долота

горизонтальных скважин, спинки лап дополнительно армируются твердосплавными зубками и (или) наплавочным твердым сплавом.

Общие виды долот с армированными спинками лап приведены на

рис. 1.18.

1. 1. 6. Одношарошечные долота.

Кроме трехшарошечных OАО "Волгабурмаш" выпускает для низкооборотного бурения одношарошечные долота типоразмеров I215,9СЗ - АУ и I190,5СЗ - АУ. Конструкция одношарошечного долота показана на рис. 1.19, а общие виды - на рис. 1.20.

Герметизированная маслонаполненная опора этих долот унифицирована и представлена тремя радиальными и одним упорным подшипниками скольжения с шариковым (замковым) подшипником. Поверхности скольжения наплавлены твердым сплавом. Опора герметизирована резиновым кольцом круглого сечения.

Долота предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости. Вооружение единственной шарошки представлено мощными, с большим вылетом над телом шарошки, твердосплавными зубками с заостренной копытообразной рабочей поверхностью. Мощные опора и вооружение, значительная толщина стенок шарошки гарантируют безаварийную работу долот на самых больших глубинах.

Форма шарошки обеспечивает разрушение забоя по полусфере. Отсутствие характерных для трехшарошечных долот обратных конусов, а также спинок трех лап, обращенных к стенке скважины и препятствующих быстрому изменению направления бурения, делают одношарошечные долота незаменимыми при интенсивном наборе кривизны в наклонном и горизонтальном бурении.

1. 1. 7. Допуски на диаметры долот.

Долота OАО "Волгабурмаш" изготавливаются с допусками по наружному диаметру, приведенными в таблице 1.5.

Таблица 1.5. Допуски на диаметры долот выпускаемых OАО "Волгабурмаш"

1. 1. 8. Рекомендуемые режимы отработки долот.

OАО "Волгабурмаш" рекомендует отрабатывать шарошечные долота с фрезерованным и твердосплавным вооружением в режимах, приведенных в таблицах 1.6 и 1.7.

Примечания:

1. Указанные диапазоны режимов отработки долот приведены для общих условий бурения. В каждом конкретном случае при определении оптимальных сочетаний нагрузки на долото и его частоты вращения для достижения наиболее эффективных показателей бурения необходимо руководствоваться правилом: при увеличении осевой нагрузки должна снижаться частота вращения долота и наоборот.

2.Для долот большого диаметра рекомендуются более низкие величины частоты вращения.

3.Рекомендуемые режимы работы для долот с негерметизированными опорами приближаются к указанным для долот с герметизированными опорами.

4.Долото с опорой скольжения должно работать с более низкой частотой вращения, чем долото с опорой качения в той же категории пород.

1. 2. Шарошечные долота ОАО " Сарапульский машзавод "

OАО "Сарапульский машиностроительный завод" разрабатыва-

ет и выпускает породоразрушающий буровой инструмент – трехшарошечные долота с фрезерованными зубьями или твердосплавными зубками, предназначенные для вращательного бурения скважин сплошным забоем с промывкой буровым раствором в породах различной твердости.

Номенклатура шарошечных долот OАО "Сарапульский машзавод" состоит из долот трехшарошечных секционного и корпусного типов для бурения роторным способом или с применением гидравлических или электрических забойных двигателей, а также для бурения реактивно(роторно)-турбинным способом (РТБ). Конструктивные параметры трехшарошечных долот OАО " Сарапульский машзавод" приведены в таблице 1.8. Расшифровка обозначений долот приведена на рис. 1.21.

Примечание: В обозначении долот:

-2 - защита козырька лапы и наплавка калибрующего конуса шарошек методом СВС (самораспространяющийся высокотемпературный синтез);

-3 - опоры шарошек долота заправлены самотвердеющей смазкой

(СТС);

-4 - долота с шарошками с армированным калибрующим конусом методом СВС;

-1* - усилена опора шарошек;

-1** - усилены корпус, вооружение и опора шарошек;

-12 - применена крупногабаритная центральная минералокерамическая гидромониторная насадка.

1. 2. 1. Трехшарошечные долота со стальным вооружением шарошек.

Долота предназначены для бурения скважин сплошным забоем диаметром от 349,2 до 660,4 мм в породах различной твердости. Из них долота секционного типа выпускаются только диаметром 349,2 мм. Долота остальных диаметров - корпусного типа. Общие виды долот секционного и корпусного типа приведены на рис. 1.22.

Шарошки долот оснащены фрезерованными или литыми стальными зубьями, составляющими единое целое с корпусом шарошки. Зубья и обратные конуса шарошек, калибрующие диаметр скважины, армированы твердым сплавом "рэлит".

Схема опоры: ролик - шарик - ролик (В); ролик - шарик - ролик + упорная пята (Н);

герметизированная маслонаполненная опора (У). Промывка забоя - комбинированная, через центральный

промывочный узел и ассиметрично расположенные удлиненные патрубки, оснащенные износостойкими насадками (ЦГ) или только через центральное отверстие(Ц).

В выпускаемых модификациях долот по согласованию с потребителями предусмотрены:

-наплавка калибрующего конуса шарошек и защита козырька лапы методом самораспространяющегося высокотемпературного синтеза (СВС) износостойкими материалами;

-заправка опор долот самотвердеющей смазкой (СТС), позволяющей значительно увеличить ресурс работы долота;

-установка в центральном промывочном узле крупногабаритной насадки с наружным диаметром 62 мм и внутренним - 28 мм;

-усиление опоры шарошек шаром диаметром 25,4 мм.

Долота секционного типа оснащены присоединительной резьбой -

ниппель З-152 по ГОСТ 28487-90 (6 5/8 Reg).

Долота корпусного типа оснащены присоединительной резьбой -

муфта З-171 по ГОСТ 28487-90 (6 5/8Fh).

1. 2. 2. Трехшарошечные долота для бурения реактивно (роторно) - турбинным способом (РТБ)

Долота предназначены для бурения реактивно (роторно)- турбинным способом верхних интервалов глубоких скважин диаметром до 920 мм и стволов рудных и угольных месторождений диаметром до 6000 мм в породах различной твердости.

Шарошки оснащены или литыми зубьями, выполненными за одно целое с корпусом шарошки и армированными твердым сплавом, или

твердосплавными зубками, расположенными на основном и периферийном рядах и калибрующем конусе шарошек.

Промывка осуществляется через центральное отверстие в корпусе

-усиление опор шарошек (шар диаметром 25,4 мм);

-наплавка калибрующих поверхностей шарошек методом самораспространяющегося высокотемпературного синтеза (СВС) износостойкими материалами;

-заправка опор долот самотвердеющей смазкой (СТС), позволяющей значительно увеличить ресурс работы долота;

-усиление вооружения за счет увеличения в 2 раза числа режущих

элементов - твердосплавных зубков клиновидной формы. Номенклатура: Долота корпусного типа с присоединительной

резьбой – муфта З-171 по ГОСТ 28487-90 (6 5/8 Fh) III490ТЗ-ЦВР;

III490ТЗ-ЦВР.1; III490ТЗ-ЦВР.3; III490ТЗ-ЦВР.4; III490С-ЦВР; III490СЦВР.3; III490C-ЦВР.4; III490ТЗ-ЦВР9; III508С-ЦВР.

1. 3. Шарошечные долота OАО " Уралбурмаш "

OАО "Уральский завод бурового машиностроения" разрабатывает и выпускает одно-, двух- и трехшарошечные долота различных конструкций диаметром от 76 до 269,9 мм с шарошками, оснащенными фрезерованными зубьями и твердосплавными зубками, предназначенные:

-для бурения нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин;

-для бурения скважин различного назначения в горнодобывающей промышленности;

-для буровых работ в строительстве;

-для бурения скважин на воду.

Номенклатура шарошечных долот, выпускаемых OАО "Уралбурмаш", и их основные параметры приведены в таблице 1.9 и соответствуют требованиям ГОСТ 20692-75 и современным требованиям технологии строительства скважин. Спецификация долот OАО"Уралбурмаш" приведена в таблице 1.10.Общий вид шарошечного долота со штыревым твердосплавным вооружением для бурения с продувкой воздухом, для горнорудной и угольной промышленности приведен на рис. 1.23.

Конструкции шарошечных долот OАО"Уралбурмаш" выполнены внешне аналогично долотам OАО"Волгабурмаш" и шифруются в следующем порядке:

По расположению и конструкции промывочных или продувочных каналов долота подразделяются на:

Ц - долото с центральной промывкой; Г - долото с боковой промывкой; П - долото с центральной продувкой;

ПГ - долото с боковой продувкой.

Опоры шарошек различной конструкции шифруются буквами: В - на подшипниках качения;

Н - на одном радиальном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения);

НУ - на одном радиальном подшипнике скольжения (остальные подшипники качения) с герметизацией маслонаполненной опоры;

А - на двух или более подшипниках скольжения; АУ- на двух или более подшипниках скольжения с герметизацией

маслонаполненной опоры. Долота OАО "Уралбурмаш":

-изготавливаются из высококачественных сталей и специальных твердых сплавов;

-содержат в опорах тяжелонагруженные радиальные и торцовые подшипники качения и скольжения;

-имеют мощное стальное или твердосплавное (карбидвольфрамовое) вооружение шарошек;

-сложные промывочные узлы с износостойкими металлоили металло-керамическими насадками;

-рассчитаны на длительную работу в абразивной среде при

перепадах давления на долоте до 12 МПа (120 кг/см2) и расходе бурового раствора до 50 дм3/сек и более.

Конструкции долот обеспечивают высокие скорости бурения при правильном выборе их в соответствии с областью применения по ГОСТ

20692-75.

1. 4. Долота ОАО НПО " Буровая техника " - ВНИИБТ

ОАО НПО "Буровая техника"-ВНИИБТ разработано и освоено на Экспериментальном заводе ВНИИБТ изготовление гаммы трехшарошечных долот с герметизированными опорами серии ГАУ размерами 120,6, 139,7 и 165,1 мм, предназначенных для бурения нижних интервалов глубоких скважин. Перечень и основные параметры указанных долот приведен в таблице 1.11.

Конструктивные особенности новых долот:

-угол наклона цапфы - 54о;

-смещение осей шарошек, мм – 0о (для К-ГАУ), 2о (для СЗ-ГАУ), 3о (для С-ГАУ) и 4о (для МСЗ-ГАУ);

-вооружение выполнено зубками твердосплавными формы С, К и Г26, диаметром 8 и 10 мм с вылетом от 3-4 до 4,5 -5 мм;

-схема промывки - боковая струйная со сменными насадками (кроме долота диаметром 120,6 мм).

Сравнительные испытания, проведенные при строительстве глубоких скважин в Казахстане, Туркменистане и в Украине выявили по сравнению с показателями серийных одношарошечных и трехшарошечных долот увеличение:

- средней проходки на долото в 7 раз;

-механической скорости - в 1,3 раза.

Вабразивных породах новые шарошечные долота превосходили алмазные в 1,5 раза по проходке на долото и в 3,5 раза по механической скорости. В менее абразивных породах они уступают алмазным на 30% по проходке на долото, но почти в 2 раза превосходят их по механической скорости.

1. 5. Долота НПП " Азимут "

НПП "Азимут" разработано и освоено производство трехшарошечного долота с центральным вихревым промывочным узлом.

Шарошечное долото этого типа предназначено для вскрытия продуктивных пластов, увеличения механической скорости, снижения поглощений растворов и проявлений пластовых сред.

Долото имеет центральное промывочное отверстие, в котором размешен вихревой узел (патрубок) с переходной втулкой, уплотнительным кольцом и фиксатором.

Турбулизация потока в призабойной зоне, создаваемая вихревым промывочным узлом, повышают эффективность разрушений горной породы, создают тонкий слой кольматации стенок скважины. Технические параметры шарошечного долота с центральным вихревым промывочным узлом приведены в таблице 1.12.

По желанию заказчика могут быть изготовлены подобные шарошечные долота любых типоразмеров.

1. 6. Долота ОАО " Нефма "

ОАО "Нефма" разработало и освоило производство одношарошечных долот. Одношарошечное долото предназначено для бурения вертикальных и горизонтальных скважин роторным способом и забойными двигателями.

Одношарошечное долото устраняет конструктивные недостатки трехшарошечных долот, а также существующих конструкций одношарошечных долот.

Соприкасающиеся поверхности сферического подшипника покрыты антифрикционным износостойким сплавом.

Технические параметры одношарошечного долота приведены в

таблице 1.13.

1. 7. Методика подбора диаметров насадок гидромониторных долот с учетом глубины скважины и параметров наземного оборудования

Использование гидромониторных долот при повышенных скоростях истечения промывочной жидкости из насадок в ряде случаев приводит к улучшению технико-экономических показателей проводки

нефтяных и газовых скважин. Как правило, заметное улучшение показателей отмечается в тех случаях, когда бурение ведется с неудовлетворительной очисткой забоя и долота, следствием чего, в

частности, является образование на долоте сальников, снижение механической скорости бурения и проходки на долото, а также при бурении на месторождениях, разрез которых представлен породами

с низкими прочностными характеристиками (породы с твердостью

20-50 кгс/мм2).

В этой связи во многих нефтяных районах страны может оказаться целесообразным бурение всего разреза месторождения или отдельных его интервалов гидромониторныыи долотами при повышенных скоростях истечения промывочной жидкости (т.е. при повышенных перепадах давлений на долоте).

Решение вопроса о целесообразности применения гидромониторных долот при повышенных скоростях истечения промывочной жидкости и выбор рациональных режимов промывки скважины должен решаться в каждом конкретное случае, исходя из результатов анализа работы долот и технических характеристик используемого оборудования.

Бурение гидромониторными долотами при повышенных скоростях истечения промывочной жидкости может быть проведено с помощью имеющегося оборудования, без существенных изменений технологии бурения скважин, принятой при разработке данного месторождения.

Поскольку речь идет об использовании имеющегося оборудования, дополнительный перепад давлений на насадках гидромониторных долот может быть получен:

-за счет увеличения давления на буровых насосах в пределах, определяемых их паспортной характеристикой и паспортными характеристиками наземного оборудования, при сохранении неизменным расхода промывочной жидкости;

-за счет снижения потерь давления в циркуляционной системе и перепада давлений в турбобуре (в случае роторного бурения перепад давлений в турбобуре из рассмотрения исключается), а также повышения допускаемого давления на насосах путем снижения

производительности насосов за счет установки цилиндровых втулок меньшего диаметра.

Каждый из этих приемов может быть реализован как для скважины в целом, так и для отдельно выбранных интервалов бурения. Как именно создать резерв давления, следует решать применительно к конкретным геолого-техническим условиям проводки скважины.

Целью настоящей методики является оказание помоши инженер- но-техническим работникам буровых предприятий при реализации имеющегося или созданного резерва давления в насадках гидромониторных долот.

1. 7. 1. Определение резерва давление для реализации в насадках гидромониторных долот.

1. Резерв давления Pp при данной постоянной производительности насосов Qн = idem равен разности величин давления на насосах Pн и давления, фактически создаваемого буровыми насосами при бурении в данных условиях Pф .

Pp = Pн - Pф

Величина Pн характеризует предельно допустимое давление буровых насосов (при данной производительности) и наземного оборудования по их паспортным характеристикам. В зависимости от конкретных условий бурения, исходя из технико-экономических соображений (стойкость быстроизнашивае-мых деталей, расход электроэнергии и др.) величина принимаемого для расчета давления может быть меньшей, чем паспортная. В дальнейшем под величиной Pн подразумевается выбранная величина рационального давления буровых насосов.

Давление Pф на насосах складывается из потерь в элементах

обвяэки Pобв ,

путевых потерь в бурильной колонне и затрубном пространстве Pпут , перепада давлений в турбобуре Pтурб и промывочных отверстиях используемого долота Pдол . (Величина Рдол есть величина перепада давлений в промывочных отверстиях или насадках долота при исходном режиме истечения промывоч-ной жидкости).

Pф = Pобв + Pпут + Pтурб + Рдол

При неизменном количестве промывочной жидкости все составляющие фактического давления остаются постоянными, кроме путевых потерь, которые увеличиваются с углублением скважины. Таким образом с ростом глубины скважины величина давления Pp , которая может быть реализована в насадках гидромониторного долота, непрерывно уменьшается от максимальной в начале рассматриваемого интервала до минимальной при заканчивании интервала или скважины, что определяет программу оснащения гидромониторных долот насадками соответствующих размеров.

Число этапов программы оснащения долот зависит как от конкретной технологии проводки скважины, так и ассортимента имеющихся насадок.

2. В случае создания резерва давления за счет снижения количества промывочной жидкости, подаваемой в скважину, а также в случае проводки скважины по программе, предусматривающей выделение нескольких интервалов для бурения с различными сочетаниями давления на насосах и их производительности, фактическое давление на насосах складывается из тех же элементов. Программа оснащения гидромониторных долот насадками соответствующих размеров при

этом получается более обширная и дробная, так как для каждого интервала существует своя величина давления Pp , которая может быть реализована в насадках долота, максимальная в начале бурения интервала и минимальная - в конце.

Величина давления Pp , создаваемая за счет снижения количества жидкости, подаваемой в скважину, при переходе от производительности буровых насосов QI к более низкой QII равна

давление, соответственно, при производительности QI и QII .

Таким образом, резерв давления Pp , который может быть реализован в насадках гидромониторного долота при снижении производительности насосов, получается как за счет снижения потерь давления в циркулярной системе и перепада давлений в турбобуре, так и за счет увеличения максимально допускаемой паспортной характеристикой величины давления буровых насосов и наземного оборудования.

1. 7. 2. Определение величины расхода промывочной жидкости через насадки гидромониторного долота.

При роторном бурении расход промывочной жидкости через насадки гидромониторного долота равен производительности буровых насосов.

При турбинном бурении повышение перепада давлений на долоте в системе турбобур - долото ведет к увеличению утечки через уплотнение вала турбобура. Расчетный способ оценки величины утечки через уплотнение вала турбобура позволяет получить только ориентировочные данные и не может быть рекомендован для практического использования.

Предпочтительнее здесь метод опытно-промышленного определения утечки через уплотнение вала турбобура непосредственно на буровой. Для этого необходимо иметь гидромониторное долото, оснащенное сменными насадками, внутренний диаметр которых известен, и знать фактическую величину производительности буровых насосов, поскольку прямое измерение количества жидкости, протекающей через уплотнение вала, в условиях буровой требует специальных приспособлений.

Производительность насосов назначается в соответствии с принятой технологией бурения, а фактическая ее величина определяется либо с помощью расходомера какого-либо типа, например РГР-7 , либо с помощью мерной емкости.

В пределах диапазона изменения величины давления, которое предполагается реализовать в насадках гидромониторных долот, для назначенной производительности насосов Qн = idem по таблице 1.14