ч 4 ч 6 ч 8 ч
  20. Износ образца
  21. замка, г
  22. Исходный 65,2 60,9 59,5 58,6 57,2 8
  23. Duraband NC 65,9 64,9 64,3 63,9 63,4 2,5
  24. OTW-12Ti 64,6 64,2 63,8 63,3 63 1,6
  25. ARNCO 350XT 63,5 62,3 61,7 61,3 60,8 2,7
  26. НП 57 65,1 64,3 63,8 63,1 62,6 2,5
  27. НП 58 64,9 64,3 63,8 63,1 62,6 2,3
  28. ASM NGN-GS 64,1 63,2 62,5 62 61,7 2,4
  29. 13 CF 65,2 64,2 63,5 62,9 62,6 2,6
  30. ЭМО 63,3 62,2 61,7 61 60,2 3,1
  31. Для определения эффективности износостойких наплавок на изменение наружного диаметра
  32. замков СБТ 86 в условиях трубной базы ООО «БИС-Сервис» (г.Нижневартовск) использовали
  33. метрологические измерения. СБТ 86
  34. поступили на ремонт в связи с выбра-
  35. ковкой их по наружной и внутренней
  36. замковой резьбе. Измерения наружно-
  37. го диаметра замков проводили штан-
  38. генциркулем ШЦ 250 с точностью
  39. 0,05 мм. Выявлено, что в составе од-
  40. ной бурильной колонны использовали
  41. как СБТ 86 с наплавленными по на-
  42. ружному диаметру поясками (наплав-
  43. ка BoTn 3000), так и трубы с замками

без наплавки (рис.6).

  • Наружный диаметр замков СБТ 86
  • без наплавки составил 103,5-104,8 мм,
  • тогда как с наплавленными поясками –

Рис.5. Фрагмент ЭМО наружного диаметра замка бурильной трубы (

  1. )
  2. и микроструктура закаленного поверхностного слоя (б)
  3. а б

Лекция 11. Аварий с элементами колонны бурильных труб

  • Многочисленными теоретически­ми исследованиями и практикой доказано, что аварии вследствие поломки элементов бурильной колонны вызваны в основном уста­лостью металла.
  • Явления усталости возникают главным образом под действием следующих основных переменных нагрузок: изгиба, колебаний бу­рильной колонны, крутильных ударов.
  • Усталость металла ускоряют следующие факторы:

1) дефекты материала труб – расслоение и структурная неодно­родность металла, незаметные (на глаз) инородные включения в ме­талле и конструктивные дефекты, т.е. резкие переходы в сечении, острые надрезы, царапины и т.д.;

  1. 2) малые радиусы закругления восьминиточных резьб (трубных);
  2. 3) применение безупорного со­единения трубы с замком или соединительной муфтой;
  3. 4) неблагоприятные геологиче­ские и технологические условия бурения и нарушения запроекти­рованных режимов бурения.
  4. К таким неблагоприятным условиям относятся:
  5. – частое переслаивание пород, различных по крепости, крутые углы падения пластов;
  6. – работа колонн в средах с агрессивными химическими до­бавками (соли, кислоты, щелочи), способствующими возникновению коррозии;
  7. – работа бурильной колонны в скважинах, имеющих по стволу большие каверны, особенно при роторном бурении;
  8. – несоответствие размера долота диаметру бурильных труб;
  9. – несоответствие типа долота крепости разбуриваемых пород;
  10. – возникновение резонанса при совпадении частоты колебаний ко­лонны от пульсации давления на выкидной линии насоса с частотой собственных колебаний колонн;

– эксплуатация бурильной колон­ны в состоянии чрезмерного сжатия, т.е. при бурении без УБТ или с УБТ незначительной длины, тог­да как вес УБТ должен превы­шать нагрузку на долото на 25%;

– установка над УБТ труб груп­пы прочности Е, К, а также ЛБТ;

– применение труб несоответст­вующего класса для бурения на данной глубине;

– вмятины на трубах от инород­ных тел (шарошек, долот, креп­ких пород и т.д.);

  • – эксцентричность вышки, рото­ра по отношению к скважине.
  • Перечисленные факторы спо­собствуют возникновению аварий, вызванных:
  • – в ведущих трубах поломкой по телу и срывом трубной резьбы;
  • – в бурильных трубах поломка­ми и по телу на участках с номи­нальной толщиной стенки, в кон­цевых утолщениях, в зоне сварно­го шва и трубной резьбы, а также срывом резьбы, соединяющей тру­бу с бурильным замком;
  • – в бурильных замках поломка­ми по телу на участках, заключен­ных между резьбовыми концами и в зоне замковой резьбы ниппеля или муфты, а также срывом по замковой резьбе;
  • – в УБТ и переводниках полом­ками по телу в зоне замковой резьбы и срывом по замковой резьбе;
  • – в соединительных муфтах по­ломкой по телу.
  • Кроме этого, встречаются ава­рии, вызванные развинчиванием резьб в замковых соединениях бу­рильных замков, УБТ, переводни­ков и ведущих труб.
  • Поломки по телу
  • Поломки по телу характерны для всех видов труб (ведущих, бурильных и утяжеленных) и эле­ментов (бурильных замков, пере­водников и соединительных муфт), соединяющих их в ко­лонну.

Ведущие трубы

применяются цельные и сборной конструкции. Цельная ведущая труба на концах имеет высадки, на которых вверху нарезается внутренняя замковая левая резь­ба, а на нижнем конце — наружная замковая правая резьба.

Читайте также:  Хомут для труб оцинкованный с резиновым уплотнением

Ведущая труба сборной конст­рукции состоит из квадратной штанги и переводников. На кон­цах квадратной штанги нарезается наружная коническая резьба с ша­гом 8 ниток на длине 25,4 мм и конусностью 1:16 с левым на­правлением резьбы вверху и с пра­вым направлением нарезки резь­бы внизу. На резьбы соответствен­но навинчиваются переводники под замковую резьбу.

С цельными ведущими трубами отмечены единичные аварии. Они, как правило, вызваны длительной работой с ведущей трубой без де­фектоскопических проверок. По­ломки приходятся на тело в зоне резьбы ниппеля и очень редко по муфте.

Ведущие трубы сборной конст­рукции ломаются в зоне кониче­ской резьбы и, за редким исклю­чением, на участке, прилегающем к ней. Поломка приходится на первый виток полного сопряже­ния резьбы, обычно на 5-6 нитке от торца ведущей трубы.

Развитию усталости и последующей полом­ке трубы способствует несовер­шенство конструкции соединения ведущей трубы с переводником.

На ускоренное развитие усталости этого узла влияют переменные нагрузки, неравномерный характер распределения которых по резьбе приводит к концентрации напря­жений во впадинах и отклонению элементов резьбы.

  1. Бурильные трубы.
  2. Буровые предприятия оснащаются бурильными трубами как с прива­ренными соединительными конца­ми, так и сборной конструкции, изготовляемыми из стали или лег­ких сплавов.
  3. Бурильные трубы с приварен­ными соединительными концами во время эксплуатации ломаются по сварному шву и телу.

Распространенная причина ава­рий с трубами по сварному шву и телу – промывы в местах наличия дефектов (посторонние включе­ния в металле, расслоения, рако­вины и т.д.). Аварии с трубами в виде поломок их по сварным швам могут быть вызваны также недоброкачественным изготовле­нием труб, т.е.

отсутствием соос­ности трубы и привариваемого по­лузамка, низкой ударной вязко­стью сварного шва по сравнению с ударной вязкостью металла тру­бы, что объясняется образованием (в большинстве случаев в сварном соединении) окисных пленок, трудностью получения высокока­чественной термической обработ­ки сварного шва, недостаточной площадью сварного шва по срав­нению с площадью сечения труб. Основная причина многих аварий со сломом труб по сварным швам и телу – использование труб не по назначению, например бурение с применением труб III класса в ин­тервалах, где по расчетам следует устанавливать трубы I и II классов или бурить роторным способом с трубами типа ТБПВ. Если крутящие моменты очень велики, то возможно разрушение труб по спирали и в поперечном направ­лении.

Спиральный слом труб возни­кает в скважинах, диаметр кото­рых не более чем на 100мм пре­вышает диаметр бурильных труб, причем чаще всего слом приходит­ся на обсаженный участок скважи­ны. При спиральном сломе труба разрушается по винтовой линии.

Он возникает от поперечной тре­щины на поверхности трубы и имеет усталостный характер. На­правление спирали совпадает с на­правлением вращения бурильной колонны.

Угол подъема спирали составляет приблизительно 45° к оси трубы, что соответствует наи­большим нормальным напряжени­ям при кручении.

Широко распространен попереч­ный излом труб, вызванный кон­центрацией напряжений в местах повреждений особенно от работы клиньями ПКР, а также на участ­ках с дефектами проката.

В зоне сварки и ее термического влияния развивается усталость металла, приводящая к поперечному изло­му труб. В поперечном направле­нии трубы ломаются и от скручи­вания в результате приложения чрезмерных крутящих моментов.

В месте слома труба имеет форму скручивания по спирали, однако ломаются трубы по спирали и в поперечном направлении в основ­ном при ликвидации аварий.

В продольном направлении тру­бы ломаются, как правило, из-за дефектов изготовления труб, т.е. при наличии в теле трубы раковин и других дефектов, а также из-за нарушения режима проката и термообработки, которые образуют значительные внутренние напряже­ния, приводящие к усталостным поломкам.

Бурильные трубы сборной кон­струкции, имеющие на концах утолщения с конической резьбой, широко применяются, хотя конст­рукция их неудачна.

Помимо по­ломок, присущих трубам с приваренными замками (промыва труб в зоне дефектов, разрушения по спирали и в поперечном направле­нии), бурильным трубам сборной конструкции свойственны полом­ки, приуроченные к утолщениям и нарезке трубной резьбы на концах труб.

Технология изготовления труб с утолщениями на концах не поз­воляет достигнуть равномерного охлаждения трубы во время за­калки, и, как следствие, образу­ются мелкие трещины, направлен­ные вдоль и поперек трубы, кото­рые способствуют ускоренному развитию усталости.

В соединении труба – замок концентрируются большие напряжения со знакопе­ременными нагрузками. Наиболь­шие напряжения концентрируются около первого витка резьбы на трубе, находящегося в полном сопряжении с резьбой бурильного замка.

Такая концентрация напря­жений в соединении замок – труба и наличие микротрещин от закал­ки трубы приводят во время рабо­ты к поломкам, приуроченным к этому участку трубы.

Сломы по утолщенному концу происходят и на других участках резьбы, находящихся рядом с пер­вым витком полного сопряжения.

Увеличение толщины стенки тру­бы в зоне резьбы не предохраняет от распространения трещин в теле трубы, а как бы увеличивает время работы трубы до излома.

Для труб из легких спла­вов (ЛБТ) сборной конструкции характерны аварии, присущие стальным трубам сборной конст­рукции. Помимо этого, для них свойственно развитие эрозии вблизи муфт соединений, которые при ослаблении их прочности при­водят к разрушению.

Эрозия возникает под действи­ем турбулентного движения про­мывочной жидкости в зоне муф­товых и замковых соединений, где внутренняя поверхность более шероховата, чем в остальной части трубы.

Кроме того, конструкция муфтовых и замковых соедине­ний труб способствует образова­нию местных сопротивлений, а следовательно, и более сложному характеру движения жидкости, которая интенсивно размывает трубу на этом участке.

Кроме того, ЛБТ ломаются из-за несвоев­ременного выявления износа тела трубы.

Бурильные замки и соедини­тельные муфты разрушаются по телу при ликвидации аварий вследствие приложения значитель­ных нагрузок. Концы разрушен­ных деталей имеют увеличенные диаметры и воронкообразную форму.

Такие аварии происходят в основном с бурильными замка­ми диаметром 118мм и менее, а также с соединительными муфта­ми диаметром 140мм и менее.

Разрушение муфт и замков по те­лу в поперечном направлении от­мечается также при неправильной их термической обработке: торцы сломанных деталей в поперечном направлении обладают мелкозер­нистой структурой.

В утяжеленных бурильных трубах и переводниках так же, как и

в бурильных замках, отламывают­ся кольца ниппеля и муфты. При­чины этих поломок аналогичны причинам слома замковых дета­лей по резьбе и труб по утолщен­ному концу.

  • Срыв резьбы
  • Наиболее часто аварии происходят из-за срыва замковой резьбы в бу­рильных замках, УБТ и перевод­никах.
  • Основные причины разрушения замковых резьбовых соедине­ний – их размыв и износ

после многократного свинчивания и развинчивания. При работе на забое бурильная колонна подвер­гается различным знакоперемен­ным напряжениям, отчего одна часть резьбового соединения пере­мещается по другой.

Нагрузки, пе­редаваемые на резьбу, зависят от степени жесткости и плотности свинчивания.

Недокрепление со­единения способствует интенсив­ному перемещению плоскостей резьбы относительно друг друга, что ускоряет износ резьбы.

На износ резьбы влияют так­же качество и давление промывоч­ной жидкости в момент прокачки. Чем больше давление в жидкости и чем больше в ней инородных тел, обладающих абразивными свойствами, тем скорее изнашива­ется резьба.

В результате размыва плоскость соприкосновения вит­ков резьбы уменьшается, увеличи­ваются силы, действующие на ослабленную резьбу, и она разру­шается.

Неотцентрированный фо­нарь вышки, а также недоброка­чественная смазка труб способст­вуют ускорению износа резьб при свинчивании.

Большое число аварий с утяже­ленными бурильными трубами происходит также вследствие раз­рушения резьбовых соединений, поскольку они работают в более тяжелых условиях, чем замковые соединения бурильных труб. К то­му же резьбовые соединения в УБТ менее прочны, чем в замках, переводниках и долотах.

  1. Аварии в результате заедания или ослабления прочности резьбы при размыве возникают реже, так как места размыва на внешней части тела соединяемых элементов можно легко обнаружить.
  2. Резьбовые соединения разруша­ются вследствие заедания трубной резьбы под действием на нее уве­личенных нагрузки и температу­ры, возникающих на поверхности резьбы в процессе свинчивания и работы замка в скважине.
  3. Разрушения резьбовых соедине­ний также могут быть вызваны не­соответствием размеров элемен­тов резьбы (особенно по конусно­сти), поскольку значительные от­клонения размеров приводят к не­равномерному распределению на­грузки по ее виткам и, следова­тельно, к интенсивному износу.
  4. Падение колонны труб в скважину
  5. Падение бурильных колонн в скважину в основном происходит вследствие нарушения технологи­ческих требований к спуску и подъему колонны, а также в ре­зультате неисправностей спуско-подъемного инструмента и меха­низмов.
  6. Наиболее часто встречаются сле­дующие нарушения и неисправ­ности:
  7. 1) подъем бурильной колонны на одном штропе;
  8. 2) несоответствие грузоподъем­ности элеватора массе колонны и наличие трещин в верхней про­ушине;
  9. 3) слабое крепление защелки элеватора завода “Красное Сормо­во”, в результате чего при отходе элеватора от муфты защелка открывается, и колонна падает в скважину;
  10. 4) несовершенство конструк­ции защелки подъемного крюка;
  11. 5) поломка боковых серег и ствола крюка;
  12. 6) неисправность тормозной си­стемы – разрыв тормозной ленты и тормозного шкива, чрезмерный износ тормозных колодок, отклю­чение гидродинамического тормо­за, износ шарнирных соединений тормозной системы, заклинивание тормозного рычага, неисправность предохранительного устройства тормозного рычага, нарушение резьбового соединения натяжных болтов тормозной ленты;
  13. 7) слом и разрушение сопряже­ний элементов бурильной колон­ны во время спускоподъемных операций вследствие динамиче­ских напряжений, возникающих при резкой посадке колонны на ротор или на уступ;
  14. 8) работы штропами несоответ­ствующей грузоподъемности и при наличии износа выше нормы.
  15. В процессе эксплуатации по­ломки и разрушения сопряжений элементов бурильной колонны происходят в местах ослабленной прочности трубы или соединения.
  16. Нарушение трудовой и техно­логической дисциплины; недоста­точная автоматизация спускоподъ­емных операций (отсутствие АКБ, клиньев, встроенных в ротор, кон­структивные недостатки элеваторов и защелок крюка), отсутствие достаточного опыта членов буро­вой бригады – главные причины, приводящие к падению колонн в скважину.

Таким образом, можно отме­тить, что аварии происходят не только из-за недостатков конст­рукции бурильных труб, но и в ре­зультате слабого технического надзора и недостаточной квалифи­кации работников.

Это приводит к несвоевременной профилактике бурильных колонн, слабому креп­лению замковых соединений, не­удовлетворительной сборке бу­рильных колонн, спуску их в скважину с недопустимой сработкой отдельных элементов, плохо­му состоянию поверхностного оборудования, несоответствию прочности колонны условиям бу­рения, слабому учету работы бу­рильных колонн.

ОСН1 [стр.165-173], ДОП 1 [стр.30-38]

Контрольные вопросы:

1. Какие факторы ускоряют усталость металла?

2. Назовите поломки по телу труб и их причины.

3. Из-за чего могут возникнуть разрушения резьбовых соединений?

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector