Труба лбт что это

Легкосплавные бурильные трубы

Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) применяются в структурном, разведочном и эксплуатационном бурении, а также при капитальном ремонте скважин. Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ), предназначенные для турбинного и роторного бурения, изготовляют из алюминиевого сплава с внутрь высаженными концами. На ЛБТ навинчиваются замки облегченной конструкции.

Выпускают ЛБТ сборной конструкции (рис. 12, а) гладкие и с протекторным утолщением, беззамковой конструкции, а также для компоновки низа бурильной колонны с увеличенной толщиной стенки. ЛБТ сборной конструкции гладкие и с протекторным утолщением изготовляются в соответствии с ГОСТ 23786-79.

По согласованию с потребителем допускается изготовление труб без резьбы и замков.

ЛБТ изготовляются из алюминиевого сплава Д16 с химическим составом по ГОСТ 4748-74 в закаленном и естественно состаренном состоянии (Д16Т). Механические свойства труб нормальной прочности при растяжении должны соответствовать следующим требованиям.

На наружной и внутренней поверхностях труб не допускаются раковины, трещины, расслоения, неметаллические включения, пятна коррозионного происхождения. Не допускаются плены, отслоения, пузыри, забоины, царапины, риски, задиры, вмятины, запрессовки, если глубина их залегания, определяемая контрольной зачисткой, превышает предельные отклонения по толщине стенки. Допускаются цвета побежалости, темные и белые пятна и следы технологической смазки.

Овальность и разностенность труб должны быть в пределах допусков по наружному диаметру и толщине стенки.

Несоосность протекторного утолщения с осью трубы предусматривается не более 7 мм.

5 Утяжелённые бурильные трубы

Применяются для создания необходимой нагрузки на породоразрушающий инструмент, а так же для увеличения жесткости нижней части бурильной колонны.

С применением УБТ улучшаются условия работы бурильных труб, снижается возможность их обрыва, кроме того, утяжеленные бурильные трубы способствуют сохранению заданного направления скважины.

Утяжеленные бурильные трубы УБТС-2 (рис. 14) изготовляют диаметрами 178, 203 и 229 мм.

Для повышения сопротивления усталости резьбовых соединений на них протачиваются зарезьбовые разгружающие канавки 3РК. Применяются обкатка роликами и другие упрочняющие методы обработки.

По типу конструкции труб ВК типа 3 (ГОСТ 631-75) разработаны конструкции труб ЛБТВК диаметрами 103, 114, 129, 140 и 147 мм. В соединении использована трубная трапецеидальная резьба профиля ТТ (ГОСТ 631-75), соответствующая диаметрам стальных бурильных труб с коническими стабилизирующими поясками; для труб ЛБТВК-147 применена резьба ТТ138х5,08х1:32.

Кроме труб с навинченными замками изготовляют также трубы беззамковой конструкции, концы которых имеют значительное наружное утолщение, на которых нарезается замковая резьба. Прочность этих труб выше прочности труб сборной конструкции.

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 диаметрами 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

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

По наружному диаметру труб допускаются проточки отдельных мест, требуемые технологией механической обработки труб, на глубину не более 1 мм и общей протяженностью не свыше 400 мм. Проточки должны заканчиваться плавными, без подрезов, переходами.

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

Упорные поверхности ниппельного и муфтового концов трубы должны быть без заусенцев, 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 и других дефектов, нарушающих непрерывность резьбы. Резьба должна быть фосфатирована.

На каждой трубе на расстоянии 0,4 м 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.

При погрузке на автомобили трубы следует укладывать на брусья и привязывать к ним цепью с двух сторон.

Перед разгрузкой труб необходимо убедиться, что предохранительные пробки находятся на месте и затянуты.

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.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ). Конструкция, материалы, особенности применения.

Легкосплавные бурильные трубы

• условные диаметры труб 114, 129, 147 мм ;

• присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;

-средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 16 кг.

Условное обозначение трубы бурильной из сплава Д16Т условным диаметром 147 мм и условной толщиной стенки 11 мм :

Д16Т-147Х11 ГОСТ 23786-79

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20% по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).

Условное обозначение трубы бурильной с комбинированной высадкой и приваренными замками условным диаметром 127 мм и условной толщиной стенки 9 мм из стали группы прочности Д:

ПК-127Х9 Д ГОСТ Р 50278-92

Назначение и конструкция ведущих бурильных труб.

Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

БК предназначена для следующих целей:

— передачи вращения от ротора к долоту;

— восприятия реактивного момента забойного двигателя;

— подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;

— создания нагрузки на долото;

— подъема и спуска долота;

БК состоит (Рис. 2 ) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяжеленных бурильных труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба

присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.

Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование.

ВЕДУЩИЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ).

Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

— По ТУ 14-3-126-73 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140(З-147); З-152(З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

Последнее изменение этой страницы: 2019-03-22; Просмотров: 590; Нарушение авторского права страницы

Источник

Алюминиевые легкосплавные немагнитные бурильные трубы (ЛБТ, АБТ, ЛБТН, ЛБТП, ЛБТВК)

Легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) используются в компоновке буровой колоны и применяются при глубоких, сверхглубоких, горизонтальных и наклонных бурильных работах. ЛБТ изготавливают из сплава алюминия Д16Т способом прямого гидравлического горячего прессования. Выбор материала и метода изготовления обеспечивают трубе качества, которые оптимизируют буровые работы, при этом увеличивая износостойкость и эффективность всей колонны.

Преимущества легкосплавных бурильных труб:

Малый вес. Масса алюминиевой трубы в три раза меньше стальной трубы. При поступательных работах, подъеме инструмента легкость трубы уменьшает изнашиваемость всей буровой установки, так как основные эксплуатационные ресурсы установки тратятся на преодоление веса и силы сопротивления. Также меньший вес позволяет существенно увеличить частоту вращения и глубину бурения.

Предел прочности у алюминия в сравнении со сталью больше в 1,5-2 раза. А вот модуль упругости в 3 раза ниже, что помогает при буровых работах на сложных участках с перегибами положения ствола, что в итоге улучшает профиль скважины.

В алюминиевых бурильных рубах в 1,5 раза выше, чем в стальной бурильной трубе виброгасящие свойства, правильный подбор позволяет избежать резонанса в системе.

Алюминий проявляет повышенную стойкость в агрессивной среде, сплав неподвержен коррозии при буровых работах в морской воде, в среде с повышенным составом сероводорода, диоксида углерода. Трубы ЛБТ, ЛБТПН не требуют дополнительной защиты, что значительно удешевляет установку БК.

Немагнитность алюминия равна дорогостоящему соединению никеля с медью или составу никель-кобальт-молибден. Так как при корректировке профиля скважины требуются исследования магнитными методами, качество немагнитности крайне необходимо в буровой установке.

Помимо обычных ЛБТ применяются бурильные трубы из алюминия повышенной надежности (ЛБТПН). Также бурильные трубы классифицируются по типу соединения: с наружной/внутренней высадкой законцовок, ниппельного, замково-муфтового соединения – отсюда различное обозначение легкосплавных бурильных труб: ЛБТ, АБТ, ЛБТН, ЛБТП, ЛБТВК и т.д.

Технические характеристики легкосплавных бурильных труб повышенной надёжности из алюминия (ЛБТПН)

Прочностные параметры ЛБТПН — сплав Д16Т / сплав 1953Т1

Источник

Труба лбт что это

Статья из журнала «Бурение и Нефть»
https://burneft.ru/archive/issues/2019-09/26

Эксплуатация легкосплавных бурильных труб при бурении скважин большой протяженности имеет свои особенности. Возникающие сложности и проблемы авторы предлагают решать с помощью более современных методов, совместно разработанных и внедренных в производство компаниями «Акватик-Бурильные трубы» и «Бурильные трубы». Промысловый опыт показал высокую эффективность от их применения.

Application of light alloy drill pipes during long well drilling has its own features. The authors propose to address the arising challenges and problems with the help of advanced methods jointly developed and implemented by Akvatik-Drill Pipes and Drill Pipes companies. Field experience has proved high efficiency of their application.

Объемы бурения вертикальными, наклонными и горизонтальными скважинами большой протяженности (СБП) с каждым годом увеличиваются, однако, как показывает промысловый опыт проводки таких скважин, основными ограничениями при их бурении являются:
– недопустимо высокий вес бурильного инструмента на подъем из скважины;
– потеря бурильной колонной (БК) продольной устойчивости;
– сложности при доведении осевой нагрузки и вращающего момента до долота при преодолении сил сопротивления перемещению и вращению БК;
– проблемы очистки, в первую очередь горизонтальных стволов, от выбуренной породы (шлама);
– прогрессирующий износ замков и тела бурильных труб (БТ);
– проблемы подвода гидравлической энергии к забойному двигателю и долоту для обеспечения необходимых технологических режимов бурения и промывки скважины;
– проблемы ликвидации прихвата БК силовыми методами;
– необходимость максимального снижения веса компоновки низа бурильной колонны (КНБК) при использовании немагнитных утяжеленных бурильных труб (УБТ) в составе комплекта забойной телесистемы;
– необходимость эффективного гашения вибраций, создаваемых долотом в процессе бурения;
– необходимость применения БТ из коррозионностойких марок стали при бурении СБП на месторождениях с повышенным содержанием H2S и СО2 в пластовых флюидах;
– освоение труднодоступных нефтегазовых месторождений, в том числе, морских, в зонах вечной мерзлоты и т.п.

Одним из методов решения ряда вышеуказанных проблем является применение комбинированных БК с включением легкосплавных БТ повышенной надежности (ЛБТ). Имея малый погонный вес, ЛБТ обладают, кроме того, целым рядом других физикомеханических свойств, выгодно отличающих их от применяемых стальных бурильных труб (СБТ) близких типоразмеров. К этим свойствам, в частности, относятся: фактор плавучести; высокая удельная прочность; низкий модуль упругости; коррозионная стойкость в сероводородосодержащих агрессивных средах, немагнитные и виброгасящие свойства алюминиевых сплавов.

Вышеперечисленные свойства ЛБТ, как показала многолетняя практика их применения в составе комбинированных БК при бурении СБП, позволяют:
– существенно снизить нагрузки на подъёмную часть буровой установки;
– уменьшить крутящие моменты на приводе вращения БК и потери давления в циркуляционной системе скважины;
– обеспечить надежное доведение осевой нагрузки, вращающего момента и гидравлической энергии до бурового долота;
– улучшить очистку горизонтального ствола от выбуренной породы, в том числе, путем применения ЛБТ с винтовым оребрением наружной поверхности;
– добиться более эффективной защиты БК от вредных вибраций;
– снизить вес и стоимость КНБК за счет замены тяжелых и стальных немагнитных корпусов телесистем на более легкие из алюминиевых сплавов;
– снизить линейный износ стальных замков БТ;
– поднять эффективность аварийных работ по ликвидации прихвата бурильного инструмента силовым методом за счет увеличения растягивающей нагрузки и крутящего момента, которые можно довести до прихваченного участка по облегченной БК;
– обеспечить необходимую сопротивляемость БТ коррозионному поражению при бурении на месторождениях с повышенным содержанием H2S и СО2.
Основные требования к конструкции ЛБТ оговорены в международном стандарте ISO-15546:2011Е [1], ГОСТ 23786-79 [2] и ЛБТПН.000 ТУ [3].
ЛБТ состоит из легкосплавной трубы и присоединенных по ее концам элементов стального замка-муфты и ниппеля, оснащенных замковыми резьбами согласно ГОСТ Р 50864-96 [4], которые полностью взаимозаменяемы с соответствующими резьбами стандарта Американского института нефти (API Specification 7-2) [5].

Трубные заготовки для ЛБТ изготавливаются из специальных алюминиевых сплавов методом прямого гидравлического горячего прессования. Основной объем трубных заготовок для ЛБТ поставляется из высокопрочного и пластичного алюминиевого сплава Д16Т с химическим составом согласно ГОСТ 4784-97 [6]. Сплав Д16Т, относящийся к группе систем Al-Cu-Mg, подвергается закалке и естественному старению, и рекомендован к применению при температурах не выше 160 °С.
При повышенных требованиях к прочности и коррозионной стойкости труб, контактирующих с морской водой, сероводородом или диоксидом углерода, применяется высокопрочный сплав 1953Т1 по ОСТ 1 92014-90 [7], относящийся к группе систем Al-Zn-Mg. Сплав 1953Т1 подвергается закалке и искусственному старению и рекомендован к применению при температурах не выше 120 °С.

При бурении СБП, в которых температура на забое может достигать 220 °С, используется жаропрочный алюминиевый сплав АК4-1Т1 [6], относящийся к группе систем А1—Сu— Mg—Fe—Ni, который также подвергается закалке и искусственному старению.

Трубные заготовки ЛБТ имеют продольное переменное сечение с гладкой внутренней частью и с концевыми утолщениями (законцовками). Законцовка со стороны муфты для возможности установки клинового захвата выполняется длиннее, чем со стороны ниппеля.

Для соединения алюминиевой трубы с замком применена правая малоконусная (конусность резьбы 1:32) трапецеидальная резьба трубная типа ТТ 2 с коническим стабилизирующим пояском и упором по внутреннему торцу. Гарантированные радиальные натяги по резьбе, стабилизирующему пояску и упору в торец в этом соединении обеспечиваются за счет применения «температурного» способа сборки замков с трубами, осуществляемой по специальной технологии. Конический стабилизирующий поясок в соединении частично разгружает резьбу от знакопеременных изгибающих напряжений и тем самым увеличивает усталостную прочность и надежность трубного соединения.

Благодаря такой конструкции достигается повышенная надежность всех сопряжений ЛБТ, что позволяет эффективно выполнять технологические операции с вращением инструмента, а также проводить аварийные работы по ликвидации прихвата силовыми методами.
Также трубы могут поставляться с удлиненными замковыми деталями для возможности ремонта замковой резьбы методом торцевания или полной перенарезки замковой резьбы.

Поэтому на СГ-3 под руководством В.С. Басовича было освоено изготовление алюминиевых БТ повышенной надежности, что обеспечило необходимую герметичность БК и возможность приложения к бурильному инструменту высокого крутящего момента, т.е. позволило применять эти трубы при вращательном бурении на втором, существенно более сложном этапе проводки СГ-3.
В.С. Басовичем были сформулированы основные факторы, осложняющие углубление ствола, показана необходимость и эффективность применения ЛБТ, предложены типовые оптимальные компоновки БК, позволяющие свести к минимуму силы и моменты сопротивления при бурении.
В табл. в качестве примера приведена компоновка БК при бурении СГ-3 на рекордной глубине 12262 м, из которой видно, что в нижней, наиболее «горячей» секции БК, устанавливались ЛБТ-147х11 и ЛБТ-147х13 из жаропрочного алюминиевого сплава АК4-1Т1. Средняя часть комплектовалась ЛБТ-147х11 и ЛБТ-147х15 из более пластичного сплава Д16Т. В самых нагруженных растягивающими усилиями верхних секциях БК использовались ЛБТ-147х11, ЛБТ-147х13 и ЛБТ-147х15 из сплава 1953Т1.

В процессе бурения СГ-3 применение ЛБТ в составе комбинированных компоновок БК обеспечило снижение веса инструмента в буровом растворе и, соответственно, его напряженно-деформированного состояния. В частности, расчетный вес бурильного инструмента в компоновке, приведенной в табл., составил 220 тс, а силы сопротивления на подъем сборки – 120 тс.

По рабочей документации, разработанной под руководством В.С. Басовича компанией «Акватик» (с 2012 г. – «Акватик-Бурильные трубы»), было освоено серийное производства всей гаммы ЛБТ. В дальнейшем положительный опыт применения алюминиевых БТ повышенной надежности на СГ-3 был широко использован при разбуривании месторождений Западной Сибири, Урало-Поволжья и др., где к настоящему времени с применением ЛБТ разных типоразмеров пробурено сотни тысяч метров горных пород.
Примером весьма эффективного использования ЛБТ является капитальный ремонт (КРС) глубоких скважин путем бурения в них новых протяженных боковых стволов (БС) с целью восстановления дебита или подключения к эксплуатации новых продуктивных пластов. В настоящее время на многих Западно-Сибирских месторождениях перспективной и распространенной становится следующая конструкция скважины: из «окна» эксплуатационной колонны долотами малого диаметра бурится БС протяженностью до 1000 м, предназначенный для последующего спуска и установки в нем эксплуатационного хвостовика с фильтром.
Вскрытие продуктивного пласта в таких скважинах выполняется с близким к вертикальному зенитным углом входа и небольшим смещением от старого забоя. При этом максимальная интенсивность набора кривизны на некоторых участках БС может достигать 5 град/10м, что при использовании СБТ-89 или СБТ-73 приводит к существенному росту знакопеременных изгибных напряжений и прижимающих усилий, приложенных к БК со стороны стенок скважины. Как следствие, бурение с применением СБТ сопровождается осложнениями в виде затяжек, снижением прочности, усталостной выносливости и увеличением интенсивности износа БТ. Кроме того, возникают проблемы при спуске хвостовика.
Одним из эффективных путей проводки БС в подобных сложных горно-геологических условиях оказалось включение в компоновку БК секции ЛБТ-90х9П или ЛБТ-103х11П, устанавливаемой непосредственно над КНБК в зоне максимальной искривленности БС. У ЛБТ, обладающих практически в 3 раза меньшей по сравнению с СБТ жесткостью, максимальные изгибные напряжения ниже, чем в СБТ близких типоразмеров, а значит, при прочих равных технологических условиях, ЛБТ лучше вписываются в сильно искривленные участки ствола скважины. На рис. 5 в качестве примера представлен типовой для Приобского и ряда других месторождений ХМАО профиль БС с вертикальной глубиной более 2700м, полным смещением от устья «материнской» скважины 1500 –-2000 м и проектным забоем 3300 – 3700 м [9].
Применение комбинированных компоновок, включающих ЛБТ, при бурении БС в аналогичных скважинах, позволили улучшить проходимость БК на участках с резкими перегибами пространственной траектории ствола, и тем самым были расширены возможности для оптимизации профиля ствола и устранены основные причины, осложняющие спуск хвостовика.

Промысловые испытания, проведенные в ОАО «Татнефть» при бурении СБП, где особые требования предъявляются к очистке ствола, показали высокую эффективность использования в компоновке БК секций ЛБТ-103х11С (рис. 3) с наружным винтовым оребрением компании «Акватик-Бурильные трубы». При бурении горизонтального ствола за счет качественной очистки ствола от шлама было получено более чем двукратное увеличение механической скорости проходки, а также обеспечены беспрепятственный спуск и установка хвостовика.

Анализ современного состояния эксплуатации ЛБТ при бурении СБП позволил выявить ряд новых особенностей и требований, предъявляемых как к конструктивному исполнению алюминиевых БТ, так и к технологии их применения.

1. Как показывает практика отработки ЛБТ при бурении СБП, плановый ресурс работы БТ может ограничиваться либо:
– износом тела (протектора) алюминиевой трубы, что характерно для бурения протяженных горизонтальных стволов;
– выходом из строя замковой резьбы, что имеет место при большом количестве свинчиваний/развинчиваний ЛБТ и высоких нагрузках, приложенных к БТ в процессе эксплуатации.
Трубное соединение алюминиевой трубы со стальным замком по резьбе ТТ, как правило, полностью сохраняет работоспособность.
При сверхнормативном износе тела ЛБТ не подлежит восстановительному ремонту и списывается. По этой причине актуальным становится обеспечение возможности проводить ремонт замковой резьбы путем ее перенарезки на ниппеле и/или муфте замка. При этом имеется ввиду однократный восстановительный ремонт поврежденной замковой резьбы, так как после ремонта полный ресурс работы ЛБТ будет лимитироваться уже не отремонтированной замковой резьбой, а прогрессирующим износом тела ЛБТ.
С целью реализации качественного ремонта замковой резьбы в настоящее время (по согласованию с заказчиком) ЛБТ также могут оснащаться удлиненными элементами стального замка.
Следует особо отметить, что удлинение замка имеет ряд негативных последствий, связанных с тем, что, в зависимости от типоразмера ЛБТ средняя масса замка увеличивается примерно на 16,7 – 23,8 % и, следовательно, повышаются эквивалентная плотность и погонный вес труб в воздухе и буровом растворе. При этом возрастает вес комбинированной БК в растворе, соответственно увеличиваются показатели напряженно-деформированного состояния бурильного инструмента, вероятность раннего развития усталостных трещин в элементах ЛБТ и, как следствие, снижается нормативный ресурс работы алюминиевой БТ.
С целью повышения ресурса отработки комплектов ЛБТ при бурении СБП путем обеспечения более равномерного нагружения труб следует регулярно менять местами рабочие и нерабочие замковые соединения, а также выполнять перестановку свечей в составе компоновки БК.

2. Накопленный в последние годы промысловый опыт вращательного бурения нижних интервалов СБП, в первую очередь, с горизонтальным окончанием, например, на шельфе острова Сахалин, свидетельствует о необходимости увеличения крутящего момента на приводе вращения БК.
Конструктивно выполнение этого требования в СБТ достигается путем применения высокомоментных двухупорных замковых резьб, которые в отличие от повсеместно используемых одноупорных резьб по ГОСТ Р 50864-96 оснащены дополнительным внутренним упорным торцом, что позволяет на 30 — 40 % увеличить крутящий момент крепления, и, соответственно, максимально допустимый рабочий крутящий момент при эксплуатации БТ. К преимуществам бурильного замка с двухупорной резьбой, кроме того, относится более высокая усталостная прочность соединения, а, следовательно, увеличенный ресурс работы БТ в сборе. Также появляется принципиальная возможность уменьшить наружный диаметр замка и увеличить внутренний проходной диаметр, что снижает общие гидравлические потери в БТ.
При необходимости, по желанию заказчика, ЛБТ также могут оснащаться замками с двухупорной резьбой.
Однако вопрос целесообразности применения таких замков в ЛБТ должен решаться сопоставлением между собой ожидаемых при бурении расчетных значений приложенных к ЛБТ силовых факторов (крутящий и изгибающий моменты, а также продольное усилие) и соответствующих прочностных показателей ЛБТ.
Поскольку приложенные к БТ силовые факторы в комбинированных БК, включающих ЛБТ, имеют сниженные, по сравнению со стальными БК, значения, то, как показывают практика бурения и расчеты, несущей способности основного тела ЛБТ, его одноупорного замкового и неразборного трубного соединений оказывается вполне достаточно для эффективного бурения СБП.
3. Опыт эксплуатации ЛБТ в присутствии коррозионно-активных жидкостей показывает, что во избежание коррозионного поражения элементов алюминиевой БТ в процессе бурения необходимо контролировать водородный показатель бурового раствора рН, значение которого необходимо поддерживать в интервале 6,5 – 9,5.
При значениях рН за пределами рекомендованного диапазона заметно ускоряется общая коррозия алюминиевых сплавов как в щелочной, так и в кислотной среде.
При цементировании хвостовиков и установке цементных мостов допускается кратковременное нахождение ЛБТ в растворах с рН до 12.
Для выполнения кислотных ванн в присутствии ЛБТ запрещено использование соляной, серной и плавиковой кислот, которые активно реагируют с алюминиевыми сплавами, вызывая их интенсивную коррозию с выделением водорода. Вместо упомянутых кислот для ликвидации прихваченной БК, включающей ЛБТ, рекомендуется применение 15 % водного раствора сульфаминовой кислоты (HSO3NH2), которая, как показали экспериментальные исследования и промысловый опыт [11], достаточно интенсивно реагирует с карбонатными коллекторами, не подвергая коррозии алюминиевые трубы.
4. Анализ эксплуатации ЛБТ при бурении СБП позволяет сформулировать основные причины так называемых «новых» аварий с ЛБТ, которые практически не встречались ранее.
4.1. Например, причиной представленного на рис. 6 характерного аварийного слома ЛБТ-147х13П из сплава 1953Т1 по основному телу БТ при проводке наклонно-направленной скважины явилось бурение в режиме «слайдинг» (без вращения БК) с неконтролируемой нагрузкой на долото.
Традиционный метод определения нагрузки на долото по разгрузке веса на крюке (РВК) можно считать достаточно информативным до тех пор, пока БК не теряет продольной устойчивости в форме спирального «баклинга». Однако при развитом спиральном «баклинге» такой метод дает сильно искаженные значения нагрузки на долото.
Действительно, при спиральном «баклинге», инициированным «слайдингом», резко возрастают боковые усилия, прижимающие БК к стенкам скважины, увеличиваются силы сопротивления, что фиксируется по снижению веса инструмента на крюке буровой установки, вплоть до его полного «зависания» в стволе скважины. Дальнейшая «подача» инструмента в такой ситуации, не приводя к передаче нагрузки на долото, может вызвать складывание потерявших продольную устойчивость секций БК в пространственную спираль, что сопровождается резким ростом эквивалентных напряжений в БТ. Попытки возобновить проходку путем еще большего увеличения «кажущейся» нагрузки на долото приводят к низкочастотному колебательному процессу с высокой амплитудой изменения напряжений в трубах, что способствует ускоренному развитию усталостных повреждений в теле БТ и, в конечном счете, создает благоприятные условия для аварийного разрушения инструмента.
Вышесказанное иллюстрируют приведенные на рис.7 расчетные графики зависимости веса на крюке буровой установки и приложенных к БК со стороны стенок скважины суммарных сил сопротивления (трения) от разгрузки веса на крюке при бурении типовой СБП в режиме «слайдинг».
Из рис. 7 и данных расчетов следует, что при бурении с РВК, не превышающей 115 кН, БК не теряет продольной устойчивости, силы сопротивления остаются практически постоянными и, следовательно, РВК соответствует нагрузке на долото. Когда РВК находится в интервале: 115 – 130 кН, в БК возникают участки синусоидального «баклинга», на которых части БК приобретают форму, близкую к плоской синусоиде. При значениях РВК, превышающих 130 кН, в БК развивается спиральный «баклинг». При этом резко возрастают боковые усилия, прижимающие инструмент к стенкам скважины, соответственно увеличиваются суммарные силы трения, приложенные к БК и показания РВК перестают отображать фактическую нагрузку на долото. При РВК, равной 178 кН, силы трения становятся настолько большими, что вся БК оказывается сжатой и «зависает» в стволе скважины. Дальнейшая разгрузка БК приводит не к увеличению нагрузки на долото, а к складыванию спирали и, соответственно – к прогрессирующему росту эквивалентных напряжений в БТ, создающих предпосылки для ее аварийного разрушения.

Во избежание подобных ситуаций для определения фактической, а не «кажущейся» нагрузки на долото при бурении СБП, целесообразно ориентироваться либо на прямые забойные измерения параметров проходки, либо контролировать нагрузку на долото по перепаду давлений на забойном двигателе, либо в режиме реального времени вести информативные расчеты роста критических усилий «баклинга» в БК.
4.2. В связи с расширением в последние годы объемов применения для бурения СБП буровых установок, оснащенных системой верхнего привода (СВП), отмечено появление не встречавшихся ранее типов аварий с ЛБТ, характеризующихся сломом алюминиевой трубы по утолщенной высадке на муфтовом конце БТ. Как правило, при осмотре таких аварийных ЛБТ на наружной поверхности муфтовой законцовки обнаруживаются глубокие повреждения и другие дефекты, возникшие вследствие контакта с клиньями ротора (ПКР) при выполнении не разрешенных правилами техники безопасности в бурении операций по креплению или раскреплению замковых соединений, в том числе с использованием СВП и задержкой труб в ПКР, или при неправомерном использовании плашек, типоразмер которых не соответствует алюминиевым трубам.
Характерные повреждения наружной поверхности ЛБТ-147х13П из сплава 1953Т1 представлены на рис. 8.
На рис. 8 отчетливо видны глубокие кольцевые канавки, оставленные клиньями ПКР при провороте трубы. Такого рода дефекты могли привести к появлению в теле утолщенной законцовки системы скрытых трещин и очагов концентрации напряжений, т.е. к существенному снижению прочности и несущей способности ЛБТ, и как следствие, к ее разрушению.
Окончательный слом по ослабленному сечению трубы происходит, как правило, позже, в процессе бурения, СПО или операций по ликвидации прихвата инструмента вследствие либо усталостного разрушения, спровоцированного появлением новых «сильных» концентраторов напряжения, либо от непосредственного приложения к трубе комбинации растягивающих нагрузок, крутящего момента, изгибающих нагрузок и избыточного внутреннего давления, при совместном действии которых эквивалентные напряжения превышают предел прочности ослабленной зоны бурильной трубы. Во избежание подобных инцидентов необходимо не допускать свинчивание и развинчивание замковых соединений ЛБТ с задержкой труб в ПКР.

ВЫВОДЫ
Проведенный анализ показывает, что подавляющее большинство аварий с ЛБТ происходило в последние годы из-за допущенных нарушений технологического регламента и правил ведения буровых работ. Это, к сожалению, приводит к незаслуженному падению доверия буровиков к ЛБТ, как к классу бурильного инструмента, дополняющего СБТ в комбинированных компоновках БК и обладающего, как известно, рядом технологических преимуществ, в том числе указанных в настоящей статье.
Промышленное производство всей гаммы вышеупомянутых ЛБТ, а также легкосплавных насосно-компрессорных и обсадных труб осуществляет ООО «Бурильные трубы» в сотрудничестве с ООО «Акватик-Бурильные трубы». Накопленный опыт позволяет разрабатывать новую трубную продукцию, оперативно вносить в нее согласованные с заказчиком конструктивные изменения, а также выполнять техническое сопровождение труб в процессе эксплуатации, повышающие эффективность их применения.

Источник