Основы нефтегазового дела (стр. 4 )

Эти операции периодически прерываются для спуска в скважину обсадных труб, которые используются для предох­ранения стенок скважины от обвалов и разобщения нефтя­ных (газовых) и водяных горизонтов [9, 30].

Одновременно в процессе бурения выполняется ряд вспо­могательных работ: отбор керна, приготовление промывоч­ной жидкости, каротаж, замер кривизны ствола скважины, освоение ее с целью вызова притока нефти или газа.

Полный цикл строительства скважины включает следую­щие основные элементы:

1) монтаж буровой вышки, бурового (силового) оборудова­ния и строительства привышечных сооружений;

2) подготовительные работы к бурению скважин;

3) процесс бурения;

4) вскрытие и разобщение пластов (спуск обсадных труб и их цементирование);

5) испытание скважины на приток нефти или газа (освое­ние);

6) демонтаж оборудования.

Как правило, верхние участки разреза скважины пред­ставлены современными отложениями, легко размывающи­мися в процессе бурения циркулирующим потоком жидко­сти. Поэтому бурить скважину начинают только после того, как предпримут необходимые меры против размывания поро­ды под основанием буровой. Для этого до бурения скважины сооружают шурф до устойчивых пород (4 —8 м) и в него спускают трубу с вырезанным окном в ее верхней части. Пространство между трубой и стенкой шурфа заполняют бутовым камнем и цементным раствором. В результате устье скважины надежно укрепляется. К окну в трубе приварива­ют короткий металлический желоб, по которому в процессе бурения промывочная жидкость направляется в желобную систему и к очистным механизмам. Трубу, устанавливаемую в шурфе, называют направлением.

После установки направления и проведения ряда других работ (контрольный осмотр оборудования, монтаж и наладка приборов, оснастка полиспастной системы, бурение шурфа под ведущую трубу) составляют акт о готовности смонтиро­ванной буровой и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавер­нозные породы, осложняющие процесс бурения (обычно 50 — 400 м), перекрывают и изолируют эти горизонты, для чего в скважину спускают обсадную колонну, состоящую из свин­ченных стальных труб, а ее затрубное пространство цементи­руют. Первая обсадная колонна называется кондуктором.

После спуска кондуктора не всегда удается пробурить сква­жину до проектной глубины из-за прохождения новых ос­ложняющих горизонтов или из-за необходимости перекры­тия продуктивных пластов, не подлежащих эксплуатации дан­ной скважиной. В таких случаях возникает потребность в спуске и последующем цементировании второй обсадной колонны, которая называется промежуточной колонной.

При дальнейшем углублении скважины вновь могут встре­титься горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и изолируют третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной колонной. В этом случае ранее спущенная обсадная колонна будет называться первой промежуточной. В осложненных условиях бурения таких промежуточных ко­лонн может быть три и даже четыре.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и цементируют эксплуатационную колонну, предназначенную для подъема нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт в целях поддер­жания давления.

После спуска и цементирования эксплуатационной колон­ны проверяют качество цементного кольца, образовавшегося в затрубном пространстве, и все обсадные колонны на устье скважины обвязывают друг с другом, применяя специальное оборудование.

Расположение обсадных колонн с указанием их диамет­ров, глубины перехода с большего диаметра скважины на меньший, глубина спуска обсадных колонн и интервалов их цементирования составляют понятие конструкции скважины. Если в скважину кроме направления и кондуктора спускают только эксплуатационную колонну, то конструкцию называ­ют одноколонной. Если в скважину, кроме направления и кондуктора, спускают промежуточные и эксплуатационные колонны, то конструкцию называют двухколонной (при одной промежуточной колонне) или трехколонной (при двух промежуточных колоннах). На рис. 2.2 показана двухколон­ная конструкция скважины.

Конструкцию скважины выбира­ют с учетом геологических особенностей месторождения (глу­бины залегания зон обвалов, поглощений, водопроявлений, глубины расположения продуктивных горизонтов), вида до­бываемого продукта (нефть или газ), способов эксплуатации и бурения, техники и технологии бурения.

Рис. 2.2. Двухколонная конструкция сква­жины: D1′ D2′ D3 — диаметры долот, применяе­мых соответственно при бурении под кон­дуктор, промежуточную и эксплутационную колонны; d1′ d2′′ d3′ d4 — диаметры соответственно направления, кондуктора, промежуточной и эксплутационной колонны; Л,, h2, hv ht — интервалы цемен­тирования затрубного пространства соот­ветственно за направлением, кондуктором, промежуточной и эксплутационной колон­нами; L1′ L2′ L3′ L4 — глубина спуска соот­ветственно направления, кондуктора, про­межуточной и эксплутационной колонн

После спуска последней эксплуатационной колонны приступают к работам, выполнение которых обеспечит вызов притока нефти из пла­ста в эксплуатационную колонну и сдачу скважины в эксплу­атацию. В результате развития техники и технологии буре­ния конструкции нефтяных и газовых скважин за последние десятилетия претерпели значительные изменения в сторону упрощения и снижения массы (облегчения). Под упрощением конструкции понимают уменьшение зазоров между стенкой скважины и обсадными колоннами, что приводит к уменьше­нию объема выбуриваемой породы и сокращению расхода цемента для цементирования скважины [9, 30].

Под облегчением конструкции скважины следует пони­мать уменьшение диаметра эксплуатационной колонны, а сле­довательно, и диаметров других колонн; отказ от применения вспомогательных колонн (кондуктора, промежуточной колон­ны); уменьшение глубины спуска колонн. В итоге при облег­чении конструкции скважины сокращается расход металла на скважину.

Долото — буровой инструмент, предназначенный для механического разрушения горных пород на забое скважи­ны в процессе ее проходки. По характеру воздействия на породу долота можно классифицировать следующим обра­зом [30]:

1) режуще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания вязких и пластичных пород небольшой твердо­сти и малой абразивности (вязких глин, малопрочных глини­стых сланцев и т. п.). К ним относятся лопастные долота;

2) дробяще-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твер­дости, твердых, крепких и очень крепких. К ним относятся шарошечные долота;

3) режуще-истирающего действия, предназначенные для бурения в породах средней твердости, а также при чередова­нии высокопластичных маловязких пород с породами сред­ней твердости и даже малоабразивными твердыми. К ним относятся долота с алмазными и твердосплавными породо-разрушающими вставками.

По назначению буровые долота подразделяются на три вида:

1) разрушающие горную породу сплошным забоем;

2) разрушающие горную породу кольцевым забоем (ко­лонковые долота);

3) специального назначения.

Долота для сплошного и колонкового бурения предназначе­ны для углубления скважины, а специального назначения — для работы в пробуренной скважине (расширение и выравни­вание ствола скважины) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня).

Как для сплошного бурения, так и для колонкового созда­ны долота, позволяющие разрушать горную породу по любо­му из перечисленных выше принципов. Это упрощает подбор долот в соответствии с физико-механическими свойствами данной горной породы. Промышленность выпускает долота диаметрами от 46 до 580 мм.

ЛОПАСТНЫЕ ДОЛОТА

По числу лопастей долота разделяются на двухлопастные (типа 2Л) и трехлопастные (типа ЗЛ). На рис. 2.3 представлено двухлопастное долото. В верхней части долота имеется муфта с присоединительной резьбой и двумя или тремя лопастями, расположенными по отношению друг к другу под углом соот­ветственно 180° и 120°. Двухлопастные долота изготавливаются цельноковаными, а трехлопастные — сварными. Штампован­ные лопасти у трехлопастных долот привариваются к цельно­кованым корпусам по всему контуру касания. По принципу разрушения породы лопастные долота относят к долотам ре­жуще-скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента — скалывают ее. Для увеличения изно­состойкости лопасти армируют твердыми сплавами. Наиболее сильно армируют периферийные участки и боковые поверхности лопастей, так как они выполняют наибольший объем рабо­ты по разрушению породы. В долотах выполнены специаль­ные отверстия для прохода промывочной жидкости к забою скважины. Эти отверстия (два у двухлопастных и три у трех­лопастных долот) расположены так, чтобы выходящие из них струи жидкости, отклоняясь несколько вперед от плоскостей лопастей, ударялись о забой на расстоянии 2/3 радиуса доло­та. Для эффективного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц породы скорость истечения жидкости из промывочных отверстий должна быть не менее 80—120 м/с. При такой скорости струй стенки отверстий, просверленных в стальном корпусе долота, подвергаются быстрому эрозионно­му и абразивному износу. Во избежание этого в отверстия вставляются сменные насадки, изготовленные из твердого сплава. Для уменьшения гидравлических сопротивлений кромки от­верстий в насадках на входе сглаживают, а сечение плавно сужают к выходу. Вставляют насадки в отверстия долота с помощью маслонефтестойких уплотнительных резиновых ко­лец, которые обеспечивают герметичность пространства за на­садкой. Во избежание сильного рассеивания энергии струй жидкости насадки устанавливают с максимальным приближе­нием к поверхности забоя. Лопастные долота выпускаются диаметрами от 76 до 445 мм.

ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА

Эти долота (рис. 2.4) успешно используют при вращательном способе бурения пород с различными физико-механическими свойствами с промывкой забоя любой промывочной жидко­стью. Созданы конструкции шарошечных долот с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Наиболее рас­пространены трехшарошечные долота. Для бурения горных по­род с разнообразными физико-механическими свойствами из­готавливают следующие типы трехшарошечных долот:

М — для мягких, вязких, пластичных и несцементирован­ных пород (глины, мел, гипс);

МС — для мягких, вязких, пластичных и несцементиро­ванных пород с пропластками пластичных и хрупкопластич-ных пород (глины, мел, гипс с пропластками мергеля, песча­ника, сланца);

С — для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости (мергели, песчаники, сланцы);

СТ — для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости, переслаивающихся твердыми пропластками пород (мергели, песчаники, сланцы с пропластками загипсованного песчаника, сильно заглинизированные известняк и доломит);

Т — для хрупкопластичных твердых и абразивных пород (песчаники, доломитизированные известняки, доломиты, ан­гидриты с доломитом);

ТК — для хрупкопластичных твердых пород, перемежаю­щихся с хрупкими твердыми и крепкими абразивными пропла­стками пород (песчаники, доломитизированный известняк, ан­гидрит с пропластками окремнелых известняков и песчаников);

К — для хрупких, крепких и абразивных пород (окремнелые известняки и песчаники).

Долота различных типов отличаются друг от друга размера­ми, шагом между зубьями, конструкцией зубьев, углом накло­на оси шарошки к оси долота и конфигурацией шарошек.

С повышением твердости горных пород рекомендуется при­менять долота с меньшей высотой зубьев и меньшим шагом между ними. Уменьшение высоты зубьев предотвращает их поломку при разбуривании твердых пород, а сокращение шага между зубьями увеличивает эффект дробления породы.

При бурении в мягких породах шлам часто налипает на шарошки, поэтому эффект работы долота снижается, и это может привести также к прихвату бурильной колонны. Зуб­чатые венцы на шарошках долот типа М, МС и С располага­ются так, чтобы зубья одной шарошки могли очищать от налипающей породы промежутки между зубьями соседней шарошки. Такие долота называют долотами с самоочищаю­щимися шарошками.

Тяжелые условия работы шарошечных долот обусловлива­ют применение для их изготовления высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее от­ветственных и быстроизнашивающихся деталей (зубьев, ра­бочих поверхностей шарошек). Для повышения износостой­кости зубья и тыльная часть шарошек армируются зернис­тым твердым сплавом, изготовленным литьем из карбидов вольфрама.

Изготовляют долота с одним (у долот малого размера) и тремя промывочными отверстиями. В первом случае отвер­стие располагают в центре долота и в него устанавливают сменную втулку с максимальным приближением ее кромки к шарошкам. Во втором случае три отверстия располагают на­клонно к оси долота так, чтобы они направляли промывоч­ную жидкость на шарошки или к периферии долота между шарошками. Для создания эффективного процесса разруше­ния горной породы в промывочные отверстия, как и у лопа­стных долот, вставляют насадки и создают скорость истече­ния струй жидкости из них не менее 80—120 м/с.

АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА

Такие долота применяются при бурении неабразивных и малоабразивных пород средней твердости и твердых, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин, где их высокая стоимость компенсируется долговечностью и, следовательно, снижением затрат времени на спускоподъемные операции. В России выпускаются алмазные долота двух ти­пов: спиральные — для турбинного бурения (рис. 2.5, а) и радиальные — для роторного бурения (рис. 2.5, б) [30].

Алмазные долота состоят из фасонной алмазонесущей головки (матрицы) 1 и стального корпуса 2 с присоедини­тельной замковой резьбой 3. Головку изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных по­рошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики техни­ческих алмазов. После прессования и спекания алмазы ока­зываются надежно закрепленными в наружном слое голов­ки. Применяя для изготовления матрицы, образуемой при спекании смеси, различные материалы, добиваются необхо­димой степени обнажения алмазов во время работы долота. Регулировка степени обнаженности алмазов обеспечивает также сохранение во время работы долота на забое опреде­ленного зазора между матрицей и породой. В результате промывочная жидкость, выйдя из промывочных отверстий долота, имеет возможность пройти по зазору между матри­цей и забоем скважины, захватить мельчайшие частицы вы­буренной породы, направить их в радиальные или радиально-спиральные каналы 5, имеющиеся между контактными секторами 4, и далее в затрубное пространство.

Опыт проходки глубоких не­фтяных и газовых скважин по­казал, что одним алмазным до­лотом можно пробурить в твер­дой породе до 250 — 300 м в те­чение 150-200 ч. Таким обра­зом, одно алмазное долото за­меняет 15 — 20 шарошечных. Ал­мазные долота изготавливают следующих типоразмеров: 140, 159, 188, 212, 241 и 267 мм.

ТВЕРДОСПЛАВНЫЕ ДОЛОТА

Наряду с долотами, армиро­ванными естественными алмаза­ми, при бурении глубоких сква­жин в последние годы получили распространение долота, армиро­ванные сверхтвердыми сплавами.

Хорошие результаты, особен­но при бурении с забойными двигателями в породах средней твердости, получают при исполь­зовании долот, армированных зернистым твердым сплавом и зубцами, выполненными из твер­дого сплава типа «славутич» (рис. 2.6). Промывочная жидкость в таких долотах подается к забою скважин по шести промы­вочным отверстиям, обеспечивая хорошую очистку забоя от выбуренной породы и охлаждение контактных секторов.

В процессе бурения разведочной, а иногда и эксплуатаци­онной скважины периодически отбираются породы в виде нетронутых целиков (кернов) для составления стратиграфи­ческого разреза, изучения литологической характеристики пройденных пород, выявления содержания нефти, газа в по­рах пород и т. д.

Для извлечения на поверхность керна применяют колон­ковые долота (рис. 2.7). Состоит такое долото из бурильной головки 1 и колонкового набора, присоединенного к корпусу бурильной головки с помощью резьбы.

Рис. 2.7. Схема устройства колонкового долота: 1 — бурильная головка; 2 — керн; 3 — грунтоноска; 4 — корпус колонко­вого набора; 5 — шаровой клапан

В зависимости от свойств породы, в которой осуществля­ется бурение с отбором керна, применяют шарошечные, ал­мазные и твердосплавные бурильные головки.

Шарошки в бурильной головке смонтированы таким обра­зом, чтобы порода в центре забое скважины при бурении не разрушалась. Это создает условия для образования керна 2. Существуют четырех-, шести - и далее восьмишарошечные бу­рильные головки, предназначенные для бурения с отбором керна в различных породах. Расположение породоразрушающих элементов в алмазных и твердосплавных бурильных го­ловках также позволяет разрушать горную породу только по периферии забоя скважины [30].

Образующаяся колонка породы поступает при углублении скважины в колонковый набор, состоящий из корпуса 4 и колонковой трубы (грунтоноски) 3. Корпус колонкового на­бора служит для соединения бурильной головки с бурильной колонной, размещения грунтоноски и защиты ее от механи­ческих повреждений, а также для пропуска промывочной жидкости между ним и грунтоноской. Грунтоноска предназ­начена для приема керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функ­ций в нижней части грунтоноски устанавливаются кернорватели и кернодержатели, а вверху — шаровой клапан 5, про­пускающий через себя вытесняемую из грунтоноски жид­кость при заполнении ее керном.

По способу установки грунтоноски в корпусе колонкового набора и в бурильной головке существуют колонковые доло­та со съемной и несъемной грунтоноской.

Колонковые долота со съемной грунтоноской позволяют поднимать грунтоноску с керном без подъема бурильной ко­лонны. Для этого в бурильную колонну спускают на канате ловитель, с помощью которого извлекают из колонкового набора грунтоноску и поднимают ее на поверхность. Затем, используя этот же ловитель, спускают и устанавливают в корпусе колонкового набора порожнюю грунтоноску, и буре­ние с отбором керна продолжается.

Колонковые долота со съемной грунтоноской применяют при турбинном бурении, а с несъемной — при роторном.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб, бурильных замков, переводников, утяжеленных буриль­ных труб, центраторов бурильной колонны.

Предназначена она для следующих целей:

1) передачи вращения от ротора к долоту при роторном бурении;

2) подвода промывочной жидкости к турбобуру при тур­бинном бурении;

3) монтажа отдельных секций токопровода при бурении с электробуром;

4) создания нагрузки на долото;

5) подъема и спуска долота, турбобура, электробура;

6) проведения вспомогательных работ (расширение и про­мывка скважины, ловильные работы, проверка глубины сква­жины и т. д.).

Условия работы бурильной колонны при роторном спосо­бе и бурении с забойными двигателями различны. При ро­торном способе бурильная колонна, передающая вращатель­ное движение от ротора к долоту и осевую нагрузку на долото, испытывает ряд нагрузок.

Если бурильная колонна не касается забоя скважины и не вращается, то она подвержена только растягивающим усили­ям, которые достигают максимума у устья скважины. В про­цессе бурения скважины верхняя часть бурильной колонны растянута, а нижняя, опирающаяся на забой, — сжата.

Таким образом, бурильная колонна при бурении одновре­менно подвержена действию растягивающих и сжимающих усилий. При этом она всегда имеет сечение, в котором отсут­ствуют и сжимающие, и растягивающие усилия, а следова­тельно, и напряжения от этих сил.

Кроме напряжений растяжения и сжатия при передаче вращающего момента от ротора к долоту в бурильной колон­не возникают напряжения кручения, которые достигают мак­симума у устья скважины, а также изгибающие напряжения от действия центробежных сил, увеличивающиеся от устья к забою скважины.

Одновременное действие на бурильную колонну всех пе­речисленных сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения. В результате часто случаются аварии с бурильными трубами, бурильными замками и другими эле­ментами колонны [30].

При бурении скважины с забойным двигателем (турбобу­ром или электробуром) условия работы бурильной колонны значительно облегчаются. Она в этом случае не вращается и поэтому испытывает только растягивающие и сжимающие нагрузки, а также реактивный момент забойного двигателя. Последний имеет незначительное значение и в практических расчетах им можно пренебречь.

Рассмотрим подробнее элементы бурильной колонны. Ве­дущая труба имеет в большинстве случаев квадратное сече­ние. Вращающий момент от ротора передается ведущей тру­бе через вкладыши, вставляемые в ротор. Для каждого разме­ра трубы применяют соответствующие вкладыши, позволяю­щие ей свободно перемещаться вдоль оси скважины.

Серийно выпускаемые трубы имеют сборную конструк­цию, состоящую из собственно трубы, верхнего переводника для соединения с вертлюгом и нижнего переводника для соединения с бурильными трубами. Вертлюг обеспечивает вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке в бу­ровой вышке, и подачу через нее промывочной жидкости. Вертлюг состоит из двух частей — системы вращающихся и неподвижных деталей. Неподвижная часть вертлюга подве­шивается к подъемному крюку, а к вращающейся части присоединяют бурильную колонну. Ведущие трубы выпуска­ются следующих размеров (со стороной квадрата): 112, 140 и 155 мм с диаметрами проходного канала соответственно: 74, 85 и 100 мм и длинами труб — 13, 14и 14 м. Ведущие трубы изготовляют из прочных сталей.

Бурильные трубы изготовляются следующих конструкций:

1) с высаженными внутрь концами;

2) с высаженными наружу концами;

3) с приваренными присоединительными концами;

4) с блокирующим (стабилизированным) пояском;

5) беззамковые раструбные трубы.

Конструкции бурильных труб приведены на рис. 2.8. На бурильных трубах с высаженными внутрь концами выполнена конусная мелкая трубная резьба. Высадка внутрь на кон­цах трубы уменьшает ее внутренний диаметр. Соединяют такие трубы при помощи замков (рис 2.9, а) или муфт (рис. 2.9, б). Трубы этой конструкции весьма распространены. Длина их 6,8 и 11,5 м при наружном диаметре 60, 73, 89 и 102 мм. Трубы диаметрами 114, 127, 140 и 168 мм выпуска­ются длиной 11,5 м.

Рис. 2.8. Бурильные трубы:

а — с высаженными внутрь концами; б — с высаженными наружу концами; 1 — труба; 2 — муфта

Рис. 2.9. Соединение бурильных труб с высаженными внутрь концами

Бурильные трубы с высаженными наружу концами имеют такую же резьбу, что и трубы с высаженными внутрь конца­ми. Высадка наружу обеспечивает одинаковый внутренний диаметр по всей длине трубы, что резко улучшает гидравли­ческую характеристику этих труб по сравнению с высажен­ными внутрь концами, так как значительно снижаются потери на преодолении сопротивлений при прохождении промы­вочной жидкости по бурильной колонне. Эти трубы соединя­ются также при помощи соединительных муфт или буриль­ных замков. Длина этих труб такая же, как и труб с выса­женными внутрь концами. Заводы выпускают трубы диамет­ром 60, 73, 89, 114 и 140 мм.

Сначала эти трубы предназначались для бурения скважин электробуром. При этом способе бурения требуется наличие в трубах широкого и одинакового по всей длине циркуляционно­го канала, обеспечивающего монтаж: токопровода и прохожде­ние промывочной жидкости. Однако опыт показал целесообраз­ность применения этих труб при турбинном способе бурения.

Бурильные трубы с приваренными соединительными кон­цами имеют равнопроходной канал по всей длине труб. Для их присоединения используется крупная замковая резьба.

В бурильных трубах с блокирующим (стабилизирующим) пояском за счет удлинения у замковых деталей цилиндричес­кой выточки и за счет обточки гладкого пояска на трубе вблизи резьбы достигается плотное сопряжение навинчивае­мого в горячем состоянии замка с трубой.

Так как на практике наиболее распространена вышка вы­сотой 41м, позволяющая использовать свечи длиной около 25 м, то бурильные трубы изготовляют длиной 6, 8 и 11,5 м. Поэтому свеча может быть собрана из четырех труб длиной б м каждая, трех труб длиной 8 м каждая или из двух труб длиной 11,5 м. При сборке свечи из четырех бурильных труб длиной 6 м две пары труб соединяются при помощи муфт, а так называемые двухтрубки — с использованием буриль­ных замков. При сборке свечи из трех бурильных труб длиной 8 м применяют две соединительные муфты и один бурильный замок. Две бурильные трубы длиной 11,5 м соеди­няют при помощи бурильных замков. Собранные свечи свин­чивают также с использованием бурильных замков.

Для соединения бурильных труб с высаженными внутрь концами предназначены два типа замков:

1) ЗШ — с диаметром проходного сечения, близким к диаметру проходного сечения высаженных концов буриль­ных труб;

2) ЗН — с диаметром проходного сечения, значительно меньшим диаметра проходного сечения высаженных концов бурильных труб.

Сужение проходного сечения в бурильных замках ЗН зна­чительно увеличивает потери давления при циркуляции про­мывочной жидкости. Поэтому они мало используются при роторном способе бурения и совсем не применяются в тур­бинном бурении.

Для соединения бурильных труб с высаженными наружу концами разработаны бурильные замки с увеличенным про­ходным сечением (типа ЗУ), обеспечивающие нормальные условия проходки скважины при турбинном бурении и буре­нии с электробуром.

Ниппель и муфта бурильного замка соединены при помо­щи конической крупной замковой резьбы, а эти детали с бурильными трубами — мелкой трубной резьбой. Крупная замковая резьба со значительной конусностью позволяет многократно свинчивать и развинчивать свечи с незначитель­ной затратой времени. Применение замков для соединения бурильных труб не только ускоряет проведение спускоподъемных операций, но и предотвращает бурильные трубы от преждевременного износа: при наличии замкового соедине­ния ключами захватываются не бурильные трубы, а ниппель и муфта замка. Поэтому бурильные замки изготовляют из более качественного металла.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19