Архив метки: ograve

ГАЗООБРАЗНЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫ

В качестве газообразных агентов при бурении скважин используют воздух от компрессорных установок, природный газ из магистральных газопроводов или близлежащих газовых скважин, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания (ДВС). Хотя вид агента не оказывает значительного влияния на технологический процесс бурения, тем не менее при выборе газообразного агента необходимо учитывать не только экономическую сторону, но и безопасность проведения буровых работ.

Как в СНГ, так и за его рубежами наибольшее распространение получили бурение скважин и вскрытие продуктивного пласта по схеме прямой циркуляции с использованием сжатого воздуха или газа.

При использовании природного газа от действующей скважины или магистрального газопровода на нагнетательной линии к буровой установке располагают редукционный клапан, регулирующий расход. Далее на линии устанавливают спускные краны и влагоотделители. Газ, выходящий из скважины, сжигают с помощью факела на конце выкидной линии (длиной не менее 80—100 м). Если газ используют вторично (при замкнутой системе циркуляции), то его предварительно очищают от шлама и влаги в сепараторах, трапах и фильтрах, а затем подают в компрессор. Такая схема хотя и громоздка, но более экономична, так как способствует снижению суммарного расхода газа на бурение.

Аналогичная схема используется и при бурении с продувкой воздухом.

Наиболее распространенный и эффективный способ преодоления небольших и средних притоков пластовой воды — применение пенообра-зующих ПАВ. Предельное значение притока пластовых вод для бурения с очисткой забоя воздухом с добавкой ПАВ составляет около 120 л/ч. При притоках воды в указанном выше количестве использование ПАВ предотвращает образование шламовых пробок и уменьшает возможность возникновения осложнений.

Таблица 7.9

Оптимальная концентрация пенообразующих ПАВ в зависимости от минерализации пластовой воды

	Оптимальная	Характеристика пластовой воды
	концентрация			Отношение
	ПАВ, % к объе-			допустимой
ПАВ	му воды (в пе-	Химический	Степень	концентрации
	ресчете на	тип	минерализации	шлама к объе-
	активное			му воды
	вещество)
Сульфонол НП-1	0,23	Гидрокарбонат-	Пресные и слабоми-	1:2-1:1
		но-кальциевые,	нерализованные (р =
		сульфатные и	= 1,0015 ã/ñì3, æåñò-
		хлоридные	кость и 0,09 моль/кг)
«Прогресс»	0,1	То же	То же	1:2-1:1
ÎÏ-10	0,1	«	«	4:1-1:1
ÎÏ-7	0,1	«	«	4:1-1:1
КАУФЭ-14	0,12	«	«	1:2
Азолят А	0,1	«	«	1:2
«Прогресс»	0,2	Сульфатно-	Среднеминерализован-	1:2
		натриевые	ные и минерализо-
			ванные (ρ = 1,0015 ÷
			+1,0283 г/см3, жесткость
			0,09-1,43 ìîëü/êã)
ÎÏ-10	0,2	Тоже	То же	4:1-1:1
ÎÏ-7	0,2	«	«	4:1-1:1
Сульфонол НП-1	0,42	«	«	1:2
«Прогресс»	1-1,2	«	Рассолы (ρ = 1,19 ã/ñì3)	1:2

Примечание. Рабочая температура 20 — 50 °С.

Некоторые из ПАВ, рекомендованные научно-исследовательскими институтами для бурения с использованием газообразных агентов, приведены в òàáë. 7.9.

Пена представляет собой агрегативно-неустойчивую дисперсную систему, состоящую из пузырьков газа (дисперсная фаза), разделенных пленками жидкости или твердого вещества (дисперсионная среда). Более широко на практике применяют пены с жидкой дисперсионной средой.

Пены могут эффективно использоваться при бурении скважин в твердых породах (известняках, доломитах), многолетнемерзлых породах, пористых поглощающих горизонтах, при вскрытии продуктивных пластов, освоении и капитальном ремонте скважин, если пластовое давление составляет 0,3 — 0,8 гидростатического.

Для получения устойчивой пены в жидкой фазе кроме растворителя должен находиться хотя бы один поверхностно-активный компонент, адсорбирующийся на межфазной поверхности раствор — воздух.

Для повышения стабильности пен в них добавляют реагенты-стабилизаторы (КМЦ, ПАА, ПВС), увеличивающие вязкость растворителя и способствующие замедлению процесса истечения жидкости из пленок.

Из неорганических анионов в наибольшей степени способствуют ценообразованию фосфаты. Влияние катионов существенно меньше.

Для получения устойчивой пены состав (в г/л) пенообразующего раствора должен быть следующим.

Пенообразующее ПАВ (в зависимости от молекулярной массы)…………….. 0,5 — 5

Ïîëèìåð-ñòàáèëèçàòîð ïåíû (ÊÌÖ, ÏÀÀ, ÏÂÑ)…………………………………………………. 0,2 — 0,75

Электролиты (òðèíàòðèéôîñôàò, NaCl)……………………………………………………….. 0,1—0,5

Вода…………………………………………………………………………………………………………………. Îñòàëüíîå

В состав менее устойчивых пен вводят 0,5—10 г/л пенообразующего ПАВ, остальное вода.

Всесторонне пенную систему можно охарактеризовать следующими основными свойствами:

1) пенообразующей способностью (вспениваемостью) — объемом пе
ны (в мл) или высотой ее столба (в мм), который образуется из постоянно
го объема раствора при соблюдении определенных условий в течение дан
ного времени;

2) кратностью пены р — отношением объема пены Vn к объему рас
твора Уж, который требуется для ее образования:

Р = Vï/Væ;

3) стабильностью (устойчивостью) пены, временем существования оп
ределенного объема пены;

4) дисперсностью — средним размером пузырьков или распределени
ем пузырьков по размерам;

5) механическими свойствами — относительной плотностью, завися
щей от соотношения жидкой и газовой фаз, которая может колебаться от
0,5 р (где р — плотность жидкости) до 0, и прочностью структуры (СНС).

Наиболее распространен в промышленности диспергационный способ получения пен, при котором пена образуется в результате интенсивного совместного диспергирования пенообразующего раствора и воздуха.

Технологически это осуществляется действием движущихся устройств (перемешивающих мешалок) на жидкость в атмосфере газа, эжектировани-ем воздуха движущейся струей раствора, пропусканием струи газа через слой жидкости (в барботажных или аэрационных установках).

При приготовлении и применении пен необходимо учитывать следующие факторы:

1) мыла жирных кислот имеют максимальную пенообразующую спо
собность при рН = 8+9;

2) алкиларилсульфонаты обладают хорошей пенообразующей способ
ностью при любых значениях рН, кроме рН > 12;

3) пенообразующая способность ПАВ не изменяется при рН = 3+9;

4) пенообразующая способность ПАВ увеличивается с повышением
температуры до 90 °С;

5) чем меньше поверхностное натяжение, тем выше пенообразующая
способность;

6) соли-жидкости подавляют пенообразование;

7) полимерные реагенты-стабилизаторы повышают структурно-меха
нические свойства пен.

Приготовленную пену нагнетают в скважину до полной очистки ее от глинистого раствора, воды и шлама.

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

Добавить комментарий

В целях сохранения коллекторских свойств пластов и предупреждения осложнений при бурении в неустойчивых разрезах в последние десятилетия были разработаны и стали применяться в промышленных масштабах буровые растворы на нефтяной основе. Они предназначены для вскрытия и освоения продуктивных пластов и бурения соляных отложений с пропла-стками калийно-магниевых солей.

Степень гидратации глин зависит от активности водной фазы в растворе и косвенно ее оценивают по давлению водяных паров.

Как показывают результаты исследований ВолгоградНИПИнефти, процесс гидратации глин можно частично снизить или полностью приостановить, повысив концентрацию электролита в водной фазе инвертной эмульсии.

Инвертные эмульсии отличаются высокой стабильностью свойств. Они устойчивы при большом количестве выбуренной породы.

Известково-битумный раствор (ИБР) — раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой — высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (преимущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор имеет высокую термостойкость (200 — 220 °С). Разработан в ГАНГ им. И.М. Губкина.

Содержание компонентов в 1 м3
ИБР различной степени утяжеления приведено в табл. 7.5.

Учитывая непостоянство состава и свойств большинства исходных материалов, используемых для приготовления ИБР, указанный в табл. 7.10 компонентный состав в каждом конкретном случае уточняют в лаборатории. При этом оптимальное соотношение извести и битума должно варьировать от 1:1 до 2:1.

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с ГАНГ им. И.М. Губкина: ÈÁÐ-2 è ÈÁÐ-4.

ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и рапопроявления, а также проявления сероводорода.

Составы ИБР-2 и ИБР-4 различной плотности приведены в табл. 7.5, а показатели их свойств — в табл. 7.6.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2 —3 %.

Необходимое условие приготовления ИБР — возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных компонентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.

Эмульсионный известково-битумный раствор (ЭИБР) — инвертная

Таблица 7.5

Состав известково-битумных растворов (кг на 1 м3 раствора)

ТСпМТТПТТРТТТ	Плотность, г/см3
*1 WJiyLLlXJ* £1×2 Г11**	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9	2,0	2,1	2,2	2,3
					ИБР
Дизельное топливо марки ДЛ	563	546	529	512	495	478	461	444	427	410	393	376
Битум с температурой размягчения 120—155 °С (по	155	145	135	125	145	105	95	85	75	65	55	45
методам К и Ш)
Негашеная известь (СаО)	310	290	270	250	230	0150	1090	150	150	130	110	90
Вода	60	56	52	48	44	40	36	32	28	24	20	16
Сульфонол НП-3 или НП-1	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
Барит влажностью менее 2 %	100	250	400	550	700	850	100250	1750	1300	160	1600	1750
					ИБР-2
Дизельное топливо	569	552	535	518	501	484	467	450	433	416	399	382
Битум	98	92	86	80	74	80	62	56	50	44	38	32
Известь (в расчете на ее активность, составляющую	147	138	129	120	111	102	93	84	75	66	57	48
60 % ïî ÑàÎ)
Бентонит	64	60	56	52	48	44	40	36	32	28	24	20
Вода	32	30	28	26	24	22	20	18	16	14	12	И
Сульфонол	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
СМАД-1	10	10	10	10	10	10	15	15	15	15	15	15
Эмультал	1	1	1	1	1	1	2	2	2	2	2	2
Барит + ЖС-7	267	404	541	678	806	952	1083	1220	1357	1494	1630	1747
					ИБР-4
Дизельное топливо	597	580	583	546	527	509	493	474	456	438	421	403
Битум	98	92	86	80	74	68	62	56	50	44	38	32
Известь (в расчете на ее активность, составляющую	196	183	169	156	142	129	115	102	88	75	61	48
60 % ïî ÑàÎ)
Вода	40	37	34	32	29	26	23	21	18	15	12	10
Бентонит	53	50	47	44	41	38	35	32	29	26	23	20
Кр1	12	13	14	16	18	20	22	24	26	28	30	32
Барит + ЖСК-7	204	345	487	626	796	910	1050	113331	1333	1474	1614	1755

1 Кр на 1 м3: 400 л
сульфонола НП-3 (40%-ный раствор); 40 кг СаС12; 195 л СМАД-1; 195 л ИКБ-4 «Н»; 195 л дизельного топлива.

Таблица 7.6

Показатели свойств ИБР-2 и ИБР-4

Показатели	Предел изменения
ИБР-2	ИБР-4
	1	2	3
Плотность, г/см3	1,05-2,3	1,1-1,5	1,5-1,9	1,9-2,3
Условная вязкость, с, при истече-	9-20	15-25	16-30	18-40
нии 100 см3 раствора из залитого
200 ñì3 (ïðè 46 °Ñ)
Статическое напряжение сдвига
(ïðè 46 °Ñ), äÏà:
сне.	0-50	6-20	24-40	30-50
СНС,о	6-100	12-40	40-90	60-120
Пластическая вязкость (при 46 °С),	< 100	50-70	60-80	70-90
мПа-с
Динамическое напряжение сдвига (ïðè 46 °Ñ), äÏà Фильтрация, см3/30 мин	< 100	30-60	50-100	70-120
0-1,5	0,5-1,5	0,5-1,5	0,5-2
Содержание водной фазы (допус-	<10	<20	<20	<20
тимое), %

Примечания: 1. Электростабильность 600 В. 2. Для ИБР-4 цифры 1, 2, 3 обозначают номера рецептур.

эмульсия (эмульсия II рода) на основе известково-битумного раствора, содержащая в качестве дисперсной фазы минерализованную воду и твердые компоненты ИБР (битум, известь, барит).

ЭИБР по свойствам близок к ИБР, но имеет и некоторые отличия, обусловленные высоким содержанием воды. В частности, ЭИБР имеет более высокую фильтрацию и пониженный по сравнению с ИБР предел термостойкости (180-190 °Ñ).

Ниже приведены показатели качества ЭИБР (помимо технологических свойств, общепринятых для буровых растворов).

Электростабильность (напряжение электропробоя), В…………………………………………………. 250 — 300

Глиноемкость (максимальная добавка бентонита, которая не приводит к сниже
нию ýëåêòðîñòàáèëüíîñòè), %………………………………………………………………………………………… 20

Показатель ôèëüòðàöèè, ñì3/30 ìèí…………………………………………………………………………………. 1

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå…………………………………………………………………………………………….. Íåò

Свойства ЭИБР регулируют аналогично регулированию свойств ИБР. Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор (ВИЭР)

разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора — эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 °С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Состав ВИЭР в расчете на 1 м3: дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли МдС12, СаС12 или NaCl2 450 л, СМАД 30 — 40 л; эмульгатор (эмультал) 15 — 20 л; бентонит 10—15 кг, барит — до получения необходимой плотности раствора.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15 —20%-ного битумного концентрата.

При температуре до 100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м3), при 100-120 °С — 2 % (20 кг
на 1 м3), при более высокой òåìïåðàòóðå (140- 150 °Ñ) — 3 % (30 êã íà 1 ì3).

Помимо основных технологических свойств, характерных для буровых растворов и измеряемых общепринятыми методами, для ВИЭР характерны следующие показатели.

Ýëåêòðîñòàáèëüíîñòü, Â 100

Ãëèíîåìêîñòü, % 20

Показатель фильтрации, см3/30 мин 0,5

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå Íåò

Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор {ТИЭР) разработан совместно ВНИИБТ и СевКавНИПИнефтью. ТИЭР — инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного пет-ролатума), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. Применяют его при бурении скважин с забойной температурой до 200 °С.

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.

Оптимальные составы базового ТИЭР с различным пределом термостойкости приведены в табл. 7.7, а составы утяжеленных эмульсий в зависимости от их плотности, водомасляного отношения и концентрации орга-ноглины — в табл. 7.8.

Основные показатели, характеризующие устойчивость эмульсии для ТИЭР, должны находиться в следующих пределах.

Ýëåêòðîñòàáèëüíîñòü, Â………………………………………….. 250 — 450

Показатель фильтрации при 150 °С, см3/30 мин 2 — 3

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå Íåò

Общепринятые технологические показатели обычно соответствуют следующим значениям: пластическая вязкость r\m = 60+90 мПа-с, CHCi = = 12+85 дПа, СНСю = 24+110 дПа. Пластическую вязкость и статическое напряжение сдвига снижают добавкой небольших количеств дизельного топлива или неутяжеленной базовой эмульсии.

Таблица 7.7

Оптимальные составы термостойких эмульсий

Соотношение фаз (вода: масло)	Концентрация бентонитовой глины, %	Предел термостойкости, °С
черкасской	саригюхской	асканской
60:40 60:40 60:40 50:50 40:60	2 3	1,5 2 3 5 6	1 1,5 2 4 5	100 125 150 180 200

Примечание. Содержание мыльного эмульгатора: 4 % СМАД и 2 % СаО.

Таблица 7.8

Оптимальные составы утяжеленных ТИЭР

Соотношение фаз	Концентрация	Плотность эмульсии,	Предел
(вода: масло)	органоглины, %	г/см3	термостойкости, °С
60:40	3	1,25	150
50:50	3	1,5	150
40:60	3	2,6	180
30:70	4	2,25	200
20:80	5	2,5	200

Разбуриваемые глинистые породы не накапливаются в циркулирующей эмульсии, полностью выносятся из скважины и легко отделяются от нее с помощью вибросит, имеющих размеры ячеек не более 0,6 — 0,8 мм.

Термостойкая инвертная эмульсия на основе порошкообразного эмульгатора эмульсина ЭК-1 разработана в б. ВНИИКРнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

Содержание хлорида кальция в водной фазе инвертной эмульсии может быть увеличено до 20 — 25 %. Это обеспечивает повышенную устойчивость стенок скважины в глинистых разрезах.

Показатели свойств инвертной эмульсии могут изменяться в широких пределах.

Ïëîòíîñòü, ã/ñì3…………………………………………………………………………………………… 1,03 — 2,1

Условная âÿçêîñòü, ñ…………………………………………………………… 150 — 200

ÑÍÑ1/10, äÏà………………………………………………………………………….. 3-24/12-48

Показатель фильтрации, см3/30 мин…………………………………….. 3 — 6

Ýëåêòðîñòàáèëüíîñòü, Â………………………………………………………… 250 — 500

Ãëèíîåìêîñòü, ã/ë, íå ìåíåå………………………………………………… 225

Наличие âîäû â ôèëüòðàòå……………………………………………….. Íåò

ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Добавить комментарий

Переводники предназначены для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения ее к вертлюгу, забойному двигателю, долоту и т.д. Для бурильных колонн изготовляют переводники следующих типов: П — переходные, М — муфтовые, Н — ниппельные.

Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Размеры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать ГОСТ 5286 — 75 для бурильных замков.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответствии с требованиями ГОСТ 7360 —82Е. Указанный стандарт предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения (табл. 5.20, 5.21), (рис. 5.20).

В условное обозначение переводников входит типоразмер переводника, а переводников с резьбами левого направления нарезки — буква Л.

Пример условного обозначения переводника типа М с резьбами Ç-147/171: Ì-147/171 ÃÎÑÒ 7360-82Å. Òî æå, òèïà Ï: Ï-147/171 ÃÎÑÒ 7360 —82Е. То же, с резьбами левого направления нарезки: П-147/171—Л ГОСТ 7360-82Å.

Таблица 5.20 Переводники переходные

ТТРПРВОАНИКИ	Замковая резьба	Габариты, мм	Соединяемая часть бурильной колонны
*Л. X V’^^ V^ -UVyГ"П ll\xl**	Муфтовый конец	Ниппельный конец	I	D	верхняя	нижняя
Ï-76/88	Ï-76	Ç-88	395	ИЗ	ÇÍ-95	ÓÁÒ-108
Ï-86/66	Ç-86	Ç-66	356	108	ÇØ-108	Ловильный
						инструмент
Ï-86/73	Ç-86	Ç-73	356	108		ÇÓ-86
Ï-86/76	Ï-86	Ç-76	369	108	УБТ-108	Турбобур- 1 С\Л
Ï-86/88	Ï-86	Ï-86/8	395	ИЗ	ÇØ-108	104 Ловильный
						инструмент
Ï-88/88	Ò-108	Ò-108	395	113	ÇÍ-108	3ÇÍ-108
Ï-88/101	Ï-88	8/101	420	118	УБТ-108	Турбобур- 1 07
Ï-88/121	Ï-88	8/121	500	146	ÇÍ-113	LZ.T УБТ-146
Ï-101/88	Ï-101	Ç-88	420	118	ÇØ-118	Ловильный
						инструмент
Ï-101/117	Ï-101	Ç-117	500	140
Ï-101/121	Ï-101	Ç-121	497	146		ÓÁÒ-146
Ï-102/88	Ï-102	Ç-88	430	120	ЗУ-120	Ловильный
						инструмент
Ï-102/101	Ï-102	Ï-102/1	430	120	ЗУ-120	Ловильный
						инструмент
Ï-102/121	Ï-102	Ï-102/1	496	146		УБТ-146
Ï-108/88	Ï-108	Ç-88	451	133	ÇØ-133	Ловильный
						инструмент
Ï-108/101	Ï-108	Ï-108/1	459	133		ÇØ-118
Ï-108/102	Ï-108	Ç-102	465	133		Ловильный
						инструмент
Ï-108/121	Ï-108	8/121	490	146		УБТ-146
Ï-117/121	Ï-117	Ç-121	457	146	Турбобур- 1 07- 1 Q*\	Долото-190;
Ï-117/147	Ò-178	Ò-178	523	178	1Z/, -1УЭ ÇÍ-140	-215 УБТ-178

Продолжение табл. 5.20

Переводники	Замковая резьба	Габариты, мм	Соединяемая часть бурильной колонны
	Муфтовый конец	Ниппельный конец	I	D	верхняя	нижняя
Ï-121/86	Ï-121	Ç-86	489	146	ÇØ-146	ÇØ-108,
						ÇÓ-108
Ï-121/101	Ï-121	1/101	490	146		ÇØ-118
Ï-121/102	Ï-121	Ç-102	496	146		ÇÓ-120
Ï-121/108	Ï-121	Ç-108	502	146		ÇØ-133
Ï-121/121	Ï-121	Ï-121	457	146	Ведущая	ÇØ-146
Ï-121/122	Ï-121	Ç-122	469	146	бурильная	1Ç- 12246
Ï-121/133	3Ç-121	Ç-133	484	155	труба	ЗУ-155
Ï-121/147	Ï-121	1/147	524	178	ÓÁÒ-146	7524178
Ï-121/161	Ï-121	Ç-161	537	203		УБТ-203
Ï-122/101	Ï-122	2/101	490	146	ЗУ-146	ÇØ-118
Ï-122/102	Ï-122	Ç-102	496	146		ÇÓ-120
Ï-122/117	Ï-122	Ç-117	463	146		Ловильный
						инструмент
Ï-122/121	Ï-122	Ï-122/1	457	146		1457146
Ï-122/133	3Ç-122	Ç-133	484	155		Ловильный
						инструмент
Ï-122/147	Ï-122	2/147	524	178		7524178
Ï-133/108	Ç-133	3Ç-108	506	155	ЗУ-155	ÇØ-133
Ï-133/117	Ç-133	3Ç-117	497	155		Ловильный
						инструмент
Ï-133/121	Ç-133	3Ç-121	482	155		ÇØ-146
Ï-133/140	Ç-133	3Ç-140	510	172		Ловильный
						инструмент
Ï-133/147	Ç-133	3Ç-147	520	178		7520178
Ï-147/121	Ï-147	7/121	516	178	ÇØ-178	ÇØ-146
Ï-147/133	3Ç-147	Ç-133	524	178		ÇÓ-155
Ï-147/140	Ï-147	Ç-140	510	178		Ловильный
						инструмент
Ï-147/147	Ï-147	Ï-147	517	178	Ведущая	ÇØ-178
					бурильная
					труба
Ï-147/152	Ï-147	Ç-152	517	197	ÇØ-178	Ловильный
						инструмент
Ï-147/161	Ï-147	7/161	517	185	ÇØ-178	ÓÁÒ-203
Ï-147/171	Ï-147	Ï-147/1	521	203	ÓÁÒ-178	ÓÁÒ-229
Ï-152/121	Ï-152	Ç-121	526	197	Турбобур- *170- 1Q\**	Долото-245
Ï-161/147	Ï-161	Ç-147	517	185	*1 ТА,* -1УЭ** ÓÁÒ-203	Турбобур- 91 R
Ï-161/171	Ï-161	Ç-171	538	229	ÓÁÒ-203	УБТ-229
Ï-171/147	Ï-171	Ç-147	538	203	ÇØ-203	ÇØ-178
Ï-171/171	Ï-171	Ï-171	517	203	ÓÁÒ-229	Электробур-ооп
Ï-171/177	Ï-171	Ç-177	523	229		zyu Долото-445
Ï-171/201	Ï-171	Ç-201	518	254		УБТ-254

Примечание. Цифры, стоящие после названия элементов бурильной колонны (УБТ, долото, турбобур), указывают значение их наружного диаметра в мм.

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН по ГОСТ 4543 — 71 или из других никельсодержащих марок сталей со следующими механическими свойствами после термообработки:

Временное сопротивление разрыву св, МПа, не менее……………………………. 882

Предел òåêó÷åñòè σò, ÌÏà, íå ìåíåå…………………………………………………. 735

Относительное óäëèíåíèå δ5, %, íå ìåíåå………………. 10

Относительное ñóæåíèå ф, %, íå ìåíåå…………………. 45

Ударная âÿçêîñòü ÊÑV, êÄæ/ì2………………………………………………………………………………………………. 685

Твердость ÍÂ……………………………………………………………………………………….. 285-341

ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Рис. 5.20. Переводники для бурильных колонн ступенчатой конфигурации:

а — муфтовый; б — ниппельный; в — переходный

Таблица 5.21

Переводники муфтовые и ниппельные

Переводники

Замковая резьба

Габариты, мм

Соединяемая часть бурильной колонны

Верхний конец

Нижний конец

верхняя

нижняя

Ì-86/88

Ì-108/88 Ì-121/88 Ì-121/117 Ì-147/152

Ì-171/152

Í-147/152 Í-147/171 Í-171/201

Ì-86

Ì-108 Ì-121 Ì-121 Ì-147

Ì-171

Í-147 Í-147 Í-171

Ì-86/8

Ç-88 Ç-88 1/117 7/152

Ç-152

Ç-152 Ç-171 Ç-201

325

366 398 356 391

400

550 707 671

ИЗ

133 146 146 197

229

197 203 254

ÓÁÒ-108

УБТ-133 УБТ-146 УБТ-146 ÓÁÒ-178

ÓÁÒ-229 ÇØ-178 Турбобур-290

Долото-132 — 187

Долото-190 Долото-245 — 295 Долото-245 — 295 Ловильный инструмент Долото-490

На наружной цилиндрической поверхности каждого переводника протачивается поясок для маркировки шириной 10 мм
и глубиной 1 мм.

На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным пояском протачивается опознавательный поясок шириной 5 и глубиной 1 мм.

Технические требования к переводникам для бурильных труб, а также требования к ним в части правил приемки, методов испытаний, маркировки, упаковки, транспортирования и хранения идентичны соответствующим требованиям по ГОСТ 5286 — 75.

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2

Добавить комментарий

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2 изготовляются по ТУ 51-774 — 77 из хромоникельмолибденовых сталей и подвергаются термообработке только по концам на длине 0,8 —1,2 м. Концы труб под термообработку нагревают с помощью специальных индукторов. Канал в УБТ получают сверлением, а механическая обработка обеспечивает необходимую балансировку труб. Условное обозначение: УБТС-2-178/3-147, ТУ 51-774 — 77 (труба с наружным диаметром 178 мм
и резьбой 3-147). Длина òðóá 6,0 ì.

Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 5.18 и табл. 5.16) изготовляют äèàìåòðàìè 178, 203 è 229 ìì.

Соединения ниппельного и муфтового концов труб выполняются с правой замковой резьбой, по ГОСТ 5286 — 75, а для диаметров 254, 273 и 299 ìì — ñ ðåçüáîé Ç-201, ïî ÃÎÑÒ 20692-75.

Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений на них протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки ЗРК. Применяются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обработки.

Биение наружной поверхности трубы относительно теоретической оси канала в середине трубы не должно превышать: 6,0 мм для труб диаметром 120 и 133 мм; 4,0 мм — 146 и 178 мм; 2,0 мм для труб остальных диаметров.

При проверке биения на меньшем расстоянии от торцов труб допустимое биение пропорционально уменьшается.

Допускается холодная правка труб (без подогрева) диаметром 120, 133 и 146 мм до нарезания резьбы.

Разностенность тела трубы не должна превышать: 5,0 мм
для труб диаметром 120, 133 и 146 мм; 3,5 мм
для труб остальных диаметров.

Разностенность на длине резьбовой части допускается не более 1 мм.

Утяжеленные бурильные трубы должны изготовляться из стали марки 38ХНЗМФА, по ГОСТ 4543 — 71 со следующими механическими свойствами после термообработки:

Передел текучести ст, МПа, не менее……………………………. 735

Относительное удлинение с5, %, не менее…………………….. 10

Ударная вязкость KCV, кДж/м , не менее…………………….. 588

Твердость ÍÂ……………………………………………………………….. 285-341

Допускается изготовление труб из других легированных сталей, например 40ХН2МА, с механическими свойствами после термообработки:

Передел текучести ст, МПа, не менее……………………………. 637

Относительное удлинение <т5, %, не менее………………….. 10

Ударная вязкость KCV, кДж/м , не менее…………………… 490

Òâåðäîñòü, ÍÂ, íå ìåíåå…………………………………………….. 255

Таблица 5.16

Размеры (в мм) сбалансированных утяжеленных труб УБТС-2

Условное обозначение	Наружный	Резьба	Внутренний	Диаметр проточки под	Теоретическая масса 1 м
трубы	диаметр D+1		диаметр d±l,5	элеватор Dt	гладкой трубы, кг
ÓÁÒÑ2-120	120	Ç-101	64	102	63,5
ÓÁÒÑ2-133	133	3Ç-108	64	115	84,0
ÓÁÒÑ2-146	146	Ç-121	68	136	103,0
ÓÁÒÑ2-178	178	Ç-147	80	168	156,0
ÓÁÒÑ2-203	203	3Ç-161	80	190	214,6
ÓÁÒÑ2-229	229	Ç-171	90	195	273,4
ÓÁÒÑ2-254	254	Ç-201	100	220	336,1
ÓÁÒÑ2-273	273	3Ç-201	100	220	397,9
ÓÁÒÑ2-299	299	Ç-201	100	245	489,5

Обнаруженные дефектные места на наружной поверхности могут быть вырублены, при этом глубина вырубки не должна превышать 5 % номинальной толщины стенки, а протяженность вырубленных мест — 100 мм
в продольном направлении и 25 мм
в поперечном. Количество вырубленных мест должно быть не более двух в разных сечениях, вырубка должна быть тщательно зачищена и иметь пологие края.

На участке менее 400 мм от конца трубы вырубка не допускается.

С целью предохранения от коррозии наружные поверхности каждой трубы должны быть окрашены.

Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенцев, рванин, забоин и других дефектов, нарушающих плотность соединений. Не допускается наносить на них какие бы то ни было знаки маркировки.

Резьба должна быть гладкой, без забоин, выкрошенных ниток, заусенцев, рванин и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфатирована.

На каждой трубе на расстоянии 0,4 мм
от ее ниппельного конца должна быть нанесена маркировка: товарный знак или наименование предприятия-изготовителя, условное обозначение трубы, порядковый номер трубы, марка стали, порядковый номер плавки, длина трубы, дата выпуска, клеймо ОТК завода-изготовителя. Маркировка должна быть произведена четко клеймами. Все клейма должны быть выбиты вдоль образующей трубы и обведены светлой краской.

При транспортировании наружная и внутренняя резьба труб и упорные поверхности должны быть надежно защищены предохранительными пробками и кольцами.

При навинчивании пробок и колец резьба и упорные поверхности должны быть смазаны антикоррозионной смазкой.

Каждая поставляемая партия труб должна сопровождаться документом (сертификатом), удостоверяющим соответствие их качества требованиям технических условий, в котором указываются: дата выпуска, номера плавок, порядковые номера труб (от — до для каждой плавки), наружный и внутренний диаметры, обозначения резьбы, длина труб, содержание серы и фосфора для труб каждой плавки, результаты механических испытаний металла труб.

Трубы должны храниться на стеллажах уложенными в один ряд, причем расстояние от поверхности земли должно быть не менее 0,5 м, с тем чтобы уберечь их от влаги и грязи.

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Архив метки: ograve

ГАЗООБРАЗНЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ АГЕНТЫ

РАСТВОРЫ НА НЕФТЯНОЙ ОСНОВЕ

ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Утяжеленные бурильные сбалансированные трубы УБТС-2