2. Основные понятие о бурении и скважине

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины.

Начало скважины называется устьем, боковая (цилиндрическая) поверхность – стенкой или стволом, дно – забоем. Длина от устья до забоя определяет глубину скважины.

Ось ствола скважины всегда имеет пространственное искривление разных степеней. При небольшой интенсивности искривления (обычно менее десятой доли градуса на 10 м длины) и малой суммарной величины отклонения от вертикали ( 1 – 2^о) скважину называют вертикальной. При больших величинах интенсивности искривления скважины называются искривленными. Специально искривленные скважины под необходимыми углами и с заданной интенсивностью искривления называются наклонно-направленными.

При отклонении скважины от вертикали на 90^о скважину называют горизонтальной, при больших углах отклонения – восстающей.

Несколько близко расположенных скважин образуют куст (скважины наклонные + 1 вертикальная). Разбуривание участка таким способом называется кустовым бурением.

При спуске в скважину нескольких эксплуатационных колонн для одновременной добычи нефти и газа с разных горизонтов скважина называется многорядной.

Для увеличения области дренирования пласта от основного ствола скважины бурят несколько дополнительных наклонных стволов (многозабойная скважина). Продуктивность такой скважины зависит от длины дополнительных стволов, радиуса дренирования и количества дополнительных стволов. Продуктивность характеризуется отношением L_отв/R_к. Скважины бывают большого, нормального, уменьшенного и малого диаметров.

Скважины диаметром более 760 мм – большого диаметра. Скважины, основной ствол которых под эксплуатационную колонну 140 мм бурятся   долотом  190,5 мм, принято относить к уменьшенным. Условно скважины глубиной менее 1000 м считают скважинами малой глубины (мелкие), до 5000 м – глубокие, более 5000-6000 м – сверхглубокие (Кольская, Воркутинская на ручье Яр-Вож).

Углубление скважин осуществляется путем разрушения породы по всей площади забоя (сплошное бурение) или по периферийной его части (колонковое). В последнем случае в центре скважины по ее оси остается колонка породы (керн), которая периодически извлекается на поверхность для изучения разреза горных пород.

Нефтяные и газовые скважины бурятся на суше и море с применением специальных буровых установок, мощность которых достигает 1500 и более кВт.

Скважины представляют собой дорогостоящие капитальные сооружения, служащие многие десятилетия.

Пример: скважины Азербайджана. Из скважин добывают полезные ископаемые, с их помощью нагнетают в пласты различные агенты, ведут контроль за разработкой месторождения и т.д.

Для выполнения этих задач продуктивный пласт соединяется с дневной поверхностью герметичным, прочным и долговременным каналом. Это достигается путем крепления ствола скважины и разобщения (изоляции) пластов, содержащих различные флюиды. Крепление осуществляется путем спуска в нее специальных стальных (полимерных, керамических) труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой называется обсадной колонной.

Для исключения перетоков в скважине из одного горизонта в другой различных флюидов (нефти, газа и воды) кольцевое пространство скважины между ее стенками и обсадной колонной герметизируется путем заполнения тампонирующим (изолирующим) материалом.

Впервые вопрос герметизации заколонного пространства был решен инженером А.А. Богушевским в 1905 году (патент 1906 г.) способом закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением через ее башмак в затрубное пространство. Этот способ цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной практике и применяется до настоящего времени.

Таким образом, в процессе бурения, крепления скважины и разобщения пластов создается устойчивое подземное сооружение определенной конструкции.

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр, длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с рабочим пластом.

Совокупность сведений о диаметрах, толщине стенок и марках сталей обсадных труб по интервалам, а также типах обсадных труб, оборудовании низа обсадной колонны входят в понятие конструкции обсадной колонны – оснастки обсадной колонны.

Обсадные колонны имеют определенной назначение: направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная колонны. Промежуточные колонны могут быть сплошными от устья до забоя или несплошными – хвостовиками, которые перекрывают требующий закрепления интервал скважины и предыдущую колонну не менее чем на 100 м. Известен опыт использования хвостовиков и при обсадке эксплуатационной колонны.

Решение о спуске промежуточной колонны принимается после тщательного изучения и анализа геологических и технологических условий. При этом имеет важное значение соотношение давлений в системе скважина-пласт. Если давление в скважине р_с меньше р_пл давления флюидов, насыщающих пласт, то последние из пласта начинают поступать в скважину – проявление. При превышении давления р_с над р_пл до некоторой величины р_погл жидкость из скважины поступает в пласт – поглощение. Величина р_погл зависит от конкретных геологических условий: пористости горных пород, проницаемости, наличия в г.п. открытых пор и трещин, сообщающихся между собой, пластового давления и свойств поступающей в пласт жидкости. В случае превышения величины р_погл некоторой величины р_г.р.п. (давления гидроразрыва горных пород) происходит раскрытие естественно замкнутых трещин или образования новых – гидравлический разрыв пласта.

Соотношение давлений влияет на устойчивость стенок скважины. Чем больше разница между боковым давлением (горным) и давлением в скважине гидростатическим или гидродинамическим, тем выше напряженность горных пород вокруг ее ствола, а, следовательно, и вероятность их течения и осыпания.

Классификация скважин в нефтяной и газовой промышленности

1. Опорные скважины – бурятся для изучения геологического строения и гидрогеологических условий залегания осадочной толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтенакоплений. При бурении опорных скважин стремятся вскрыть фундамент, или, по крайней мере, бурят до технически возможных глубин (Пример: Кольская скважина). Результаты опорного бурения всесторонне исследуются в комплексе с другими геолого-геофизическими данными, полученными ранее, используют для выяснения общих закономерностей геологического строения района, предварительной оценки перспектив его нефте-и газоносности, составления перспективного плана геологоразведочных работ и подсчета прогнозных запасов нефти и газа.

2. Параметрические скважины – для более детального изучения геологического строения разреза, особенно на больших глубинах, и выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геологоразведочных работ. По результатам бурения параметрических скважин уточняют стратиграфический разрез и наличие благоприятных для скопления нефти и газа структур, корректируют данные о нефтегазоносности района и прогнозные запасы нефти и газа.

3. Структурные скважины служат для тщательного изучения выявленных при бурении опорных и параметрических скважин структур и для подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры. Результаты структурного бурения и геофизических исследований используют для изучения характера залегания, определения возраста и физических свойств пород, слагающих разрез, точной отбивки опорных (маркирующих) горизонтов и построения структурных карт.

4. Поисковые скважины бурят на подготовленных на основе результатов предыдущего бурения и геолого-геофизических исследований площадях с целью открытия новых месторождений нефти и газа или на ранее открытых месторождениях для поисков новых залеганий нефти и газа. При бурении поисковых скважин изучают разрез и его нефтегазоносность с отбором проб горных пород, воды, газа и нефти, а при вскрытии продуктивной толщи испытывают скважины на приток нефти и газа с помощью специальных механизмов и аппаратуры.

5. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью оконтуривания месторождения и сбора исходных данных для составления проекта его разработки. В процессе разведочного бурения продолжают исследование разреза и его нефтегазоносности примерно в таком же объеме, как и при поисковом бурении.

6. Эксплуатационные скважины бурят на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных скважин входят не только скважины, с помощью которых добывается нефть и газ, но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные).

7. Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки интересующих участков залежи, выявления и уточнения границ продуктивных полей.

8. Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.

9. Наблюдательные скважины служат для осуществления систематического контроля за изменением давления, положением водо-нефтяного (ВНК), газо-водяного (ГВК) и газо-нефтяного (ГНК) контактов в процессе эксплуатации пласта.

10. Специальные скважины бурят для сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа.

Качество строительства всех типов скважин должно соответствовать следующим требованиям:

- проводка скважины не должна нарушать состояние окружающей среды (природы и недр), естественную разобщенность пластов и т.д.;

- профиль скважины должен быть выдержан по интенсивности искривления и отклонения забоя в пределах заданных пунктов;

- естественная проницаемость пласта должна быть сохранена при бурении скважины;

- эксплуатационная колонна должна иметь такой диаметр, чтобы обеспечивался пропуск ожидаемого количества нефти, газа, воды при минимальных затратах на их подъем и строительство скважины: Обычно диаметр эксплуатационных колонн нефтяных скважин составляет 140, 146 и 168 мм, а газовых – 146, 168, 194 и 219 мм;

- ствол скважины должен отвечать определенным требованиям по форме сечения и профилю, что необходимо для нормального дальнейшего углубления скважины и спуска в нее обсадных колонн.

Общие требования – буровые работы должны выполняться с соблюдением законов по охране труда, окружающей природной среды и недр.

Способы бурения нефтяных и газовых скважин

По способу разрушения горной породы выделяют следующие виды бурения: механическое, термомеханическое, струйное, взрывное, огневое, контактным плавлением, электрогидродинамическое, магнитострикционное, ультразвуковое и др.

При бурении скважин на нефть и газ повсеместно применяется наиболее эффективное и экономичное механическое разрушение горных пород, сочетающееся с активными физико-механическими воздействиями бурового раствора.

Механическое разрушение горных пород реализовано в наиболее распространенном вращательном и ударном бурении, которое предшествовало вращательному. В настоящее время ударное бурение при проходке нефтяных и газовых скважин в России не применяется.

Ударное бурение. Как уже говорилось ранее ударный способ бурения достоверно известен с первого тысячелетия до н.э. Разновидность его – ударно-канатный способ называется "китайским способом бурения". В более позднее время этот способ применялся в Азербайджане при бурении нефтяных скважин (с 1878 г.). В грозненском районе освоение нефтяных месторождений начиналось с ударно-канатного способа, а в 1897 г. здесь впервые была пробурена скважина ударно-канатным способом, который успешно конкурировал с ударно-штанговым и к 1907 г его вытеснившим.

К 20 годам XX столетия этот способ при бурении нефтяных и газовых скважин в России постепенно вытесняется вращательным. В настоящее время ударно-канатный способ имеет широкое применение только при поисках воды и на рассыпных месторождениях (Пример: поиски золота). Принцип разрушения горных пород ударным способом в настоящее время реализуется при ударно-вращательном бурении (гидроударники, пневмоударники, вибраторы, молоты).

Вращательное бурение. При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на  долото  нагрузки и крутящего момента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы  долота  внедряются в породу, а под действием крутящего момента скалывают, дробят и истирают ее. При бурении на нефть применяются два вида вращательного бурения: роторный и с забойными двигателями. При роторном бурении, ротор вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы (квадрат или шестигранник) и привинченных к ней с помощью специального переводника бурильных труб и  долота . При бурении с забойными двигателями вал забойного двигателя приводится в движение гидравлической энергией (промывочной жидкостью) турбобур или объемный двигатель или электроэнергией электробур. Вал забойного двигателя, в свою очередь, передает крутящий момент на  долото . Бурильная колонна и корпус забойного двигателя при этом остаются неподвижными.

В 1901 г., в США впервые было применено роторное бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости (вынос выбуренной породы циркулирующим потоком воды изобретен в 1833 г. (по другим данным - в 1848 г.) французским инженером М. Фовилем (Фовеллем), и впервые им применен при бурении артезианской скважины в монастыре св. Доминика). С этого начинается период развития и совершенствования вращательного бурения.

В России роторным способом первая скважина была пробурена 1902 г. глубиной 345 м в Грозненском районе, затем в 1908 г. здесь было пробурено еще несколько скважин. По результатам работ было принято ошибочное мнение о непригодности этого способа для условий Грозного.

В 1906 г. роторное бурение применили в Азербайджане и после первых же опытов отказались от него, отдав предпочтение ударно-штанговому способу. В 1911 г. были вновь предприняты попытки в Азербайджане бурения роторным способом. Внедрение шло медленно, за период с 1911 по 1920 гг. пробуренло всего 35 скважин. Одной из труднейших проблем при этом, оказалась проблема герметизации затрубного пространства, которая была решена в 1906 г. А.А. Богушевским.

Осевая нагрузка на  долото  при вращательном бурении передается частью веса утяжеленных бурильных труб (УБТ), бурильных труб и забойного двигателя. На  долото   215,9 мм создается нагрузка  150-250 кН (15-25 тс). Крутящий момент, в зависимости от типа  долота , свойств горных пород и др. факторов составляет 1000-3000 Нм (100-300 кгсм). Частота вращения бурильного вала при роторном бурении составляет 20-200 мин^–1; при бурении винтовым двигателем – 150-250 мин^–1; при турбинном и электробурении без редуктора - 250-800 мин^–1; с редуктором - 200-300 мин^–1. При общей мощности привода буровой установки 1000-1500 кВт для бурения на глубину до 4500 м на  долото  передается от 200 до 500 кВт. Механическая скорость бурения в мягких и средней твердости породах достигает 100 м/час и более. Этому во многом способствует промывка скважины, которая обеспечивается специальными буровыми насосами. Подача буровых насосов при  215,9 мм составляет 20-30 л/с, давление на выходе насоса 5-20 МПа (50-200 атм). Установленная мощность на приводе насосов около 600 кВт.

Вышки для бурения на глубину 4500 м имеют высоту 41 и 53 м, грузоподъемность 2000 кН (200 тс). Оснастка вышек: 2х3; 3х4; 4х5; 5х6; 6х7 по мере нарастания глубины скважины и массы бурильной колонны. Применяются свечи длиной 25 и 37 м.

Для облегчения спускоподъемных операций (СПО) в России разработан комплекс механизмов спуско-подъема (МСП), в котором механизированы свинчивание и развинчивание, расстановка свечей при их подъеме и подаче к оси скважины. Разработан автомат спускоподъемных операций (АСП).

Ударно-вращательное бурение.

При ударно-вращательном бурении  долото  совершает колебания с определенной амплитудой и частотой, создаваемые вибраторами или вибромолотами, установленными на поверхности, или забойными двигателями, расположенными над  долотом .

При бурении глубоких скважин применяется второй способ, когда вращение  долота  осуществляется с поверхности роторным спо­собом, а колебания  долота , следовательно, динамические удары  долота  о породу, создаются гидравлическими, пневматическими и другими забойными двигателями - вибробурами. Распространение получают гидравлические вибробуры клапан­ного типа, дающие при бурении твердых и очень твердых пород высокие показатели работы  долота .

Принципиальная схема буровой установки для бурения

нефтяных и газовых скважин

Каждая буровая установка представляет собой крупную автономную производственную единицу (фабрику), требующую для своего обслуживания высококвалифицированных специалистов.

Вращательное бурение

При вращательном бурении скважина углубляется в результате одновременного воздействия на  долото  нагрузки и крутящего мо­мента. Под действием нагрузки породоразрушающие элементы  до­лота  внедряются в породу, а под влиянием крутящего момента ска­лывают, дробят и истирают ее. Существует два способа вращательного бурения - роторный и с забойными двигателями.

Роторное бурение: ротор приводится во вращение от двигателей 11 через лебедку 10.* Ротор, в свою очередь, вращает бурильную колонну, состоящую из ведущей трубы 5 и привинчен­ных к ней с помощью специального переводника 3 бурильных труб 2, и  долота  1.

Бурение с забойными двигателями: принцип привода  долота  во вращение коренным образом отличается от описанного выше. Вал забойного двигателя вращает  долото , а буриль­ная колонна и корпус забойного двигателя неподвижны.

Характер­ной особенностью вращательного бурения является промывка сква­жины водой или специально приготовленной жидкостью в течение всего времени работы  долота  на забое. Для этого два (реже один или три) буровых насоса, приводя­щиеся в работу от двигателей, нагнетают промывочную жидкость по трубопроводу в стояк-трубу, установленный в правом углу вышки, далее в гибкий буровой шланг, вертлюг и в буриль­ную колонну. Дойдя до  долота , промывочная жидкость проходит через отверстия, имеющиеся в нем, и по кольцевому пространству между стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность. Здесь в желобной системе и в очистительных меха­низмах жидкость очищается от выбуренной породы, затем поступает в приемные емкости насосов и вновь закачивается в скважину.

Последовательность процесса бурения. По мере углубления, скважины бурильная колонна, подвешенная к полиспастной системе, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната, подается в скважину. Когда ведущая труба войдет в ротор на всю длину, включают лебедку, поднимают бурильную колонну на длину веду­щей трубы и подвешивают бурильную колонну с помощью элеватора или клиньев на столе ротора. Затем отвинчивают ведущую трубу вместе с вертлюгом и спускают ее в шурф - слегка наклонную скважину глубиной, рав­ной длине ведущей трубы. Шурф бурится заранее в правом углу буровой, примерно посредине рас­стояния от центра сква­жины до ноги вышки. По­сле этого бурильную ко­лонну наращи­вают путем привинчивания к ней двухтрубки (двух свинчен­ных труб или одной трубы длиной около 12 м), сни­мают ее с элеватора или клиньев и спускают в сква­жину на длину двухтруб­ки, подвешивая с по­мощью элеватора или клиньев на стол ротора. Поднимают из шурфа ве­дущую трубу с вертлюгом, привинчивают ее к бу­рильной колонне, освобо­ждают бурильную колон­ну от клиньев или элева­тора, доводят  долото  до забоя и продолжают бу­рение.

Для замены изношен­ного  долото  поднимают из скважины всю бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спускоподъемные работы (СПО) ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или сматывается с него, что и обе­спечивает подъем или спуск талевого блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора подвешивают поднимаемую или спу­скаемую бурильную колонну.

При подъеме бурильную колонну развинчивают на секции, длина которых определяется высотой вышки (около 25 м при высоте вышки 41 м). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавли­вают в фонаре вышки на специальном подсвечнике. Спускают бурильную колонну в скважину в обратном порядке.

Таким образом, процесс работы  долото  на забое скважины прерывается наращиванием бурильной колонны и спускоподъемными работами для смены изношенного  долота .

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей – турбобур, объемный (винтовой) двигатель и электробур. При бурении с турбобуром, винтовым двигателем гидравлическая энергия потока промывочной жидкости, двигающегося с большой скоростью вниз по бурильной колонне, преобразуется на валу тур­бобура или винтового двигателя в механическую, с которым соединено  долото . В процессе работы  долота  на забое жестко соединенные корпус турбобура или винтового двигателя и бурильная колонна воспринимают реактивный момент и поэтому могут медленно вра­щаться против часовой стрелки (при малой длине бурильной ко­лонны).

Электроэнергия к двигателю электробура подается по кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны. Как правило, верхние участки разреза скважины представлены современными отложениями, легко размывающимися в процессе бурения циркулирующим потоком жидкости. Поэтому перед буре­нием скважины бурят или копают вручную шурф до устойчивых пород (4-8 м) и в него спускают обсадную трубу, называемую направлением. Пространство между обсадной трубой и стенками шурфа заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором для надежного укрепления устья скважины. В верхней части направления заранее вырезается окно, из которого в процессе буре­ния скважины промывочная жидкость выходит в желобную си­стему.

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 получила название кондуктор.

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 - возникает потребность в спуске и последующем цементирова­нии второй обсадной колонны, называемой промежуточной. При дальнейшем углублении скважины вновь могут встретиться горизонты, подлежащие изоляции. Тогда спускают и цементируют третью обсадную колонну, называемую второй промежуточной ко­лонной.

В очень сложных условиях бурения может быть три и даже четыре промежуточных колонны. 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, воздуха) в продуктивный пласт в целях поддержа­ния давления в нем.

После окончания цементировочных работ обвязывают устье скважины и против продуктивного пласта простреливают (перфори­руют) эксплуатационную колонну и цементный камень для создания каналов, по которым в процессе эксплуатации нефть (газ) будет поступать в скважину.

Для вызова притока нефти (газа) проводят освоение скважины, сущность которого сводится к тому, чтобы давление столба промы­вочной жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне, стало меньше пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из пласта начинает поступать в скважину, и после ком­плекса исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

Структура цикла строительства скважины

Структурой цикла бурения нефтяных и газовых скважин предусматриваются основные операции: строительно-монтажные работы, подготовительные работы к бурению, собственно бурения в т.ч.: С.П.О., вспомогательные работы, крепление, испытание и заканчивание. Кроме этого, в структуре цикла строительства скважины присутствуют непроизводительные затраты времени: ремонтные работы, ликвидация осложнений и аварий, простои по организационным причинам и т.д. (Табл. 1).

Буровые наконечники для бурения нефтяных и газовых скважин

В процессе механического разрушения горных пород при бурении нефтяных и газовых скважин бурение ведется в основном сплошным забоем. На забой подается ограниченная, недостаточная для быстрого разрушения горной породы энергия. Компенсация недостатка энергии и эффективность процесса разрушения достигается за счет подачи энергии не на всю поверхность забоя одновременно, а периодически (шарошечные  долота ) и лишь на часть его поверхности – концентрированно через породоразрушающие элементы инструмента (зубья, резцы, штыри). Пример: N_общ..= 1000 – 1500 кВт, N_{на забой} = 200 – 500 кВт.

Таблица 1

Баланс времени при бурении скважины глубиной 1300 м

Элементы баланса времени	Продолжи-тельность, час	Удельный вес элементов, %
		цикла	Баланса
Календарное время строительства скважины	1146	100.0	-
Строительно-монтажные работы В том числе: Время работы Время простоев	200 70 130	17,5 - -	100 34,0 66,0
2. Подготовительные работы к бурению	43	3,8	100
3. Бурение	645	56,2	100
3.1. Производительное время Работа на проходке В том числе: Механическое бурение Спускоподъемные операции Подготовительно-вспомогательные работы Крепление	470 270 112 158 134 66	- - - - - -	72,9 41,9 17,4 24,5 20,8 10,2
3.2. Ремонтные работы	31	-	5,0
3.3. Ликвидация осложнений	53	-	8,2
3.4. Непроизводительное время В том числе: Аварии Простои по организационным причинам	91 14 77	- - -	14,1 15 85
4. Испытание скважины В том числе: Время работы Время перерыва	258 110 148	22,5 - -	100 42,6 57,4

Вывод: Породоразрушающий инструмент предназначен для концентрированной передачи энергии горной породе для ее разрушения.

Пример: На 1 см диаметра  долота  передается мощность до 5-10 кВт, статическая осевая нагрузка – 10-15 кН (1-1,5 тс), динамическая нагрузка может превышать статическую в 1,5-2 раза.

Элементы  долот , работающих в таких сложных условиях (крутящий момент, динамическая и статическая нагрузка), испытывают все виды напряжений, порой достигающих предела текучести и прочности материала. Реализуемая механическая энергия в узлах трения  долот  почти полностью переходит в тепловую и приводит к разогреву поверхностных слоев  долот  (элементов вооружения и опор) до 800-1000 ^оС. Кроме динамических, статических нагрузок и высоких температур  долото  при работе на забое постоянно испытывает воздействие абразивной и коррозионной активности среды (разрушаемая горная порода, шлам, буровой раствор с химическими реагентами, минерализованные пластовые воды, новообразования в растворах, появляющиеся под действием температуры, давлений и активации химических процессов), повышенные пластовые давления (до 100 МПа) и температуры (до 250 ^оС). Все это говорит о том, что  долото  на забое работает в необыкновенно жестких условиях при полном отсутствии контроля за его состоянием (только опыт бурильщика). Это обусловливает необходимость соблюдения ряда основных принципов их отработки:

- четкое согласование диаметров  долот , бурильных труб, забойных двигателей с внутренними диаметрами обсадных колонн и их нормативными отклонениями;

- отклонения по диаметру не должны превышать допустимых пределов (0,5-2 мм) с учетом взаимозаменяемости, допустимых величин износа;

- режимы отработки  долота  должны соответствовать паспортным требованиям;

- учитывая то, что главный показатель, характеризующий эффективность работы  долота  – механическая скорость бурения - V_мех = N_д/AF_з, (где N_д - реализуемая мощность на забое, Вт; A – удельная энергоемкость разрушения горной породы, Дж/м²; F_з – площадь горизонтальной проекции забоя, м²) следует при отработке иметь гамму  долот  (для выбора оптимального для данных конкретных условий) различной конструкции;

- для повышения эффективности разрушения горной породы следует подбирать конструкцию  долота , обеспечивающую наименьшую удельную энергоемкость разрушения горной породы и наибольшую долговечность работы  долота .

Долговечность  долота  и его элементов зависит от совершенства его конструкции, качества изготовления, условий и режима отработки, свойств материала (усталостной прочности, ударной вязкости, теплостойкости, износостойкости и др.). Долговечность  долота  обеспечивается совершенством конструкции системы смазки, охлаждения и герметизации опор, совершенством системы промывки, обеспечивающей эффективную очистку забоя скважины (зоны работы  долота ) от остатков выбуренных пород – шламов.

Таким образом, конструкция  долот  должна обеспечить: максимальную механическую скорость проходки на  долото , формирование ствола скважины цилиндрической формы с сохранением диаметра, исключить заклинивание и поломку при СПО и т.д.