Товщина стінок алюмінієвих і сталевих бурильних труб.

Секції бурильних труб, які знаходяться в дуже ускладнених інтервалах стовбура сверд­ловини (наявність каверн, осипань, жолобів, великого викривлення тощо), на розсуд тех­нологічної служби бурової організації можна піддавати дефектоскопії і товщинометрії з періодичністю до 1 разу на 10 діб (незалежно від глибини свердловини).

Шарошкові розширювачі і калібратори перевіряють дефектоскопом через кожні 100 год. роботи.

Після падіння інструменту в свердловину, роботи ясом, проведення вибухових робіт треба перевіряти ОБТ дефектоскопією з розгвинчуванням різьби.

У випадку проведення вибухових робіт в бурильній колоні, бурильні труби, в яких проводились вибухові роботи, відбраковуються і для буріння не використовуються, обважнені бурильні труби підлягають ремонту – перенарізанню різьб.

Товщину стінок сталевих бурильних труб, бурильних замків і ОБТ перевіряють 1 раз на місяць, а алюмінієвих труб — через 200—250 год механічного буріння.

Крім того, товщину стінок алюмінієвих бурильних труб перевіряють додатково приладом «Кварц» або таким, що замі­нює його.

Замкові різьби ведучих труб, ОБТ і перехідників перевіряють калібрами 1 раз на квартал, а за частотою обертів після посадки ніпеля в муфту — 1 раз на місяць, а зовнішнім оглядом через 5 довбань при роторному бурінні і 10 довбань при бурінні вибійними двигунами. У випадку зношення різьби проводити заміну ОБТ і перехідників.

Для досягнення рівномірного зношування замкових різьб і контролю неробочих з’єднань рекомендується проводити зміну положення труб у свічах (робоче з'єднання на неробоче) в умовах нормальної роботи бурової:

• для бурильних труб через 1 місяць роботи;

• для ОБТ — через 100 год механічного буріння за глибини свердловин до 3000 м і більше.

При профілактичних перевірках на бурових і на трубних базах потрібно бракувати труби, якщо у них виявлені:

- тріщини, промиті отвори, розшарування, ум’ятини і інші дефекти;

- спрацювання замків вище допусків (таблиця 3.1).

Таблиця 3.1 – Класифікація бурильних труб згідно зношення замків

Допускається експлуатація бурильних труб із рівномірним зношенням замків більше допустимого для труб ІІІ класу при бурінні свердловин глибиною до 2500 м в неускладнених умовах. При цьому зношення не може перевищувати гранично допустиме для труб ІІІ класу більше ніж на 3 мм.

- приховані дефекти, виявлені дефектоскопією;

- протерті канавки на тілі труби, глибина яких перевищує 1 мм для труб з товщиною стінки до 9,2 мм і 1,5 мм для труб з товщиною стінки більше 9,2 мм;

- промиті і протерті канавки під муфтою замка на висадженій частині труби, глибина яких перевищує 3 мм;

- спрацювання зовнішньої поверхні бурильної труби по діаметру на 2 мм для всіх високоміцних труб і для труб групи міцності Д з товщиною стінки до 9,2 мм і на 3 мм для труб групи міцності Д з товщиною стінки більше 9,2 мм. При односторонньому спрацюванні вказані допуски зменшуються вдвічі;

- кривизна труб, яка перевищує 1/2000 довжини всієї труби (стріла прогину 0,5 мм на 1 м), а на кінцях труби (1/3 довжини труби) - 1/3000 (стріла прогину 0,3 мм на 1 м) і також кривизна у вигляді спіралі або кривизна в декількох площинах;

- заокруглення трубного торця замкової муфти внаслідок зношення до такого стану, при якому ширина опорної площини буде менше 7 мм для труб діаметром 73 мм та 89 мм і менше 9 мм - для труб більшого діаметра;

- замкова різь зірвана, вищерблена, спрацьована або промита;

- упорні торці різьбових з’єднань при скручуванні не замикаються;

Перед розходжуванням бурильної колони у разі прихвату треба уточнити міцнісні мож­ливості елементів, що її складають. Максимально допустимі розтяжні навантаження при розходжуванні не повинні перевищувати 80% навантаження, за якого напруження в самому слабкому елементі бурильної колони досягають межі текучості.

Після прихватів із застосуванням інтенсивних розходжувань, незалежно від часу роботи, в обов'язковому порядку проводять дефектоскопію бурильних труб, її треба здійснювати також перед спуском проміжних і експлуатаційних колон секціями.

Щоб уникнути утомленого руйнування труб від дії знакозмінних навантажень необхідно проводити заміну елементів бурильної колони якщо термін їх роботи в свердловині (механічне буріння, проробка, розширювання) перевищить час.

►При перших ознаках аварії з бурильною колоною (зміни показань на індикаторі ваги, різке зміщення бурильної колони, збільшення частоти обертів ротора, різке падіння тиску і температури бурового розчину) потрібно негайно приступити до її піднімання з одночасним оглядом тіла всіх труб і перевіркою стану замкових з'єднань.

На всіх свердловинах, які мають глибину понад 3000 м, треба обов'язково через кожну годину промивання вимірювати і реєструвати температуру бурового розчину. Зниження цієї температури свідчить про негерметичність бурильної колони.

► Особливості експлуатації алюмінієвих бурильних труб (АБТ)

► Загальні рекомендації:

• при застосуванні бурильних колон з алюмінієвих бурильних труб, які можуть виготовлятися з різних сплавів, слід дотримувати наступні максимальні температурні межі експлуатації:

─ для сплаву Д16Т – не вище 160 ⁰С;

─ для сплаву 1953Т1 – не вище 120 ⁰С;

─ для сплаву АК4-1Т1 – не вище 220 ⁰С;

• для забезпечення плавного переходу від КНБК до бурильної колони (згідно жорсткості), рекомендується над ОБТ встановлювати 2-3 сталеві труби, або потовщені алюмінієві труби (АОБТ);

• забороняється захоплення основного тіла АБТ клинами спайдера, роторним клиновим захопленням і машинними ключами;

• розміри плашок спайдера і клинового захоплення, а також вкладишів машинних ключів повинні строго відповідати зовнішньому діаметру потовщеної частини бурильної труби і бурильного замка;

• в процесі буріння необхідно контролювати значення рН промивальної рідини. Воно повинне бути в межах від 6,5 до 9,5, оскільки при значеннях за межами цього обмеження різко швидшає загальна корозія алюмінієвих сплавів;

• при роботі бурильної колони з АБТ в корозійно-активних, високомінералізованих промивальних рідинах рекомендується вводити відповідні інгібітори;

• АБТ володіють високою корозійною стійкістю при роботі в свердловинах з підвищеним вмістом сірководню і вуглекислого газу;

•місце розташування комплектів АБТ у бурильній колоні міняють через 150—200 год роботи (буріння, проробка і розширення).

► При бурінні свердловин роторним способом:

• компоновку бурильної колони підбирають в строгій відповідності з розрахунком на міцність при розтягуванні і крученні під час обертання колони з урахуванням очікуваних сил опору. Мінімальний запас міцності на розтягнення повинен бути 1,5, а на кручення – 2;

• компоновка низу колони вибирається залежно від геолого-технічних умов прохідного розрізу;

• довжина ОБТ і вагові параметри КНБК визначаються планованим осьовим навантаженням на долото. Навантаження на долото не повинне перевищувати 0,75-0,8 вага ОБТ з урахуванням полегшення в буровому розчині. Категорично забороняється створювати осьове навантаження на долото за рахунок передачі частини ваги бурильних труб.

► Рекомендації для основних технологічних операцій:

• опрацьовування (проробка) стовбура свердловини. За відсутності посадок при спуску і необхідності розширення частини інтервалу стовбура, пробуреного в попередньому рейсі, опрацьовування стовбура починається за 2-3м до вибою. Опрацьовування здійснюється з осьовим навантаженням 20-30 кН при частоті обертання ротора 60-90 об/хв. Частота обертання ротора при опрацьовуванні повинна бути аналогічній частоті при бурінні.

• буріння. Процес буріння починається плавним переходом з процесу опрацьовування привибійної зони свердловини. Досягши вибою плавно збільшується осьове навантаження на долото з доведенням її до оптимального значення. З практики буріння роторним способом в міцних, твердих і монолітних породах кристалічного фундаменту оптимальної є осьове навантаження 120 кН при частоті обертання ротора 60 об/хв і – 100 кН при частоті обертання 90,0 об/хв.

Основними технологічними параметрами в процесі буріння, по зміні яких судять про вибійну ситуацію, є обертовий момент на столі ротора, осьове навантаження на долото і механічна швидкість буріння;

• нарощування. Нарощування інструменту здійснюють сталевими бурильними трубами різної довжини, підбираючи міру інструменту так, щоб досягнення вибою відповідало не менше 5-6 м заходу квадрата. Ця умова необхідна для зниження динамічних дій на підйомну частину бурової установки при обертанні ротором;

• підйом інструменту. При підйомі інструменту всі сталеві труби, які використовувались при нарощуванні, підлягають заміні на АБТ, тобто довжина верхнього сталевого комплекту повинна залишатися незмінною 150-200м.

► При бурінні похилих і горизонтальних свердловин:

• основним обмеженням при бурінні похилих і горизонтальних свердловин з великим відхиленням від вертикалі є подолання сил тертя (опори) при проштовхуванні інструменту при спуску по похилій (горизонтальному) ділянці стовбура і доведення проектного осьового навантаження на долото;

• створення проектного осьового навантаження на долото здійснюється за рахунок маси сталевих ОБТ, розташованих у верхній частині вертикального стовбура свердловини. При цьому необхідно порівнювати довжину ОБТ, довжину вертикальної ділянки стовбура і очікувану проходку за рейс так, щоб в процесі поглиблення стовбура ОБТ не потрапило на похилу ділянку стовбура, що різко обмежить можливість доведення навантаження на долото;

• враховуючи, що при технологічних операціях буріння і спуску інструменту бурильна колона (окрім її верхньої частини) знаходиться в стислому стані, необхідно окрім загальноприйнятого розрахунку колони на розтягування і кручення, періодично виконувати розрахунки на її подовжню стійкість при стисненні з оцінкою сил опору і моменту сил опору. При цьому необхідне дотримання умови, щоб діюче стискаюче навантаження в різних перетинах колони було менше критичних навантажень, при якій колона втрачає стійкість і приймає форму спіралі, що обов'язково веде до заклинення труб в стовбурі свердловини;

• при компоновці бурильної колони необхідно враховувати, що при кутах нахилу стовбура 65-70 градусів сила тертя на ділянках бурильної колон, яка виникає в результаті дії власної ваги при коефіцієнті тертя 0,27-0,30, практично зрівнюється з складовою власної ваги за напрямом вниз по осі свердловини і переміщення колони вниз в цьому випадку, можливе тільки за рахунок складової ваги верхніх секцій.

► Експлуатація труб в процесі ліквідації аварій і ускладнень:

• перед розходжуванням бурильної колони при ліквідації аварії, необхідно уточнити міцнісні можливості її елементів і не допускати максимального розтягуючого навантаження понад 85 % від навантаження, при якій напруга в найслабкішому елементі колони досягає межі текучості матеріалу;

• труби, які при ліквідації аварії видержали навантаження перевищуючі допустиме значення, піддаються ретельній перевірці неруйнівними методами контролю. Перевірці підлягають тіло труби, бурильний замок і різьбове з'єднання;

• після ліквідації ускладнень і аварій при прикладанні до бурильної колони підвищеного обертового моменту необхідно перевірити стан трубних і замкових різьбових з'єднань. У трубній різьбі перевіряється відсутність зазорів по стабілізуючому поясочку і торцевому упору, а в замковій – профіль самої різьби.