что такое переводник в бурении
Резервуары, емкости, резервуарное оборудование Neft-rus.ru
Переводники для бурильных колонн
Переводники для бурильных колонн предназначены для соединения элементов бурильной колоны между собой и присоединения к ней инструмента, используемого при бурении скважин.
Переводники для бурильных колонн изготавливаются следующих типов:
Переводники НКТ изготавливают видов:
Переводники типа П должны изготовляться следующих исполнений:
Переводники каждого типа должны изготовляться с правыми и левыми резьбами исполнений:
Для производства переводников применяются стали следующих прочностных групп:
2 группа – из стали марки 40ХН2МА с механическими свойствами:
Переводник навинчивается в нагретом состоянии после достижения 400-420 С. Герметичность и прочность соединения осуществляется блокирующий пояском и конической резьбой. Поясок протачивается на стандартной трубе квадратного профиля за резьбой. Таким способом могут быть переделаны трубы всех размеров.
Применяют переводники в ситуациях, когда встает необходимость соединить между собой отдельные части бурильной колонны или присоединить к ней инструмент с различной по размерам и типу резьбой. Переводники представляют собой соединительные элементы бурильной колонны.
Переводники поставляют, как и с левым, так с правым направлением нарезки резьбы на обоих концах или с левой резьбой на одном и правой резьбой на другом конце.
Переводники для бурильных колонн поставляются по ГОСТ 7360 – 59, по которому на внутренней и наружной поверхностях переводников не допускаются волосовины, трещины, плены, расслоения, вырубка, раковины, заделка и заварка дефектных мест. Резьбы должны быть без выкрошенных ниток, рванин, заусениц, и забоин, нарушающих их прочность и непрерывность.
Переводники изготовляют из стадии групп прочности по ГОСТ 633 – 63, поковки для изготовления переводников перед механической обработкой нормализуются.
Переводники и замки проверяют магнитно-порошковым методом в приложенном магнитном поле соленоида непостоянного тока. Для обнаружения продольных трещин по телу намагничивание проводят с применением кабеля, для чего по длине переводника или замка сквозь внутреннее отверстие навивают 3-4 витка гибкого кабеля и подключают к выходу магнитного дефектоскопа. Для обнаружения поперечных трещин в ниппеле замка или переводника намагничивание проводят с применением катушки. Величина намагничивающей силы при внесенной детали устанавливается в пределах 3000 – 3500 А-витков.
Переводники изготавливают из толстостенных патрубков.Переводник имеет внутреннюю резьбу под НКТ. Конус вместе с седлом служат для разобщения колонны насосных труб от затрубного пространства скважины.К нижней части опорной муфты присоединяется рубашка насоса с направляющей муфтой, предназначаемой для удержания его от колебания во время работы.
Переводники изготавливаются в соответствии с ГОСТ 7360-82 из никельсодержащих марок сталей (40ХН, 40ХН2МА или других). Переводники для бурильных колонн, не предусмотренные ГОСТ, производятся на основании разработанных и согласованных с заказчиком чертежей.
Для увеличения ресурса переводников все элементы резьбовых соединений фосфатированы.
ПЕРЕВОДНИКИ
Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:
1)
 |
Переводники переходные (ПП, рис. 3.15.а), предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.
2) Переводники муфтовые (ПМ, рис. 3.15.б) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.
3) Переводники ниппельные (ПН, рис. 3.15.в) для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.
Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.
ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.
Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171:
То же, но с левой резьбой:
Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).
3.2.6. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), «Славутич» (КС).
Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.
Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра – перфорированный патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.
Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.
3.3. УСЛОВИЯ РАБОТЫ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.
При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него – напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.
Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.
При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.
Изгибающие нагрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения, действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.
Аварии при роторном бурении происходят, в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят, в основном, из-за прихватов, неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.
3.4. ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ
При бурении нефтяных и газовых скважин применяют гидравлические и электрические забойные двигатели, преобразующие соответственно гидравлическую энергию бурового раствора и электрическую энергию в механическую на выходном валу двигателя. Гидравлические забойные двигатели выпускают гидродинамического и гидростатического типов. Первые из них называют турбобурами, а вторые – винтовыми забойными двигателями. Электрические забойные двигатели получили наименование электробуров.
Турбобур представляет собой многоступенчатую гидравлическую турбину, к валу которой непосредственно или через редуктор присоединяется долото.
Каждая ступень турбины состоит из диска статора и диска ротора (рис. 3.16).
В статоре, жестко соединенном с корпусом турбобура, поток бурового раствора меняет свое направление и поступает в ротор, где отдает часть своей гидравлической мощности на вращение лопаток ротора относительно оси турбины. При этом на лопатках статора создается реактивный вращающий момент, равный по величине и противоположный по направлению вращающему моменту ротора. Перетекая из ступени в ступень буровой раствор отдает часть своей гидравлической мощности каждой ступени. В результате вращающие моменты всех ступеней суммируются на валу турбобура и передаются долоту. Создаваемый при этом в статорах реактивный момент воспринимается корпусом турбобура и БК.
Как показали стендовые испытания турбины, зависимость момента от частоты вращения ротора почти прямолинейная. Следовательно, чем больше n, тем меньше М, и наоборот.
В этой связи различают два режима работы турбины:
1. тормозной, когда n = 0, а М достигает максимального значения,
2. холостой, когда n достигает максимального, а М = 0.
В первом случае необходимо к валу турбины приложить такую нагрузку, чтобы его вращение прекратилось, а во втором – совершенно снять нагрузку.
Максимальное значение мощности достигается при частоте вращения турбины n = n0.
Режим, при котором мощность турбины достигает максимального значения называется экстремальным. Все технические характеристики турбобуров даются для значений экстремального режима. В этом режиме работа турбобура наиболее устойчива, так как небольшое изменение нагрузки на вал турбины не приводит к сильному изменению n и, следовательно, к возникновению вибраций, нарушающих работу турбобура.
Режим, при котором коэффициент полезного действия h турбины достигает максимального значения называется оптимальным. При работе на оптимальном режиме, т.е. при одной определенной частоте вращения ротора турбины для данного расхода бурового раствора Q, потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в турбине DР минимальны.
При выборе профиля лопаток турбины стремятся найти такое конструктивное решение, чтобы при работе турбины кривые максимальных значений N и h располагались близко друг к другу. Линия давления DР таких турбин располагается почти симметрично относительно вертикали, на которой лежит максимум мощности.
Таким образом, при постоянном расходе бурового раствора Q параметры характеристики турбины определяются частотой вращения ее ротора n, зависящей от нагрузки на вал турбины (на долото).
При изменении расхода бурового раствора Q параметры характеристики турбины изменяются совершенно по другому.
Видно, что эффективность турбины значительно зависит от расхода бурового раствора Q. Однако увеличение расхода Q ограничивается допустимым давлением в скважине.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению плотности бурового раствора r.
Частота вращения ротора турбины n от изменения плотности r не зависит.
Параметры характеристики турбины изменяются также пропорционально изменению числа ступеней.
ГОСТ 26673 предусматривает изготовление бесшпиндельных (ТБ) и шпиндельных (ТШ) турбобуров.
Турбобуры ТБ применяются при бурении вертикальных и наклонных скважин малой и средней глубины без гидромониторных долот. Применение гидромониторных долот невозможно по тем причинам, что через нижнюю радиальную опору (ниппель) даже при незначительном перепаде давления протекает 10 – 25% бурового раствора.
Значительное снижение потерь бурового раствора достигается в турбобурах, нижняя секция которых, названная шпинделем, укомплектована многорядной осевой опорой и радиальными опорами, а турбин не имеет.
Присоединяется секция шпиндель к одной (при бурении неглубоких скважин), двум или трём последовательно соединённым турбинным секциям.
Поток бурового раствора, пройдя турбинные секции, поступает в секцию – шпиндель, где основная его часть направляется во внутрь вала шпинделя и далее к долоту, а незначительная часть – к опорам шпинделя, смазывая трущиеся поверхности дисков пяты и подпятников, втулок средних опор и средних опор. Благодаря непроточной конструкции опор и наличию уплотнений вала, значительно уменьшены потери бурового раствора через зазор между валом шпинделя и ниппелем.
Для бурения наклонно – направленных скважин разработаны шпиндельные турбобуры – отклонители типа ТО.
Турбобур – отклонитель состоит из турбинной секции и укороченного шпинделя. Корпуса турбинной секции и шпинделя соединены кривым переводником.
Для бурения с отбором керна предназначены колонковые турбобуры типа КТД, имеющие полый вал, к которому через переводник присоединяется бурильная головка. Внутри полого вала размещается съёмный керноприёмник. Верхняя часть керноприёмника снабжена головкой с буртом для захвата его ловителем, а нижняя – кернорвателем, вмонтированным в переводник. Для выхода бурового раствора, вытесняемого из керноприёмника по мере заполнения его керном, вблизи верхней части керноприёмника имеются радиально расположенные отверстия в его стенке, а несколько ниже их – клапанный узел. Последний предотвращает попадание выбуренной породы внутрь керноприёмника, когда он не заполняется керном, и в это время клапан закрыт.
Керноприёмник подвешан на опоре, установленной между переводником к БК и распорной втулкой. Под действием гидравлического усилия, возникающего от перепада давления в турбобуре и долоте, и сил собственного веса, керноприёмник прижимается к опоре и во время работы турбобура не вращается.
3.4.2. ВИНТОВОЙ ЗАБОЙНЫЙ ДВИГАТЕЛЬ
 |
Рабочим органом винтового забойного двигателя (ВЗД) является винтовая пара: статор и ротор (рис. 3.17.).
Статор представляет собой металлическую трубу, к внутренней поверхности которой привулканизирована резиновая обкладка, имеющая 10 винтовых зубьев левого направления, обращённых к ротору.
Ротор выполнен из высоколегированной стали с девятью винтовыми зубьями левого направления и расположен относительно оси статора эксцентрично.
Кинематическое отношение винтовой пары 9: 10 и соответствующее профилирование её зубьев обеспечивает при движении бурового раствора планетарное обкатывание ротора по зубьям статора и сохранение при этом непрерывного контакта ротора и статора по всей длине. В связи с этим образуются полости высокого и низкого давления и осуществляется рабочий процесс двигателя.
Вращающий момент от ротора передаётся с помощью двухшарнирного соединения на вал шпинделя, укомплектованного многорядной осевой шаровой опорой и радиальными резино – металлическими опорами. К валу шпинделя присоединяется долото. Уплотнение вала достигается с помощью торцевых сальников.
ВЗД изготовляют согласно ТУ 39-1230.
Типичная характеристика ВЗД при постоянном расходе бурового раствора следующая. По мере роста момента М перепад давления в двигателе Р увеличивается почти линейно, а частота вращения вала двигателя снижается вначале незначительно, а при торможении – резко. Зависимости изменения мощности двигателя и К.П.Д. от момента М имеют максимумы. Когда двигатель работает с максимальным, режим называют оптимальным, а с максимальной мощностью – экстремальным. Увеличение нагрузки на долото после достижения экстремального режима работы двигателя приводит к торможению вала двигателя и к резкому ухудшению его характеристики.
Неэффективны и нагрузки на долото, при которых момент, развиваемый двигателем, меньше момента, обеспечивающего оптимальный режим его работы.
Характер изменения от момента М при любом расходе бурового раствора остаётся примерно одинаковым.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Что такое переводник в бурении
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР
ПЕРЕВОДНИКИ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН
Drill-stem subs. Technical conditions
РАЗРАБОТАН Министерством нефтяной промышленности
В.Ф.Кузнецов; Д.Н.Полячек, канд. техн. наук (руководитель темы); В.Д.Шепелев (руководитель темы); В.С.Краснова; Л.Б.Милевская
ВНЕСЕН Министерством нефтяной промышленности
Зам. министра В.И.Игревский
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 29 января 1982 г. N 383
ВЗАМЕН ГОСТ 7360-75
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 26.06.87 N 2643 с 01.01.88
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 10, 1987 год
Настоящий стандарт распространяется на переводники для соединения между собой частей бурильной колонны и присоединения к ней инструмента, применяемого при бурении скважин, изготовляемые для нужд народного хозяйства и для экспорта.
1. ТИПЫ, ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И РАЗМЕРЫ
1.1. Переводники должны изготовляться типов:
1.2. Переводники каждого типа должны изготовляться с правыми и левыми резьбами исполнений:
* Черт.7а. Введен дополнительно, Изм. N 1.
Обозна- чение пере- водника
Обозначение замковой резьбы
Наружный диаметр перевод-
ника (пред. откл. ±0,5)
Наруж- ный диаметр ступени (пред. откл. ±0,5)
Диаметр упорного торца и упорного уступа
Внут- ренний диаметр (пред. откл. ±0,6)
Что такое переводник в бурении
Drill-stem subs. Specifications
Дата введения 2016-08-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Техническим комитетом ТК 357 «Стальные и чугунные трубы и баллоны» и Открытым акционерным обществом «Российский научно-исследовательский институт трубной промышленности» (ОАО «РосНИТИ»)
2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 27 октября 2015 г. N 81-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 декабря 2015 г. N 2129-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 7360-2015 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 августа 2016 г.
7 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»
1 Область применения
Настоящий стандарт распространяется на переводники, предназначенные для соединения между собой элементов бурильной колонны, в том числе присоединения к ним инструмента, применяемого при бурении скважин, аварийного и породоразрушающего инструмента, систем геонавигации, керноотборного оборудования, а также для соединения элементов бурильной колонны с элементами колонн обсадных или насосно-компрессорных труб.
Переводники по настоящему стандарту предназначены для эксплуатации в скважинах, не содержащих коррозионно-агрессивных компонентов.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 9.301 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Общие требования
ГОСТ 9.302 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия металлические и неметаллические неорганические. Методы контроля
ГОСТ 26.008 Шрифты для надписей, наносимых методом гравирования. Исполнительные размеры
ГОСТ 7565 (ИСО 377-2-89) Чугун, сталь и сплавы. Метод отбора проб для определения химического состава
ГОСТ 9012 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю
ГОСТ 9454 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах
ГОСТ 10006 (ИСО 6892-84) Трубы металлические. Метод испытания на растяжение
ГОСТ 10692 Трубы стальные, чугунные и соединительные детали к ним. Приемка, маркировка, упаковка, транспортирование и хранение
ГОСТ 15150 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 21105 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
Утратил силу на территории РФ. Действует ГОСТ Р 56512-2015.
ГОСТ 28487 Резьба коническая замковая для элементов бурильных колонн. Профиль. Размеры. Допуски
ГОСТ 31458 (ISO 10474:2013) Трубы стальные и изделия из труб. Документы о приемочном контроле
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.2 контрольные метки: Выполненные на конической расточке муфты или на основании ниппеля цилиндрические метки (в виде расточки или проточки) или штампованные метки (в виде окружности и отрезка прямой, касательной к окружности), предназначенные для идентификации износа и проведения ремонта резьбы и упорных поверхностей соединений переводников в процессе эксплуатации.
3.3 муфтовый конец, муфта: Элемент переводника с внутренней резьбой.
3.4 ниппельный конец, ниппель: Элемент переводника с наружной резьбой.
3.5 резьбовое упорное соединение, соединение: Соединение элементов бурильной колонны, имеющее коническую замковую резьбу и упорные поверхности (упорный торец муфтового конца и упорный уступ ниппельного конца).
3.6 резьбовое упорное соединение типа FH: Резьбовое соединение с широким проходным отверстием, в обозначении которого число означает ранее используемый наружный диаметр бурильной трубы в дюймах.
3.7 резьбовое упорное соединение типа NC: Резьбовое соединение «нумерационного» типа, в обозначении которого число означает кратность среднего диаметра резьбы в основной плоскости в миллиметрах к 2,54 мм, выраженную в виде целого значения.
3.8 резьбовое упорное соединение типа Reg: Резьбовое соединение «обычного» типа, в обозначении которого число означает ранее используемый наружный диаметр бурильной трубы в дюймах.
3.9 резьбовое упорное соединение типа З: Взаимозаменяемое с резьбовыми соединениями типов FH, NC и Reg (см. таблицу А.1, приложение А) резьбовое соединение, в обозначении которого число означает наружный диаметр большего основания конуса ниппельного конца в миллиметрах, округленный до целого значения.
3.10 переводник: Короткий патрубок с различными резьбовыми соединениями на противоположных концах для соединения концов элементов бурильной колонны с различными диаметрами или различными резьбовыми соединениями.
3.11 переводник муфтового типа (М): Переводник, имеющий два муфтовых конца.
3.12 переводник ниппельного типа (Н): Переводник, имеющий два ниппельных конца.
3.13 переводник переходного типа (П): Переводник, имеющий один муфтовый, другой ниппельный концы.
3.14 приработка: Операция свинчивания и развинчивания резьбового упорного соединения до начала его эксплуатации для обеспечения правильного свинчивания и уменьшения заедания резьбового соединения во время эксплуатации.
3.15 разгрузочные элементы: Разгрузочная расточка или разгрузочная канавка, выполняемые на ниппельном и муфтовом концах для уменьшения вероятности усталостного разрушения высоконагруженной части резьбового упорного соединения за счет уменьшения концентрации напряжений и повышения усталостной прочности соединения.
3.16 холодное деформационное упрочнение: Пластическая деформация впадин резьбы элемента соединения, осуществляемая без нагрева путем обкатки роликом с целью повышения усталостной прочности соединений.
3.17 элементы бурильной колонны: Бурильные трубы, ведущие бурильные трубы, вертлюг, переводники, толстостенные бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы, забойные двигатели, долота и коронки и другие изделия, входящие в состав бурильной колонны и имеющие резьбовые упорные соединения.
4 Обозначения и сокращения
4.1 В настоящем стандарте применены следующие обозначения: