7.2.4. Режим бурения комплексами сск и ксск

Благодаря центрированию бурильной колонны в скважине за счет максимального приближения наружного диаметра бурильных труб к диаметру скважины бурение можно вести при максимальной частоте вращения колонны, ограничиваемой только мощностью станка. Рекомендуемые частоты вращения при бурении в плотных породах VIII – X категорий по буримости с использованием антивибрационной смазки приведены в табл. .

Осевая нагрузка на коронку при бурении комплексами ССК ограничивается прочностью резьбовых соединений бурильной колонны. Пределы изменения ее в зависимости от типов коронок приведены в табл. . Необходимо учитывать гидравлический подпор колонны при бурении, который вследствие небольших зазоров между колонной и скважиной может достигать значительной величины. В сязи с этим взвешивание бурового снаряда необходимо проводить при вращении и включенной промывке.

Режим промывки скважины несколько отличается от обычного при алмазном бурении. При небольшом зазоре между колонной ССК и скважиной необходимая скорость восходящего потока (0,5 –1 м/с) для выноса шлама достигается при сравнительно меньшем расходе, который составляет 7-20 л/мин для ССК-46, 15-30 л/мин для ССК-59, 20-70 л/мин для ССК-76 и 30-100 л/мин для КССК. Однако в этом зазоре возникают значительные гидравлические потери давления, что требует использования насосов с жесткой характеристикой – подача жидкости без ее параллельного слива. (типа НБ-3, НБ-4). Рекомендуется применение эмульсионных и полимерных промывочных жидкостей.

При бурении в монолитных и слаботрещиноватых породах с целью увеличения проходки за цикл (между спуском и подъемом керноприемника) следует увеличивать длину съемного керноприемника путем соединения попарно наружных колонковых труб переходником – центратором и керноприемных труб – соединительной втулкой. Имеется опыт бурения удлиненными наборами (длина 9-10 м).

При необходимости более детального ознакомления с технологией бурения с применением съемных керноприемников рекомендуется обратиться к монографическим изданиям ВИТРа [ ] и СКБ «Геотехника» [ ].

7.2.5. Применение съемных керноприемников за рубежом

Благодаря высокому экономическому эффекту съемные керноприемники разрабатываются и применяются почти всеми крупными буровыми фирмами.. Родоначальником этого метода разведочного бурения была фирма "Лонгир" (метод (wireline), которая еще в 1955 году освоила серийный выпуск инструмента и ведет

его постоянное совершенствование.

Около 90 % всех разведочных скважин в США и Канаде бурятся с применением съемных керноприемников разных диаметров. Выпуском этого инструмента занимаются фирмы "Атлас-Копко - Крелиус" (Швеция), "Диамант Боарт" (Бельгия), "Аккер Дрилл", "Джой", "Спракве и Хэнвуд" (США), "Кокон Боринг" и "Токе Боринг" (Япония), '"Смит и Санз" (Англия) и другие.

Активные исследования по созданию собственных конструкций съемных керноприемников проведены в Польше, Болгарии и Китае.

Отмечаются преимущества и недостатки этого метода: сокращается время на спуско-подъемные операции с бурильной колонной, улучшается отбор керна за счет лучшей центрации снаряда в скважине; лучшее сохранение алмазной коронки благодаря меньшему перемещению ее при спуско-подъеме по скважине; появляется возможность использования бурильной колонны в качестве обсадной колонны и продолжение бурения меньшим размером коронки. В тоже время указывается на повышенный излом бурильных труб из-за недостаточной прочности резьбы в зонах с кавернами и пустотами, в местах постановки клиньев. При переходе с обычного бурения на съемные керноприемники требуется обеспечение минимального зазора между трубами и скважиной. Не рекомендуется бурение этими снарядами в весьма твердых породах из-за недостаточной стойкости алмазных коронок. Считается, что экономически эффективно, если проходка на коронку не менее, чем в три раза превышает углубку за рейс при обычном бурении. Бурение со съемными керноприемниками нашло широкое применение при разведке каменного угля, меди, полиметаллов в породах средней твердости и твердых, соответствующих VII-IV категориям по буримости (классификация ЕНВ).

Обычная глубина буримых скважин - от 100 до 1500 м; упрочненными бурильными трубами бурят на глубину 2000-4000 м при длине свечи 30-36 м. Бурение ведется как с поверхности, так и из подземных горных выработок; протяженность горизонтальных скважин достигает 1100 -1500 м.

В целях возможности применения инструмента в разных странах определились номенклатура и стандарт на основные размеры инструмента на основе конструкций фирмы "Лонгир" - размеры А, В, N, Н и Р (размер коронки 47,6; 59,5; 74,6(75,6); 95,6 и 122,0 мм (табл. [ ] ).

Комплекты для горизонтального бурения имеют, соответственно, индексы AQU, BQU и NQU. Комплекты отличаются конструкцией узла фиксации и овершота.

В целях расширения области применения метода "Лонгир" фирмами “Даймонт Боарт", "Тоне Боринг" и другими разработаны усиленные наборы с увеличенными толщинами колонковых и бурильных труб и, следовательно, с большей шириной матрицы коронки. Эти снаряды позволяют вести бурение в осложненных условиях - при наличии каверн, неустойчивых стенок скважин и необходимости применения глинистого раствора. Для бурения в твердых устойчивых породах, наоборот, используются тонкостенные снаряды с уменьшенной, против стандартной, шириной матрицы. Это позволяет обеспечить оптимальную осевую нагрузку. Ниже приведено сравнение ширины матриц алмазных коронок съемных керноприемников:

Типоразмер коронки А (47,6) В (59,5) N (75,6)

Ширина торца коронки, мм:

- стандартный снаряд 10,3 11,5 13,5

- усиленный снаряд - 13-14,65 14,5-17,1

- тонкостенный снаряд 8,65 8,8 9,1

Бурильные трубы изготавливаются из заготовок с пределом прочности при растяжении 700-850 МПа, относительным удлинением 16-30 %, при допускаемой кривизне (по стандарту BS-4019) 0,83 мм/м. Соединительная резьба нарезается в теле трубы. В последнее время резьбовые концы привариваются к трубам электро- или торцевой сваркой, или соединяются резьбой на клею. Наружная поверхность резьбовой части трубы для повышения износостойкости хромируется.

Для отбора керна с ненарушенной структурой в мягких породах фирмой "Крелиус" выпускаются снаряды серии SK6L – 146, имеющие дополнительный пластмассовый вкладыш для керна диаметром 102 мм. Вкладыш извлекается с керном из съемного керноприемника и керн в нем направляется на исследования.

В колонковом наборе Q3 фирмы "Лонгир" предусмотрена тонкостенная разъемная гильза, которая размещена в керноприемной трубе. Ее выдавливание выполняется поршнем с подключением к промывочному насосу.

Для фирмы "Кристенсен" (США) характерен выпуск съемных керноприемников, унифицированных с двойными колонковыми наборами, что сокращает число типоразмеров трубных заготовок и облегчает, переход при бурении с одного инструмента на другой, например, наборы NGSWL и NGSCV (табл. [ ] ). В наборах серии СР предусмотрено несколько типов сменных элементов: для отбора керна без опережения коронки, с опережением коронки и сплошным забоем. Инструмент серии BW, NW и HW предназначен для бурения съемными шарошечными долотами при наличии алмазной коронки на колонковой трубе. Используются оригинальный многосекционный грибок, имеющий шарнирное соединение керноприемником и овершот с храповым устройством и заводной пружиной. В наборах применяется разъемная керноприемная гильза с хромированной поверхностью.

Шведской фирмой "Атлас Копко Крелиус" выпускаются съемные керно-приемники серии "К" и "Диабор" для скважин диаметром 48, 60, 75,6 и 122,7 мм, а также серии GM с коронками, имеющими более тонкую матрицу. Предусмотрены комплекты для бурения с поверхности и из подземных горных выработок. Разработаны тройные колонковые трубы с разъемной гильзой, овершоты (для подъема) и иншоты (для спуска) керноприемников в сухие скважины (табл. [ ]). Инструмент серии "Геобор" с коронками диаметром 122,2 и 146 мм выпускается для инженерно-геологического бурения в сравнительно мягких породах (рис. , табл. ). Сменные компоновки нижней части съемного керноприемника обеспечивают отбор качественного керна в различных по составу породах. Это достигается следующими средствами:

1) применением третьей пластмассовой керноприемной гильзы, снимающей трение керна о стенки;

2) исключением контакта (размыва) промывочной жидкости с керном за счет:

• подвода жидкости по каналам в коронке непосредственно на забой (см.рис. );

• применения керноприемника с коронкой опережающей основную коронку (см.рис. );

• то же, но с дополнительным неподвижным при бурении пилотным штампом (см.рис. );

• применения подпружиненного пилотного тонкостенного керноприемника, величина выхода которого за коронку саморегулируется твердостью породы (см.рис. );

• задавливания тонкостенной гильзы в мягкую породу, выступающей на 762 мм за коронку (см.рис. ). Снаряд перед этим приподнимается над забоем на указанную величину.

Бурение отдельных интервалов скважины сплошным забоем выполняется съемным инструментом с долотом (см.рис. ). Определение проницаемости пород выполняется съемным устройством с пакером, приводимым в действие промывочной жидкостью (см.рис. ).

7.3. Бурение твердосплавными коронками (по  )

Производительность твердосплавного колонкового бурения, как и других способов, определяется техническими, технологическими, геологическими и организационными факторами. Технологические факторы – наиболее существенные, кроме того, их можно изменять в процессе рейса, в то время как остальные факторы не регулируются в процессе бурения. Рациональное сочетание и изменение параметров режима работы породоразрушающего инструмента – один из основных факторов управления процессом бурения. При разработке технологии бурения для каждого интервала геологического разреза проектируются параметры режима бурения:

• осевая (предельная) нагрузка на инструмент Р;

• частота вращения бурового снаряда n;

• расход очистного агента Q и его качество.

Сочетание перечисленных параметров, позволяющее получить наиболее высокие качественные показатели работы и минимальную стоимость 1 м бурения, является оптимальным режимом бурения. В некоторых случаях выбор одного или нескольких параметров режима бурения ограничивается спецификой геологического разреза, требованиями, предъявляемыми к качеству бурения и отбору керна, большой интенсивностью искривления скважины, недостаточной мощностью двигателя, малой пригодностью бурильной колонны и т.д. Такой режим бурения называется ограниченным.

При анализе влияния различных факторов режима бурения прежде всего рассматривают их влияние на механическую скорость, так как, во-первых, производительность твердосплавного колонкового бурения находится в прямой зависимости от механической скорости и, во-вторых в связи с тем, что современные коронки, особенно при рациональном применении, обладают достаточным запасом твердого сплава, обеспечивающим необходимую проходку за рейс, даже при форсированных режимах. Поэтому режимы бурения необходимо выбирать так, чтобы обеспечить максимальную механическую скорость.

Механическую скорость бурения можно определить, используя объединенный показатель механических свойств пород _М:

( )

где k – коэффициент пропорциональности;  - окружная скорость коронки, м/с; Р₀ – нагрузка на основной резец (вставку), кН.

Значения k и а в зависимости от типа коронок:

	Показатель…………………………………………	k	а
	Мелкорезцовые коронки…………………………	82-80	-1,16
	Микрорезцовые коронки…………………………	24-31	-0,79

Чаще механическую скорость выражают из формулы, характеризующей производительность бурения,

, ( )

где Н – производительность бурения, м/ст-мес; Т – продолжительность смены, ч; Т₁ – время чистого бурения 1 м скважины, ч; Т_всп – время на вспомогательные операции, соответствующие 1 м бурения, ч;

v_M = H/(T - HT_всп). ( )

Механическую скорость бурения можно также выразить формулой:

v_M = 35 10^-2 P  n  ^-1 ( )

где  - предел прочности породы на сжатие, Н/мм².

Из формул ( ) видно, что механическая скорость связана с организационными факторами Т_всп; технологическими Р и n и геологическими  _м. Влияние каждого из них различно. Исследования показывают, что при бурении самозатачивающимися коронками в породах типа габбро и лабрадорит при частоте вращения 195-220 мин^-1 и осевой нагрузке 800-1200 даН на один режущий элемент механическая скорость изменяется по линейному закону и может быть определена уравнением:

у = 14,75 + 0,92Х₁ + 1,75Х₂ + 3,06Х₃ – 2,03Х₄ + Х₁Х₂, ( )

где у = v_M; Х₁ – частота вращения n, мин^-1; Х₂ – осевая нагрузка на элемент Р, кН; Х₃ – число режущих элементов m; Х₄ – прочностные показатели породы в относительных величинах.

Как видно из уравнения ( ), на величину механической скорости бурения наиболее существенно влияет число режущих элементов коронки (технический фактор). Менее существенны, но значимы прочностные показатели пород (геологический фактор), далее – осевая нагрузка и частота вращения (технологические факторы).

Исследования технологии твердосплавного вращательного и вращательно-ударного бурения показали сложную зависимость показателей бурения от режимных параметров (тип коронки и физико-химические свойства пород). В общем виде с увеличением прочности пород на скалывание влияние частоты вращения на прирост скорости бурения уменьшается, а влияние осевой нагрузки возрастает. Если при увеличении частоты вращения колонны могут быть созданы условия объемного разрушения породы, то это повысит эффективность процесса; если наблюдается усталостно-объемное разрушение, то увеличение частоты вращения приведет к понижению эффективности работы коронки. При разрушении породы путем поверхностного износа или микрорезания в случае каких-либо ограничений осевой нагрузки увеличение частоты вращения будет сопровождаться интенсивным изнашиванием инструмента.

Частота вращения существенно влияет на показатели работы коронок: изменение механической скорости в зависимости от частоты вращения носит нелинейный характер и соответствует параболе; с ростом частоты вращения механическая скорость вначале увеличивается, достигает максимального значения, а затем уменьшается. Максимальное значение механической скорости бурения для каждого диаметра коронки соответствует различной частоте вращения. Установлено, что максимальная механическая скорость соответствует окружной скорости коронки, равной 1,4-1,5 м/с.

Отсюда по формуле n = 60  v/n  D, в зависимости от диаметра скважины D, можно определить необходимую частоту вращения, соответствующую указанной окружной скорости (табл.  ).

Частота вращения должна изменяться с учетом конкретных условий бурения. Так, при проходке трещиноватых пород она уменьшается, потому что в этих условиях наблюдаются поломки и сколы резцов. Переход в более абразивные породы также должен сопровождаться снижением частоты вращения в связи с повышенным износом резцов в этих породах.

При бурении в мягких породах (II-IV категории по буримости) частота вращения снаряда может быть несколько выше, но окружная скорость не должна превышать 2,5-3 м/с; при этом предельные значения частоты вращения не должны быть больше следующих:

Наружный диаметр коронки, мм	93	112	132	151
Предельные значения частоты вращения, мин-1, не более	500	400	350	300

Указанные значения уменьшаются при бурении в разрезах с пропластками более твердых пород или с включением валунов и галечника.

При бурении в трещиноватых и абразивных породах частота вращения снижается: в первом случае с целью предупреждения поломок и сколов резцов; во втором – повышенного износа.

Износ коронки, а следовательно, и ее ресурс при бурении в породах средней твердости при частоте вращения 0-500 мин^-1 изменяются по линейному закону. Проходка на коронку с ростом частоты вращения медленно уменьшается; однако это изменение незначительно и поэтому может не учитываться.

В табл. приведены результаты исследований по влиянию частоты вращения твердосплавных коронок СА – 59 мм на основные показатели бурения в трех основных генетических разностях пород, являющихся областью применения твердосплавных коронок малого диаметра. Прирост механической скорости при увеличении частоты вращения снаряда наиболее интенсивен в породах осадочного и метаморфического комплексов. Причем в последнем достигнут предел целесообразного увеличения частоты вращения (около 500 мин^-1) при окружной скорости (около 1,6 м/с). В породах магматического комплекса прирост механической скорости с повышением частоты вращения снаряда менее интенсивен, причем рациональная частота вращения снаряда также равна 500 мин^-1.

Осевая нагрузка влияет на механическую скорость бурения параболически. Исследования показывают, что рост механической скорости бурения при изменении нагрузки не беспределен и для каждой породы имеется максимум, определяемый прочностными характеристиками породы.

Повышение значения осевой нагрузки приводят к возникновению вибраций инструмента и, как следствие, к поломкам и сколам твердосплавных пластин; износ коронок увеличивается. В практических расчетах удобно использовать значения осевой нагрузки, необходимые для эффективного разрушения породы и приходящиеся на один режущий элемент (в коронках резцового типа – резец, в самозатачивающихся коронках – режущая вставка). Они различны для пород, отличающихся физико-механическими свойствами и соответствуют разным осевым нагрузкам.

В табл. приведены обобщенные, по данным СКБ и ВИТР, рекомендации по режимам твердосплавного колонкового бурения, а в табл. и приведены производственные данные по режимам бурения и работоспособности твердосплавных коронок в различных комплексах горных пород, характерных для проходки скважин малого диаметра  .

Обобщенные показатели работоспособности твердосплавных коронок диаметром 59 мм на рекомендуемых режимах в горных породах различных категорий по буримости приведены в табл.  .

7.4. Бескерновое бурение (по  )

Технология бескернового бурения может быть реализована различными видами породоразрушающего инструмента: шарошечными долотами, дисковыми долотами фрезерного типа, лопастными долотами режущего действия и долотами специального назначения.

При бурении геологоразведочных скважин наиболее широко используют шарошечные долота, которые различаются по типам в зависимости от категории по буримости и физико-механических свойств горных пород. При бурении долотами малого диаметра, особенно при чередовании их с алмазными коронками, необходимо калибровать стенки скважины по диаметру. Это достигается применением шарошечных расширителей (см. рис. ), которые обеспечивают сохранность диаметра ствола и проведение скважины с минимальным искривлением.

При бурении скважин шарошечными долотами забой от разбуренного шлама очищается потоком промывочной жидкости, сжатым воздухом и другими агентами. Очистные агенты подводятся к забою через каналы в долоте, по которым они достигают поверхности забоя и вымывают частицы разбуренной породы в затрубное пространство и на поверхность. При этом поверхность забоя, зубья шарошек и межтрубные канавки очищаются от налипшей разбуренной породы. В зависимости от конструкции промывочных устройств потоки очистного агента направляются в периферийные и центральный участки забоя, рабочие конуса шарошек и в пространство между шарошками.

Расположение промывочных каналов зависит от назначения и размеров долота. При недостаточной интенсивности очистки забоя разбуренная порода дополнительно перемалывается зубьями шарошек, т.е. размельчается уже разрушенная порода. При этом увеличивается энергия, затрачиваемая на разрушение одной единицы объема породы, затупляются зубья шарошек, снижаются механическая скорость проходки и ресурс долота. Наилучшие показатели достигаются, когда выбуренная порода своевременно удаляется с забоя. При переходе в процессе бурения с промывки промывочной жидкостью на промывку утяжеленными глинистыми растворами механическая скорость бурения снижается в 1,5-2 раза; при использовании воздуха или газа для продувки забоя скважины механическая скорость возрастает в кратное число раз по сравнению с промывкой жидкостью.

Для обеспечения интенсивной очистки забоя от разбуренной породы и разрушения поверхности забоя применяются гидромониторные насадки различных типов.

Лопастные долота режущего типа, предназначенные для бурения геологоразведочных скважин в мягких породах, в том числе с прослойками пород средней твердости, разрушают забой в режиме резания с очисткой забоя промывочным агентом или шнековым способом. Как правило, бурение в мягких породах ведется с использованием легкого бурового оборудования, поэтому применяются небольшие осевые нагрузки на долото и малые крутящие моменты.

Наиболее эффективно лопастными долотами типа М разбуриваются ленточные и пластичные глины средней плотности, суглинки, супеси, рыхлые мергели, гипсы, тальковые разрушенные сланцы многих разновидностей, глинистые бокситы и другие породы с аналогичными физико-механическими свойствами. Лопасти долот глубоко внедряются в забой и создают срез породы большой толщины. Поэтому за каждый оборот долота разрушается большой объем породы. Для выноса этого объема необходимо увеличить циркуляцию потока промывочной жидкости.

Удельная осевая нагрузка на долото типа М составляет 150-500 даН на каждый сантиметр диаметра долота: она увеличивается в зависимости от роста твердости буримых пород; при бурении мягких вязких пород осевую нагрузку следует уменьшать, чтобы предотвратить заклинивание долота на забое. Частота вращения лопастных долот типа М меняется в широких пределах и практически составляет 50-400 мин^-1 в зависимости от мощности буровой установки.

Долота типа МС применяют при бурении скважин в породах IV категории по буримости с пропластками пород средней твердости V и VI категорий. Наиболее эффективно этими долотами разбуриваются плотные песчаники, плотные глины с пропластками галечника и щебенки, алевролиты, сланцы, валунно-галечные отложения. Эффективная работа достигается за счет увеличения осевой нагрузки, частоты вращения бурового вала и интенсивности очистки забоя от шлама. Поэтому при бурении скважины должен обеспечиваться оптимальный режим для каждого размера долота. В зависимости от диаметра долота осевая нагрузка может колебаться в пределах от 200 до 600 даН на каждый сантиметр диаметра долота с изменением твердости проходимых пород и глубины скважины.

Частота вращения обычно выбирается с учетом мощности бурового оборудования и прочности бурового вала, чтобы обеспечивать интенсивное вращение долота при проходке самых вязких пород. Обычно при бурении вязких глин и глинистых сланцев, когда необходим большой крутящий момент, частота вращения снижается до минимума; при бурении сыпучих пород типа галечников и щебенки частота вращения увеличивается. При бурении песчаников частота вращения может быть максимальной, так как в этом случае сопротивление породы вращению долота будет незначительным.

Особенно осторожно следует вести бурение при проходке липких вязких пород, когда происходит налипание породы на долото и начинают образовываться сальники. При этом необходимо снизить до минимума осевую нагрузку и частоту вращения и увеличить циркуляцию промывочной жидкости. Если при этом сальник породы не размывается, то следует поднять бурильную колонну на высоту 5-6 м и провести расходку снаряда.

Рекомендуемые соотношения значений параметров режима для различных типоразмеров долот бескернового бурения приведены в табл. и табл.  .

Общие закономерности зависимости результатов бурения от параметров режима выглядят следующим образом.

С ростом осевой нагрузки до определенного значения увеличиваются проходка на долото и механическая скорость. Частота вращения долота влияет в основном на механическую скорость и почти не влияет на ресурс всех типов долот, если нагрузка на них поддерживается в требуемых пределах.

При бурении мягких и средней твердости пород механическая скорость пропорциональна расходу жидкости, подаваемой на забой скважины в пределах 100-300 л/мин. Это связано с тем, что размеры частиц шлама достигают 8-10 мм (породы VI категории по буримости), а объем выбуренной породы по сравнению с колонковым способом (при одинаковых диаметрах бурения) увеличивается. Так, при бурении долотом диаметром 92 мм в породах V категории объем выбуренной породы возрастает в 5 раз, а в породах VII категории – в 3,7 раза  .

Вынос крупного шлама эффективнее обеспечивается при промывке скважины глинистым раствором.

Рекомендуемые режимы бурения шарошечными долотами геолого-разведочных скважин приведены в табл. . Минимальные осевые нагрузки и максимальные частоты вращения, указанные в таблице, следует применять при бурении менее твердых пород, максимальные нагрузки и минимальные частоты вращения – при более твердых породах. При бурении сильнотрещиноватых пород рекомендуется применять минимальную частоту вращения снаряда и снижать осевую нагрузку на долото на 30-40 % по сравнению с бурением аналогичных монолитных пород.

В абразивных породах следует применять более низкие частоты вращения, чем в малоабразивных: при бурении абразивных пород окружная скорость не должна превышать 1 м/с; в малоабразивных принимается в пределах 1-2 м/с.

Для эффективной очистки скважины скорость восходящего потока промывочной жидкости должна быть в твердых породах не менее 0,4 и в мягких – 0,8 м/с. Уменьшение расхода жидкости приводит к повышенному износу долот и снижению скорости бурения.

Для создания оптимальных нагрузок при шарошечном бурении рекомендуется применять бурильные трубы максимально возможного диаметра (см. табл. ).

При увеличении кривизны скважины более 5⁰ на 100 м необходимо уменьшать осевую нагрузку на 30-50 % от нормальной величины до прекращения искривления.

Забуривание скважины долотами производится при осевой нагрузке в 10-20 % от рекомендуемой, а разбуривание ствола – при нагрузке не более чем 330 % от рекомендуемой и при частоте не выше 150 мин^-1.

Каждое новое долото должно быть приработано на забое в течение 10-15 мин при минимальной частоте вращения и осевой нагрузке, составляющей 10-20 % от оптимальной; долото при этом должно углубиться на величину не менее 0,5 его диаметра. После приработки осевая нагрузка быстро, но плавно доводится до оптимальной при обязательном вращении долота.

В табл. приведены рекомендации по режиму бурения долотами М и МС скважин сейсморазведочного назначения  .

Критерии отработки долот. Основные признаки, указывающие на необходимость подъема долота:

1. Резкое снижение механической скорости бурения или полное прекращение углубки; причина: заклинивание опор шарошек или полный износ долота.

2. Устойчивое снижение скорости бурения по однородным породам; причина: износ вооружения шарошек.

Критерии снятия шарошечных долот с эксплуатации:

1. износ твердосплавных зубков более чем на 80 %;

2. износ зубьев шарошек на 2/3 их высоты;

3. скол и выпадение более 10-20 % твердосплавных зубков;

4. люфт шарошек достигает для долот:  59 и 76 мм …………………………………………. более 4 мм,  93 мм ……………………………………………….. более 5 мм,  112 и 132 мм ………………………………………. более 6 мм,  151 мм ……………………………………………… более 7 мм;

5. полный износ вершин шарошек;

6. износ долота по диаметру более 3 мм.

Критериями снятия с эксплуатации дисковых и лопастных долот являются предельные значения износа, влияющие на снижение механической скорости бурения (табл. ).

При бурении шарошечными долотами может наблюдаться повышенное искривление скважин, возрастающее с увеличением осевой нагрузки и диаметра долота.

Основным средством уменьшения искривления является применение жестких буровых компоновок, включающих:

1. утяжеленные бурильные трубы весом на 20-30 % больше осевой нагрузки;

2. центрирующие фонари диаметром, равным диаметру колонковой трубы для конкретного типоразмера породоразрушающего инструмента;

3. трубы из ниппельной заготовки и направляющие фонари (для долот диаметром 59 и 76 мм);

4. направляющий снаряд из труб прежнего и последующего диаметра (при переходе на меньший диаметр бурения).

Наиболее характерным видом аварий, связанных с применением шарошечных долот, является оставление на забое скважины частей и осколков поломанных шарошек. Извлечение крупных частиц производится накрытием их и забуриванием в забой на 30-50 см колонковым снарядом с твердосплавной коронкой; расколотые шарошки, шарики подшипников, твердосплавные зубки и штыри поднимаются в этом случае вместе с керном. Мелкие металлические частицы извлекают с помощью магнитной ловушки типа ЛСМ (ВИТР).