Приближенный вес бурильной трубы с замком

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Утяжеленные бурильные трубы используют для создания нагрузки на долото и поддержания бурильной колонны в ра­стянутом состоянии. Бурильная колонна имеет сравнительно малую жесткость при изгибе, что способствует ее изгибу при сжатии. Знакопеременный изгиб в конечном счете ведет к раз­рушению бурильных труб (см. гл. 8).

Поскольку упругие тела могут изгибаться только при сжа­тии, усталостное разрушение бурильных труб может быть пре­дупреждено путем поддержания их в растянутом состоянии.

На практике 85 % веса УБТ в буровом растворе (с коэффи­циентом безопасности 1,15) используется для создания на­грузки на долото, а остальная часть бурильной колонны нахо­дится в растянутом состоянии. Нейтральная точка (точка, где напряжения растяжения и сжатия равны нулю) при этом рас­полагается на УБТ.

В табл. 2.8 приведены данные о размерах и весе 1 м при­меняемых УБТ. Из этой таблицы видно, что внутренний диа­метр d УБТ очень мал, например, для УБТ с наружным диа­метром Л =127 мм внутренний диаметр изменяется в пределах 38,1—63,5 мм. Уменьшенный внутренний диаметр УБТ приво­дит к высоким потерям давления при циркуляции бурового ра­створа, и по этой причине на практике выбирают УБТ с наи­большим имеющимся внутренним диаметром, чтобы снизить потери

тери давления. Методики расчета потерь давления описаны в гл. 5 и 7.

УБТ обычно изготовляют длиной 9,5 м. Вследствие боль­шой толщины стенки УБТ не снабжают замками; вместо этого муфтовые и ниппельные концы нарезают в теле трубы. Концы УБТ имеют коническую винтовую резьбу с крупным шагом, ко­торая обеспечивает при свинчивании двух труб упорное соеди­нение металл по металлу—по выступам резьбы (рис. 2.9).

Резьбы УБТ усиливают путем холодной обработки впадин. Холодной обработкой упрочняют впадины резьбы (обкатка специальным роликом). Такая обработка повышает сопротивле­ние поверхности резьбы цикличе­ским знакопеременным нагруз­кам.

ОСОБЕННОСТИ УБТ

Утяжеленные бурильные тру­бы обладают следующими осо­бенностями [б].

Ловильные проточки. На УБТ большой длины с наружным диа­метром более 203 мм около нип­пельного и муфтового концов де­лают проточки уменьшенного диаметра (рис. 2.10, а). Это по­зволяет свинчивать данные тру­бы с трубами меньших диамет­ров, имеющих соответственно меньший диаметр замка, машин­ными ключами и вспомогатель­ными лебедками-раскрепите лями. Как считает Уилсон [6], на­звание ловильная проточка произошло от первоначального ис­пользования овершота и других ловильных инструментов с за­хватом, которые применяли для соединения с оставленным в скважине разрушенным замком УБТ.

УБТ со ступенчатым, проходным, отверстием. В УБТ сред­него и малого диаметров, в которых необходимо иметь большие проходные отверстия (для уменьшения потерь давления), проч­ность ниппеля может быть увеличена путем выполнения ступен­чатых сечений (рис. 2.10, б). Например, в УБТ с наружным диаметром 158,75 мм и проходным отверстием 71,44 мм отвер­стие в ниппеле может иметь диаметр 57,15 мм для увеличения прочности.

Проточки под клинья и элеватор. Такие проточки (рис. 2.10, в) применяются для того, чтобы при спуско-подъемных опера­циях переход от бурильных труб к УБТ осуществлялся простой сменой клиньев и элеватора.

УБТ со спиральными лысками. На практике прихваты чаще происходят в интервале работы УБТ, чем в интервале располо­жения бурильных труб. УБТ со спиральными лысками (рис. 2.10, г) имеет уменьшенную площадь контакта. Это сни­жает величину прижимающей силы от перепада давления в прихваченном интервале (см. гл. 12). Спиральные лыски уменьшают вес УБТ на 4

Рис. 2.10. Утяжеленные бурильные трубы с ловильной проточкой (а), со ступенчатым проходным отверстием (б), с проточками под клинья и элеватор (в), со спиральными лысками (г)

УБТ квадратного сечения. Квадратные в поперечном сече­нии УБТ применяют в бурении со специальными целями: для уменьшения искривления ствола скважины, а также для поддер­жания существующего направ­ления в направленных сква­жинах.

УБТ из сплава K.-Монель. Эти УБТ изготовляют из немаг­нитного стального сплава К-Монель и используют для создания защитной оболочки приборов-инклинометров от магнитного влияния в отличие от обыкновенных стальных УБТ.

 

ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

ТОЛСТОСТЕННАЯ БУРИЛЬНАЯ ТРУБА (ТБТ)

Рис. 2.11. Конструктивные особенности толстостенной бу­рильной трубы:

/ — армированные тверды» сплавом участки трубы для удлинения срока службы; 2 — удлиненный замок (муфта и ниппель); 3— участок с наибольшей массой 1 м; 4 — высадка в центральной ча­сти

Промысловый опыт [7] показал, что число случаев усталостного разрушения бурильных труб может быть значительно уменьшено, если отношение модулей сечения в плоскости со­единения двух элементов бурильной колонны разного радиуса (например, бурильная труба и УБТ) меньше или равно 5,5. Мо­дуль сечения определяется как отношение момента инерции / к наружному радиусу трубы.

В бурильной колонне, включающей УБТ и стандартную бу­рильную трубу, отношение модуля сечения УБТ к модулю сече­ния бурильной трубы в плоскости их соединения значительно больше 5,5. Чтобы добиться требуемого соотношения (<5,5), между УБТ и бурильной трубой вводят толстостенную буриль­ную трубу. Наружный диаметр ТБТ равен наружному диа­метру стандартной бурильной трубы, а внутренний диаметр значительно уменьшен. Кроме того, ТБТ снабжена удлиненным замком. Применение ТБТ между обычной бурильной трубой и УБТ приводит к значительному сокращению отношения моду­лей сечения в плоскости соединения УБТ и бурильных труб. ТБТ изготовляют четырех размеров: наружным диаметром от 88,9 мм до 127 мм и длиной 9,3 м [I]. ТБТ отличается централь­ной утолщенной частью, которая выполняет роль стабилизатора и таким образом увеличивает общую жесткость бурильной колонны. На рис. 2.11 изображена схема ТБТ.

Кроме того, толстостенные бурильные трубы используют для поддержания бурильной колонны в постоянно растянутом состоянии (для предотвращения изгиба), так как нейтральная точка располагается на ТБТ.

В направленных скважинах ТБТ применяют для создания нагрузки на долото в дополнение к нагрузке, создаваемой УБТ. Обычно в КНБК используют от 30 до 70 штук УБТ.

ЯСС

Ясс в составе бурильной колонны можно рассматривать [8] как поршень, перемещающийся внутри цилиндра (рис. 2.12). Свободный конец этого поршня имеет утол­щенную форму для создания ударного действия. При освобождении прихваченных бурильных труб удары на­носятся при натяжении вверх или при разгрузке.

Устройство непосредственно соединяется с бурильными трубами. Из рис. 2.12 видно, что движение вверх поршня вызывает удар по на­ковальне в направлении снизу вверх на буриль­ную колонну ниже ясса. Удар в направлении сверху вниз можно получить, если перевернуть ясс. При бурении ясс необходимо устанавливать в растянутой части колонны, поэтому его распо­лагают выше нейтрального сечения. При уста­новке в сжатой части ясс может сработать в процессе бурения, если на долото случайно создадут повышенную нагрузку.

 

 

Рис. 2.12. Схема работы ясса:

/—бурильная труба; 2 — УБТ; 3 — ясс; 4 — голова прихваченных труб; 5 — ударник; 6 — наковальня

 

Рис. 2.13. Стабилизаторы:

а—цельные фрезерованные с наклонными (слева) и спиральными (справа) лопастями-6—муфтовые со стальным корпусом (слева) и сменной муфтой (справа)" в—муф­товые с улучшенной гидравлической характеристикой (справа в сборе)- г-с резино­вой муфтой

 

СТАБИЛИЗАТОРЫ

Стабилизаторы — устройства, устанавливае­мые над долотом и в составе КНБК для борьбы с искривлением скважины, уменьшения -интенсивности искривления и предотвращения прихватов от перепада давления. Они выполняют свои функции за счет центрирова­ния и увеличения жесткости КНБК. Стабилизация оси КНБК позволяет долоту вращаться перпендикулярно к плоскости забоя скважины и способствует улучшению показателей работы долот.

Существуют два основных типа стабилизаторов. Вращающиеся стабилизаторы бывают следующих видов: цельные фрезерованные (рис. 2.13, а), муфтовые (рис. 2.13, б, в) и с приварными рабочими органами.

Цельные стабилизаторы выфрезеровываются из крупной заготовки высокопрочной стали. Лопасти по поверхностям кон­такта со стенками скважины армируют штырями-вставками из твердого сплава карбида вольфрама. Цельные стабилизаторы могут иметь рабочие органы в виде продольных планок или спиральных лопастей (см. рис. 2.13, а).

Муфтовые стабилизаторы включают корпус и сменную муфту.

Существуют две конструкции таких стабилизаторов: муфту навинчивают на один из концов корпуса и крепят машин­ными ключами (см. рис. 2.13, б); муфта крепится на основном корпусе с помощью горячей посадки (см. рис. 2.13, в).

Стабилизаторы с приварными рабочими органами особенно эффективны при бурении мягких пород, где может быть обра­зование сальников, выпадение шлама из бурового раствора на КНБК. Лопасти приваривают к корпусу стабилизатора и ар­мируют карбидом вольфрама, что препятствует скалыванию и удлиняет срок службы рабочих органов. Последние имеют по концам фаски—уступы для беспрепятственного прохождения стабилизатора по обсадной колонне и желобам в открытом стволе.

Не вращающиеся стабилизаторы включают резиновую муфту и корпус (рис. 2.13, г). Муфта во время работы остается непо­движной, а корпус вращается вместе с бурильной колонной. Этот вид стабилизаторов исполь­зуется для предотвращения рас­ширения ствола при бурении и защиты УБТ от износа вслед­ствие контакта со стенками сква­жины.

СМЯТИЕ

Давление смятия можно определить как наружное давле­ние, приводящее к появлению пластических деформаций бу­рильных и обсадных труб.

При нормальных условиях бурения плотность и уровень бу­рового раствора внутри и снаружи бурильной колонны равны. Это приводит к тому, что перепад давления внутри труб и в затрубном пространстве равен нулю, поэтому давление смятия бурильной колонны также равно нулю. В некоторых случаях (например, при испытании пластов пластоиспытателем на бу­рильных трубах) бурильную колонну спускают заполненной ча­стично для снижения гидростатического давления на пласт. Это производится для вызова притока в скважину, подлежащую

Рис. 2.16. К расчету бурильной колонны на смятие: I — бурильная колонна; 2 — буровой раствор

Рис. 2.17. Эллипс двухосного напряженного со­стояния для предела текучести или диаграмма касательного напряжения деформации [4]:

/ — сжатие и смятие; 2 — сжатие и разрыв от внутрен­него давления; 3 — растяжение и разрыв от внутрен­него давления; 4 —растяжение и смятие; /—растяже­ние—смятие; //—растяжение—удлинение; ///—сжа­тие — смятие; Ox — отношение окружного сжимающего напряжения к пределу текучести, %; у г — осевое отно­шение осевого напряжения к пределу текучести, % (по данным Миллера и Эдвардса)

опробованию. После начала притока опасность смятия умень­шается, так как бурильная колонна вновь наполняется флюидом.

Наибольший перепад давления на бурильную трубу до от­крытия приемного клапана опробователя может быть рассчи­тан по формуле

Δ p= Lp₁-(L-Y)p₂

где L — общая глубина скважины, м (рис. 2.16); pi, p2—плот­ность флюида соответственно снаружи и внутри бурильной ко­лонны, кг/м³; Y—глубина опорожнения бурильной колонны, м. Для различных условий уравнение (2.7) примет вид:

а) бурильная колонна опорожнена на всю длину У=0, ρ₂= 0

Δ p= Lp₁

б) плотность флюида внутри и снаружи бурильной колонны одинакова, т. е. p₁=p₂=pm

Δ p=Ypm,

где рт — плотность бурового раствора, кг/м ³.

После того, как давление смятия Δр подсчитано, оно срав­нивается с давлением смятия для материала труб, указанным фирмой-производителем (см. табл. 2.1—2.4).

SF = Δ p _т /Δ p _ф

Коэффициент за­паса прочности на смятие определяется следующим образом:

где Δрт, Δрф—теоретическое и фактическое давление смятия соответственно.

Обычно считают, что SF= 1,125.

Теоретическое давление смятия по стандартам АНИ (или данным фирм-производителей)—это давление при отсутствии осевых нагрузок. Обычно бурильная колонна находится под растягивающей нагрузкой от собственного веса и веса УБТ. Со­вместное нагружение на растяжение и смятие называется двух­осным. При таком нагружении бурильная колонна удлиняется и ее сопротивление смятию уменьшается. Уточненное давление смятия (т. е. сопротивление смятию) может быть установлено следующим образом:

1) определяют напряжение растяжения в рассматриваемом сечении, разделив растягивающую нагрузку на площадь попе­речного сечения трубы;

2) находят отношение напряжения растяжения к среднему пределу текучести;

3) по рис. 2.17 определяют уменьшение сопротивления смя­тия (%) в соответствии с отношением по п. 2.

Ударные нагрузки

Ударные нагрузки возникают, когда движущаяся бурильная колонна устанавливается на клинья, что может способствовать обрыву труб.

Дополнительная растягивающая сила Fg (H), создаваемая пои ударном нагружении. рассчитывается по формуле

Fs= 1050W dp,

где Wdp — вес 1 м бурильной трубы, Н/м. Вывод уравнения (2.11) приведен в гл. 10.

КРУЧЕНИЕ

Максимальный крутящий момент (Н-м), при котором на­пряжения в теле достигают предела текучести бурильной трубы при чистом кручении, определяется по формуле

Q= 1.15 ^. 10^-9 IY m / D                            (2.12)

где /—полярный момент инерции трубы, мм,; I =π/32(D⁴—d⁴);

Ym—минимальный удельный предел текучести, Н/м²; D, d — наружный и внутренний диаметры трубы, мм.

Если бурильная колонна испытывает совместное действие кручения и растяжения, то уравнение (2.12) принимает вид

где Q т;— минимальный крутящий момент, при котором напря­жения в теле трубы достигают предела текучести, при условии, что труба находится под растягивающей нагрузкой, Н ^. м; Р — суммарная растягивающая нагрузка, Н; А—площадь попереч­ного сечения, мм².

Уравнения (2.12) и (2.13) можно использовать для опреде­ления максимально допустимого момента свинчивания, при ко­тором напряжения в теле трубы не превышают предела теку­чести материала.

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА

В этих примерах используется для упрощения расчета вели­чина номинального веса 1 м бурильной трубы. В практических расчетах инженеру рекомендуется сначала найти приближен­ный вес 1 м бурильных труб, как это показано в примере 2.1, а затем использовать это значение в расчетах.

Пример 2.2. Бурильная колонна состоит из 183 м УБТ наружным и внутренним диаметрами соответственно 209,6 и 71,4 мм, остальная часть колонны—из бурильных труб диаметром 127 мм и весом 290 Н/м группы прочности Х-95. Предельное значение натяжения МОР=453,5 кН, а плот­ность бурового раствора 1200 кг/м³. Рассчитать максимальную глубину скважины, которую можно пробурить, используя: а) новые бурильные трубы; б) трубы II класса с растягивающей нагрузкой, при которой напря­жения в теле трубы достигают предела текучести 1789511 Н =1,8-10³кН.

Решение. Определим вес 1 м УБТ:

где g — ускорение свободного падения; ps—плотность стали; А_убт—пло­щадь поперечного сечения УБТ, мм².

Из табл. 2.8 видно, что qУБТ=2380 Н/м. Кроме того, из табл. 2.1 находим теоретическую растягивающую нагрузку, при которой для новых труб группы прочности Х-95 напряжение в теле трубы достигает предела теку­чести Pt =2277,7 кН.

Определяем коэффициент потери веса в жидкости BF=1—1200/7850= =0,85 и принимаем МОР» 453,5 кН. Теперь воспользуемся формулой (2.6) и находим максимально допустимую длину бурильной колонны из новых бурильных труб диаметром 127 мм из стали марки Х-95:

Максимальная глубина скважины, которая может быть пробурена но­выми бурильными трубами диаметром 127 мм из стали марки Х-95 будет составлять 4995+183=5178 м.

Если при бурении скважины будут использовать бурильные трубы II класса, то из табл. 2.2 находим теоретическую растягивающую нагрузку, при которой напряжения в теле трубы из стали марки Х-95 достигают пре­дела текучести р(= 1793,7 кН. Используя формулу (2.6), находим:

При этом максимальная глубина скважины составляет 3228+183= =3411 м.

Пример 2.3. При условиях примера 2.1 определить максимальное дав­ление смятия и коэффициент запаса прочности, если используется бурильная колонна длиной 3048 м. Плотность бурового раствора равна 1200 кг/м³. Найти коэффициент запаса прочности, если уровень жидкости в колонне па­дает до 1829 м.

Решение. Максимальное сминающее давление возникает в бурильной колонне при ее полном (100%) опорожнении. Это давление найдем по формуле Δ p = g p_m L = 9,81 ^. 3048 ^. 1200=35881056 Н/м². Из табл. 2.2 давле­ние смятия новой бурильной трубы из стали марки Х-95 равно 84,46 МПа. Найдем значение коэффициента запаса прочности

SP = 84460000/35881059 = 2,35.

При падении уровня раствора в трубах до 1829 м следует использовать формулы (2.7) или (2.10):

 

Δ р = 9,81 • 1829-1200 == 21530988 Па.

Таким образом, коэффициент запаса прочности

 

SF = 84460000/21530988 = 3,92.

В этом примере коэффициент запаса прочности на смятие рассчитыва­ется для нижней (наиболее близкой к забою) трубы, которая не подвер­жена двухосному нагружению (см. пример 2.4).

Пример 2.4. Бурильная колонна состоит из 3048 м бурильных труб и секции УБТ весом 362 800 Н. Наружный диаметр бурильных труб состав­ляет 127 мм, вес 284,6 Н/м, марка стали труб S-135 (трубы повышенного качества). Определить фактическое давление смятия (или сопротивление смятию) нижней трубы колонны и найти коэффициент запаса прочности (предполагаем, что теоретическое сопротивление смятию составляет 70651500 Па, а плотность бурового раствора равна 1200 кг/м³).

Решение. Для бурильной трубы наружным диаметром 127 мм номи­нальный внутренний диаметр составляет 108,61 мм (при толщине стенки 9,55 мм). Для труб повышенного качества толщина стенки составляет 80 % толщины стенки новой трубы. Толщина стенки трубы повышенного качества равна 0,8-9,56=7,64 мм, а наружный диаметр такой трубы равен номиналь­ному внутреннему диаметру плюс удвоенная толщина стенки трубы повы­шенного качества, т. е. 108,61+2-7,64= 123,89 мм.

Площадь поперечного сечения тоубы повышенного качества

(123,89²-108,61²)=2788,8мм² ≈2,8 ^. 10-3м²

Растягивающее напряжение для нижней трубы определяется из следую­щего соотношения:

Растягивающая нагрузка (или вес УБТ) ₌ 362800_{= 129571.103Н /м} ²

             (CSA)                                 2,8.10^-3

Средний предел текучести для труб группы прочности S-135 составляет 1019,35 МН/м².

Отношение напряжений-

Из рис. 2.17 видно, что при двухосном нагружении отношение напряже­ний 13,3 % уменьшает номинальное сопротивление смятию до 53 %, поэтому сопротивление смятию нижней бурильной трубы будет равно произведению 0,93 Х Сопротивление смятию при нулевой растягивающей нагрузке = =0,93 -70 651 500=65 705 895 Па.

Наиболее тяжелые условия нагружения возникают, когда бурильная колонна опорожнена на 100%. Следовательно, давление смятия будет равно 9,81 • 3048 • 1,200=35 881 056 Па.

Таким образом, коэффициент запаса прочности при смятии

SF=65705895/35881056=1,83

Пример 2.5. Для данных примера 2.2 (бурильная колонна длиной 3048 м группы прочности Х-95) определить: а) коэффициент запаса проч­ности при бурении; б) величину ударной нагрузки; в) коэффициент запаса прочности на растяжение с учетом ударных нагрузок.

Решение. Общий вес свободно подвешенной бурильной колонны

Из табл. 2.1 для новых труб из стали Х-95 с наружным диаметром 127 мм находим значение растягивающей нагрузки, при которой напряжения достигают предела текучести, составляющее 2 277 700 Н.

Определяем коэффициент запаса прочности при растяжении

_{SF =} 2277700^. 0,9 _=1,86

    1103038    

Воспользуемся формулой (2.11) и найдем дополнительную растягиваю­щую силу вследствие ударного нагружения

Общая растягивающая сила, действующая за верхнюю трубу бурильной колонны

Таким образом, коэффициент запаса прочности на растяжение с учетом ударных нагрузок

SF = 2277700-0.9/1401921 = 1,46.

Пример 2.6. Для бурения разведочной скважины на глубину 4572 м применяют бурильные трубы следующих групп прочности:

Е—наружный и внутренний диаметры 127 и 108,61 мм соответственно;

вес 284,65 Н/м; растягивающая нагрузка, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести, составляет 1798,2 кН;

G—наружный и внутренний диаметры 127 и 108,61 мм соответственно;

вес 284,65 Н/м; растягивающая нагрузка, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести равна 2517,4 кН (все данные из табл. 2.2).

При общей длине УБТ и ТБТ, составляющей 300 м (вес УБТ и ТБТ равен 700 кН) рассчитать: а) максимальную длину труб каждой группы прочности, если предельное натяжение МОР =226 750 Н для труб групп

прочности Е; б) предельное натяжение для более прочных труб. Плотность бурового раствора 1600 кг/м³.

Решение. Находим коэффициент потери веса в жидкости

В F = 1—1600/7850=0,8.

Определим максимальную длину труб каждой группы прочности по формуле:

Ясно, что менее прочные трубы (группа прочности Е) необходимо ис­пользовать для нижней части, а более прочные (группа прочности G) — для верхней части колонны.

Таким образом, трубы группы прочности Е будут испытывать растяже­ние от веса УБТ и ТБТ. т. е.

Теперь можно найти максимальную длину труб группы прочности Е:

Таким образом, бурильная колонна будет состоять из УБТ и ТБТ дли­ной 300 м, бурильных труб группы прочности Е длиной 3652 м и бурильных труб группы прочности G длиной 4572—300—3652=620 м.

Проверим трубы группы прочности G на прочность. Учитывая, что на секцию из этих труб действует вес секции из труб группы прочности Е, а также вес УБТ и ТБТ, находим

Определим максимальную длину труб группы прочности G:

Следовательно, при действующих условиях нагружения верхняя часть колонны из труб группы прочности G имеет предельную длину 2843 м, что меньше, чем фактическая длина 620 м. Таким образом, трубы группы проч­ности G удовлетворяют условиям прочности.

Найдем предельное натяжение для более прочных труб. Воспользуемся формулами (2.1) и (2.3). Определим общий вес бурильной колонны с уче­том потери веса в жидкости:

Теперь определим предельное натяжение

Этот пример иллюстрирует расчет комбинированной бурильной колонны.

 Пример 2.7. Бурильная колонна, прихваченная в интервале УБТ, со­стоит из труб длиной 3048 м (наружный и внутренний диаметры 127 и 108,61 мм соответственно, группа прочности Е, вес 284,65 Н/м, класс II). Длина секции УБТ составляет 183 м, общий вес 362800 Н; момент свинчивания замков бурильных труб 27 660 Н • м. Нейтральная точка расположена на глубине 3018 м.

Требуется определить максимальный крутящий момент, который может быть приложен на поверхности, чтобы напряжения в теле бурильных труб не достигли предела текучести

Решение. Поскольку нейтральная точка находится на глубине 3018 м, то растягивающая сила, действующая на трубы,

Р= 3018 -284,65 =859074 Н.

Из табл. 2.3 находим растягивающую нагрузку для труб II класса группы прочности Е, составляющую 1 416 100 Н.

Определим площадь А и полярный момент инерции / поперечного се­чения труб по формулам:

Найдем минимальный удельный предел текучести для труб

Определим максимально допустимый крутящий момент для трубы по формуле (2.13)

Поскольку момент свинчивания замка равен 27 660 Н • м, то его следует считать максимально допустимой величиной (но не крутящий момент для тела трубы).

Необходимо отметить, что эти данные нужны для операции по развинчиванию колонны (см. гл. 12).

УДЛИНЕНИЕ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

 

Бурильная колонна удлиняется за счет собственного веса и веса УБТ.

 

Тормозная система

Основные тормоза лебедки используют для плавной подачи бурильной колонны при бурении (т. е. для поддержания на­грузки на долото), для остановки движения бурильной колонны при посадке труб на роторные клинья, а также для того, чтобы талевый канат свивался с барабана при холостом вращении. В большинстве типов лебедок применяют механические тор­моза фрикционного типа, которые обеспечивают торможение за счет контакта между тормозной лентой и шкивом, укрепленном на диске барабана лебедки.

Каждая тормозная пара включает гибкую стальную ленту и тормозные колодки из фрикционного материала, закрепленные болтами. Тормозные ленты охватывают тормозные шкивы подъемного барабана. Один конец каждой ленты соединен с концом балансира, который шарнирно закреплен в середине и соединен с обеими лентами по краям, чтобы обеспечить рав­номерное нагружение лент при торможении. Другой конец каждой ленты—подвижный и соединен через систему рычагов с тормозным рычагом бурильщика 1 (рис. 3.3.).

Рис. 3.3. Схема тормозной системы:

/ — тормозной рычаг бурильщика; 2 — закрепленный конец тормоза (регулируется для установки в нужное положение); 3 — уравнительный балансир; 4 — усиливающая си­стема шарниров.

Торможение достигается за счет опускания тормозного ры­чага, который прижимает тормозные колодки к шкивам вра­щающегося барабана. При прижатии колодок к шкиву усили­вается натяжение по направлению к закрепленному концу ленты. Таким образом, неподвижный конец тормозной ленты натянут больше, чем подвижный. Бурильщик создает значи­тельное тормозное усилие на тормозной рычаг, которое усили­вается действием системы рычагов.

Система охлаждения

Торможение за счет контакта тормозных колодок и тормоз­ных шкивов барабана сопровождается выделением большого количества тепла. Это тепло должно быть быстро отведено, чтобы предупредить разрушение шкивов и тормозных колодок.

Во многих типах лебедок для отвода тепла, выделяющегося при торможении, используют водяную систему охлаждения. На рис. 3.4 приведена схема типичной системы водяного ох­лаждения. При этом важная особенность—наличие насоса, ко­торый подает воду через систему трубопроводов к водяной ру­башке шкивов и вспомогательному тормозу, после чего вода возвращается в резервуар.

Рис. 3.4. Типовая система водяного охлаждения лебедки и электромаг­нитного тормоза [1]:

/ — впускной клапан (размер по специфи­кации лебедки); II, ///—впускной клапан диаметром 50,8 мм; /V — предохранитель­ный клапан; V — резервуар, вместимость которого зависит от условий бурения, тем­пературы окружающего воздуха и т. д.;

VI — насос; / — подача по линии 3.2 л/с, Tmах нагнетаемой воды 38 ⁰С; 2 — ле­бедка; 3 — впускной трубопровод диамет­ром 50,8 мм; 4 — резьбовое соединение; 5 — трубопровод диаметром 50,8 мм, по­дача насоса 4,7 л/с, Tmax нагнетаемой воды 38⁰ С; 6 — Tmax поступающей воды 74 ⁰С; 7 — предохранительный клапан (сра­батывает при давлении 0,35 М Па); 8— подача насоса 7,9 л/с, Tmax нагнетаемой воды 38 °С; 9, 10 — линии подачи насоса и всасывания соответственно; // — мерник с пресной водой объемом 16 м³ (показа­тель оН=7—7.5): 12 —двигатель и насос.Изготовители лебедки рекомендуют давление нагнетания 0,28—0,35 МПа

 

Вспомогательные тормоза

При подъеме бурильная колонна поднимается свечами дли­ной около 28 м и более в зависимости от высоты вышки. Ско­рость снижается при подъеме последних 1,5—3,5 м свечи до минимума при посадке на роторные клинья. Таким образом, при подъеме основные тормоза не работают.

При спуске главные тормоза должны постоянно работать, чтобы уменьшить нагрузку на лебедку при данной скорости, когда не применяют вспомогательные тормоза. При наращива­нии каждой свечи нагрузка увеличивается.

Если при СПО постоянно использовать ленточный тормоз, то последний перегревается и быстро теряет тормозящие свой­ства. На практике вспомогательные тормоза дополняют основ­ные и включаются только при СПО. Вспомогательный тормоз обеспечивает постоянный тормозной момент для уменьшения скорости спуска. Основной тормоз применяют для заключи­тельного торможения каждой свечи до того, как бурильная ко­лонна устанавливается на роторные клинья.

Вспомогательный тормоз смонтирован на раме лебедки и соединяется с подъемным валом барабана лебедки с помощью подвижной муфты сцепления. Используют два типа вспомога­тельных тормозов.

Гидродинамический (или гидроматический) вспомогатель­ный тормоз (рис. 3.5, а). Этот тормоз по конструкции представ­ляет центробежный насос, работающий на воде и дающий больший амортизирующий эффект за счет нагнетания и созда­ния давления жидкости. Основные элементы гидродинамиче­ского тормоза включают узел ротора, соединенный с тормоз­ным валом, и узел статора.

Рис. 3.5. Гидроматический (а) и электромагнитный тормоза (б):

/, 4— выходная и входная водяные трубы; 2 — лопатки ротора; 3 — карман статора;

5 — ротор; 6 — магниты

Тормозной вал присоединен к валу барабана лебедки с по­мощью подвижной муфты. Тормозящий эффект образуется за счет сопротивления воды при ее циркуляции в межлопаточных каналах ротора и статора [4]. Механическая энергия ротора преобразуется в тепловую энергию воды. Количество поглощен­ной механической энергии и, следовательно, тормозящее дейст­вие пропорциональны скорости движения воды в тормозной ка­мере. Кроме того, тормозной эффект зависит от уровня жидко­сти в тормозной камере, причем максимальный эффект дости­гается, если камера полностью наполнена водой [2]. Тормозной эффект можно изменять, увеличивая или уменьшая уровень воды внутри камеры.

Вода для охлаждения фрикционного тормоза подъемного барабана нагнетается через канал в валу вспомогательного тормоза. Независимая система циркуляции обеспечивает по­стоянный поток холодной воды во вспомогательный тормоз, предохраняя его от перегрева.

Электромагнитный вспомогательный тормоз (рис. 3.5, б). Такой тормоз использует магнитные силы для торможения вра­щения подъемного барабана [4]. Он состоит из стального ро­тора, соединенного с валом тормоза; ротор находится в кор­пусе-статоре, который обеспечивает управляемое изменяю­щееся магнитное поле.

Магнитное поле статора возникает в катушках, возбуждае­мых постоянным током. Статор индуцирует магнитную электро­движущую силу в роторе, которая противодействует движению ротора и, таким образом, обеспечивает тормозной эффект. Ве­личина торможения может изменяться путем изменения интен­сивности электромагнитного поля статора.

Индуцированное магнитное поле создает в роторе вихревые токи, которые генерируют тепло. Это тепло отводится постоянным потоком холодной воды, который подается охлаждающей системой тормоза (см. рис. 3.4).

Сравнение гидроматического и электромагнитного тормозов. Основной ленточный тормоз применяют для торможения ско­рости движения свечи вблизи стола ротора, так как гидрома-тический тормоз дает меньший эффект, и поэтому торможение главным образом обеспечивается ленточным тормозом. При ис­пользовании гидроматического тормоза тормозной эффект воз­растает по экспоненциальному закону с увеличением скорости вращения, т. е. чем больше скорость спуска, например буриль­ной колонны, тем больше тормозной момент. Гидроматические тормоза обычно применяют на буровых установках с ограни­ченным электроснабжением. Если электроэнергии достаточно (например, на дизель-электрической установке), то обычно ис­пользуют электромагнитный тормоз, преимущество которого состоит в том, что его тормозной эффект зависит от интенсив­ности электромагнитного поля и легко регулируется бурильщи­ком небольшим рычагом. Таким образом, бурильщик имеет возможность более точно управлять тормозным эффектом.

 

УЗЕЛ КОНТРПРИВОДА РОТОРА

Вал контрпривода необходим, если ротор имеет привод не­посредственно от лебедки. Узел контрпривода содержит меха­низмы, необходимые для передачи вращения ротору. Оборудо­вание включает приводную роторную цепь и звездочки, пнев­матическую муфту, инерционный тормоз и пульт управления. Однако в большинстве современных буровых установок ротор имеет независимый привод от отдельного двигателя постоян­ного тока.

ТАЛЕВАЯ СИСТЕМА

Для спуска и подъема бурильной колонны применяют тале­вую систему, в которой канат намотан на несколько неподвиж­ных и движущихся блоков.

Набор шкивов служит для увеличения натяжения одной хо­довой струны каната барабаном лебедки, что позволяет спус­кать и поднимать бурильные и обсадные колонны большого веса. Без учета трения в шкивах натяжение ходовой струны приблизительно равно отношению общего веса на крюке к числу струн между набором шкивов-блоков.

КРОНБЛОК

Кронблок представляет собой устройство, направляющее канат от подъемного барабана к талевому блоку. Кронблок неподвижно закреплен в верхней части вышки. Он имеет не­сколько шкивов, смонтированных на неподвижном валу, при этом каждый шкив работает как отдельный блок. Талевый ка­нат навивается последовательно на шкивы кронблока и тале­вого блока, причем неподвижный конец идет на зажимное уст­ройство крепления мертвого конца.

Конец каната, идущий от барабана лебедки к кронблоку, называется ходовым.

Во время СПО на барабан лебедки навивается канат дли­ной, значительно большей длины ходовой струны или длины перемещения талевого блока. Скорость ходовой струны равна произведению количества струн на скорость талевого блока.

Кронблок расположен так, что шкив ходовой струны нахо­дится около плоскости, проходящей через середину барабана лебедки.

Угол между ходовой струной и вертикалью называется уг­лом отклонения (см. рис. 3.1). Угол отклонения должен быть менее 1,5° для уменьшения износа каната и исключения непра­вильной намотки [З].

Обычно Кронблок установлен на стальной раме. Шкивы кронблока размещены параллельно друг другу на валу. Каж­дый шкив закреплен на двухрядном коническом роликовом подшипнике для уменьшения трения. Кроме того, на кронблоке расположен шкив для каната вспомогательной лебедки. Малый шкив для пенькового каната от фрикционных катушек также может быть закреплен на кронблоке.

ТАЛЕВЫЙ БЛОК И БУРОВОЙ КРЮК<