Типи та конструкції свердловини. Призначення та конструкція бурильної колони та її елементів. Умови роботи бурильної колони в свердловині. Конструкція і характеристика ведучої, бурової та обважненої труби. Експлуатація бурильних труб, техніка безпеки.
Труби зєднують згвинчуванням труба в трубу. Останнім часом деякі фахівці до складу бурильної колони включають також долото і забійний двигун і виділяють колону бурильних труб як частину бурильної колони, що складається з бурильних труб. Так, при бурінні з електробуром бурильна колона служить каналом, в якому закріплюється кабельний струмопідвід, при деяких способах гідравлічного транспортування керна по бурильній колоні його піднімають на поверхню і так далі. 2 - Конструкція бурильної колони: 1 - верхній перевідник провідної труби; 2 - провідна труба; 3 - нижній перевідник провідної труби; 4 - запобіжний перевідник провідної труби; 5 - муфта замку, 6 - ніпель замку; 7 - бурильні труби; 8 - протектор; 9 перевідник на бурильні труби, що обважнюють (УБТ); 10 - УБТ; 11 - центратор; 12 - наддолотний амортизатор; 13 - калібратор. Умови роботи бурильної колони залежать від вельми різноманітних чинників, найбільш істотні з яких наступні: величина і характер навантажень, що діють; їх поєднання визначає складний напружений стан матеріалу труб (деякі з навантажень, що діють, не піддаються визначенню з достатньою точністю); наявність місць концентрації напруги (різьбове зєднання; зчленовування елементів бурильної колони різної жорсткості, наприклад замку з бурильною трубою, бурильної труби з УБТ і тому подібне); корозійна дія середовища, в якому знаходиться бурильна колона (РН середовища, електричний потенціал, шкідливі домішки в буровому розчині, температура); корозійну дію вабить погіршення міцності показників матеріалу труб і інших елементів бурильної колони; абразивна дія на бурильну колону стінок свердловини і твердих частинок, що знаходяться в циркулюючому буровому розчині; воно приводить до зносу елементів бурильної колони і відповідно до зміни їх конструкційних розмірів, що, у свою чергу, обумовлює зростання напруги при незмінному навантаженні, що діє; виникнення коливальних процесів і резонансних явищ в бурильній колоні.Включення і виключення кулачкової муфти допоміжного гальма бурової лебідки на ходу забороняються. Для розкріплювання різьбових зєднань труб на буровій установці повинен встановлюватися пневмораскрепитель. Забороняється працювати несправними машинними ключами, а також ключами, розмір яких не відповідає діаметру бурильних або обсадних труб. При посадці бурового інструменту, а також колони обсадних труб на ротор, підводі і відведенні механізованих бурових ключів люди не повинні знаходитися на роторі і в зоні дії ключів. Під час переміщення бурильної свічки від ротора до місця її установки на свічник АУС і назад забороняється знаходитися робочим на шляху руху свічки.
Список литературы
1. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера побурению т. 1 М. Недра, 1985. 414 с.
2. Вадецкий О.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М, Недра, 1985.
3. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин. М, Недра, 1989,413 с.
4. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных скважин. М., Недра, 1988,360 с.
5. Технология бурения глубоких скважин Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовин К.И. и др. М., Недра, 1982, 282 с.
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
