Бурение нефтяных и газовых скважин

В случаях когда у поверхности залегают неустойчивые породы, бурят под направление при помощи ротора до глубины 15...20 м. После этого в пробуренную скважину спускают направление из труб, центрируют его и заливают пространство между стенками скважины и направлением цементом. Верхний конец направления должен доходить до желоба, по которому буровой раствор, вытекающий из скважины, направляется в циркуляционную систему.

Главная задача при сооружении направления в многолетнемерзлых рыхлых породах -- предупреждение его размыва во время оттаивания. С этой целью делают шахту глубиной до 10 м сечением 2x2 или 1,5х 1,5 м в зависимости от состояния грунта. В шахту спускают и центрируют 508 или 559 мм трубу. Вокруг трубы на дно шахты насыпают и утрамбовывают слой глины толщиной 30... 40 см. Затем набрасывают нагретый на костре бут, щебень и послойно заливают цементным раствором. Послойная заливка необходима Для заполнения всех пустот между каменным материалом и создания непроницаемого для жидкости монолита. Нагретый каменный материал и теплый цементный раствор создают температурный режим, способствующий успешному процессу схватывания и твердения бутобетона, а также образованию прочного контакта между бутобетоном и направляющей трубой. В районах Западной Сибири практикуется также забивание направления с помощью электровибратора.

Для успешного ведения работ по проводке скважины (предупреждения искривления скважины, сохранения резьбовых соединений бурильных труб и т.п.) большое значение имеет отцентрированность вышки. После оснастки талевой системы, сборки и подвески ведущей трубы приступают к центрированию вышки. Если вышка установлена правильно, то отвес совпадает с точкой пересечения диагоналей (веревочных струн, натянутых по диагонали нижней рамы вышки).

По направлению отклонения отвеса от центра устья скважины определяют, какие из ног вышки нужно поднять и положить под них подкладки, чтобы ликвидировать эксцентриситет. Для этого домкратом поднимают соответствующие ноги вышки и подводят под них подкладки. Домкраты устанавливают под приваренные к ногам вышки специальные полки. Когда скважина углублена на 40...50 м, рекомендуется еще раз проверить отцентрирование вышки.

Центр ротора также должен строго совпадать с центром вышки и центром направления. Необходимо, чтобы ротор был установлен горизонтально (проверяется уровнемером), а роторный валик -- параллельно трансмиссионному валу лебедки. Кроме того, необходимо, чтобы цепное колесо на роторном валике и цепное колесо на трансмиссионном валу лебедки для передачи вращения ротору были расположены в одной вертикальной плоскости, в противном случае цепь будет часто соскакивать и рваться. Установленный на место ротор надежно укрепляется и обшивается досками.

После того как вышка отцентрирована и ротор установлен на место приступают к бурению под шурф для ведущей трубы. Шурф необходим для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб и в периоды, когда не производится бурение. Под шурф бурят турбобуром или ротором. Для забуривания под шурф турбобуром над устьем скважины предварительно собирают долото, турбобур и ведущую трубу.

На линии, соединяющей центр скважины с правой опорой вышки (со стороны мостков) на расстоянии 1,5...2,0 м от оси скважины вырубают отверстие для шурфовой трубы. К той же опоре вышки временно на уровне 1,5...2,0 м от пола буровой привязывают ролик и пеньковый канат диаметром 28,5 мм и длиной 12... 15 м. Забуривание под шурф производится в следующем порядке. Затаскивают турбобур с долотом в прорубленное под шурф отверстие. Корпус турбобура обвивается не менее чем тремя витками пенькового каната. При этом набегающий конец каната (по направлению вращения корпуса турбобура) должен быть привязан к опоре вышки, а сбегающий конец каната перекидывается через блочок и соединяется с контргрузом. Перемещение турбобура с ведущей трубой в вертикальном положении обеспечивается перепусканием витков пенькового каната при сохранении соответствующего натяжения.

Для безопасного бурения шурфа с помощью турбобуров или электробура на ряде предприятий используют специальное приспособление, выполненное в виде двух кованых пластин, изогнутых по форме ведущей трубы. Пластины надевают на ведущую трубу и скрепляют между собой четырьмя болтами. В имеющиеся специальные отверстия с обеих сторон пластин продевают стальной канат, обвивают его вокруг вертлюга против часовой стрелки и крепят в зеве крюка. Крюк фиксируют стопором. При бурении под шурф ведущая труба удерживается от вращения подвесной частью талевой системы, инерции которой достаточно для гашения реактивного момента.

Шурф пробуривают глубиной 15... 16 м. Затем в шурф опускают две свинченные обсадные трубы (двухтрубку) диаметром 273 мм, верхний конец двухтрубки снабжается козырьком для облегчения завода в шурф конца ведущей трубы. При бурении под шурф ротором привод его может быть осуществлен либо через лебедку, либо через индивидуальный привод. При бурении под шурф с приводом через лебедку ротор подтаскивают к месту шурфа и устанавливают наклонно, для чего под салазки ротора со стороны мостков подкладывают доску толщиной 90 мм. Вращение ротору передают при помощи цепи, надетой на цепное колесо малой скорости барабана лебедки. При бурении под шурф при помощи индивидуального привода ротор устанавливают и укрепляют на месте бурения шурфа на расстоянии 1,5...2,0 м от устья скважины.

До начала бурения скважины или куста (первой скважины, а при необходимости и последующих) руководством Управления буровых работ (УБР) (экспедиции) должна проводиться пусковая конференция с участием всего состава буровой бригады, руководителей Центральной инженерно-технической службы (ЦИТС), РИТС, вышечно-монтажного подразделения и УБР (экспедиции). К проведению пусковой конференции должны быть привлечены главные специалисты УБР (технологи, геологи, механики, энергетики, экономисты), а также представители общественных организаций.

Во время пусковой конференции бригада подробно знакомится с конструкцией скважины, геологическим разрезом, свойствами пород, ожидаемыми осложнениями и режимом бурения. Здесь же обсуждаются технические мероприятия, которые должны обеспечить скоростную и безаварийную проводку скважины. Бригада знакомится с особенностями работы в условиях хозрасчета. Хозрасчет бригады заключается в том, что рабочий коллектив несет полную материальную ответственность за результаты своей деятельности. Новой формой бригадного хозрасчета является коллективный под-Ряд. Хозяйственно-плановую основу его составляет заключаемый Между администрацией и буровой бригадой договор. Это двустороннее соглашение, устанавливающее права и обязанности сторон, регламентирующее взаимоотношения и определяющее их ответственность в случае несоблюдения обязательств. В случае работы буровой бригады по коллективному подряду, на пусковой конференции обсуждается и подписывается договор между администрацией и буровой бригадой.

При бурении скважины более 2 мес ежемесячно должны проводиться беседы, на которых подводятся итоги работы и рассматриваются особенности технологии бурения на следующий период (1 мес). Главные механик и энергетик буровой организации или представители их служб вместе с буровым мастером до начала бурения обязаны ознакомить весь состав бригады с правилами и инструкциями новых видов оборудования и инструмента и провести дополнительный инструктаж рабочих по технике безопасности при эксплуатации этого оборудования. Результаты инструктажа должны заноситься в специальный журнал.

Бурение скважины может быть начато при наличии на буровой следующих документов:

геолого-технического наряда и профиля наклонно направленной скважины (при необходимости);

режимно-технологической карты, а при бурении скважин глубиной 3000 м и более -- проекта бурения;

акта о вводе в эксплуатацию установки с разрешением на начало бурения органов Федерального горного и промышленного надзора России (Госгортехнадзора России). В отдельных случаях пуск буровой проводится на основании акта, составленного приемочной комиссией бурового предприятия без участия представителя Госгортехнадзора России;

наряда (нормативной карты) на буровые работы.

Геолого-технический наряд (ГТН) состоит из двух частей: геологической и технической.

Геологическая часть содержит следующие данные:

горизонты и глубины, на которые будет пройдена скважина, характер пород и предполагаемые углы падения пластов на протяжении всей скважины;

интервалы, которые должны буриться с отбором керна и шлама из промывочной жидкости;

глубины замера кривизны скважины, производства каротажа и других электрометрических работ;

интервалы глубин, на которых могут ожидаться нефтегазово-допроявления, осложнения, связанные с нарушениями целостности ствола; скважины, затяжки и поглощения промывочной жидкости;

плотность, вязкость, водоотдача и процент содержания песка (поинтервальное качество промывочной жидкости);

крепость проходимых пород.

Кроме того, в геологической части наряда описывается конструкция скважины. Для эксплуатационной колонны указывается способ испытания на герметичность, а также интервал прострела отверстий и их количество.

Техническая часть наряда содержит следующие указания:

тип долота и его размер;

число рейсов долотом каждого типа и размера;

число оборотов инструмента (при роторном бурении);

осевую нагрузку на долото;

режим работы буровых насосов (диаметр цилиндровых втулок, производительность и давление).

Далее приводятся указания по спускоподъемным операциям (оснастка талевой системы), число свечей лебедки. Кроме того, указываются интервалы расширения ствола скважины перед спуском колонны обсадных труб.

В верхней части ГТН даются общие данные по скважине: название месторождения; где расположена скважина; номер скважины и цель бурения; проектные глубина и горизонт. Затем приводится перечень бурового оборудования. В специальной таблице указывается, какими бурильными трубами будет буриться скважина. В процессе бурения скважины ГТН может изменяться только с соответствующего разрешения. Кроме ГТН буровой бригаде выдается инструктивно-технологическая карта, в которой приводятся рекомендации по достижению высоких технико-экономических показателей при бурении данной скважины. Эти рекомендации кроме технологических вопросов охватывают и организационные.

Первичными документами, содержащими описание всего комплекса технологического процесса бурения скважин, являются буровой журнал, диаграмма индикатора массы (веса) и суточный рапорт бурового мастера.

Буровой журнал заполняется повахтенно бурильщиками и содержит подробное изложение всех процессов, произведенных в буровой от начала до окончания бурения скважины, в хронологическом порядке. В буровой журнал подробно записывают все виды геолого-технических осложнений, встречающихся при бурении скважины, указывают применявшиеся методы борьбы с ними и расход материалов (глины, цемента и т.п.). Ежесуточно буровой мастер на основании записей в буровом журнале и диаграммы индикатора массы (веса) заполняет буровой рапорт.

Контрольные вопросы

1. Что такое скважина?

2. На какие категории делятся скважины?

3. Какие существуют способы бурения скважин?

4. Опишите схему вращательного бурения, нарисуйте порядок расположения бурового инструмента, начиная от долота в скважине и кончая кронблоком на верху вышки.

5. Из каких элементов состоит полный цикл строительства скважины?

6. Какие различают скорости бурения и как их определяют?

7. Что называется буровой установкой? Каков состав буровой установки?

8. Какие существуют методы монтажа и транспортировки несамоходных буровых установок?

9. Каково назначение буровых вышек? Какие существуют типы вышек?

10. Для чего предназначены буровые лебедки? Из каких основных узлов состоит буровая лебедка?

11. Для чего предназначена талевая система? Из каких элементов она состоит?

12. Что представляет собой кронблок, талевой блок, крюк и крюко-блок?

13. Какие канаты применяют в талевых системах буровых установок?

14. Расскажите и нарисуйте схему крестовой оснастки талевой системы.

15. Какие механизмы и инструменты применяются для производства спускоподъемных операций?

16. Каково назначение комплекса механизмов АСП?

17. Какие основные положения необходимо соблюдать при спускоподъемных операциях?

18. При помощи какого оборудования осуществляется вращательное бурение?

19. Каково назначение и устройство роторов?

20. Каково назначение и устройство вертлюгов и буровых шлангов?

21. Какие типы буровых насосов применяются при бурении нефтяных и газовых скважин?

22. Из каких элементов состоит обвязка буровых насосов и каково их устройство?

23. Что понимается под силовым приводом буровых установок?

24. Какие нужно осуществлять мероприятия по охране природы и окружающей среды при бурении скважин, при бурении и освоении скважин на море?

25. Назовите решающие факторы, определяющие схему расположения наземных сооружений и оборудования.

26. Что обязательно нужно учитывать при любой схеме расположения наземных сооружений и оборудования?

27. Каковы особенности расположения оборудования при сложных условиях бурения на суше?

28. Назовите особенности расположения оборудования при бурении скважин в Западной Сибири.

29. Каковы особенности расположения оборудования при бурении на море?

30. Какие разновидности стационарных и подвижных установок для бурения на море вы знаете?

31. На что должно быть обращено особое внимание при приемке бурового оборудования и привышечных сооружений?

32. В чем заключаются подготовительные работы для бурения?

33. Для чего проводится пусковая конференция? В чем заключается сущность коллективного подряда?

34. При наличии каких документов может быть начато бурение скважины?

35. Какие данные содержит геолого-технический наряд?

36. Какие первичные документы ведет буровая бригада? Каковы сущность и содержание каждого из них?

ГЛАВА 3 ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ

3.1 Назначение и классификация породоразрушающего инструмента

В строении нефтяных и газовых месторождений принимают участие только осадочные горные породы. Основными физико-механическими свойствами горных пород, влияющими на процесс бурения, являются: упругие и пластические свойства, твердость, абразивность и сплошность.

Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе бурения разрушаются, -- вдавливание. При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется собственно скважина, является долото.

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.

1. Долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.

2. Долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота*. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.

Долото с коническими шарошками, внутри которых помещаются их оси, было изобретено Горвардом Юзом в 1909 г. В результате длительного совершенствования режущей части, подшипников, проходных отверстий для бурового раствора и других элементов создано современное долото дробяще-скалывающего действия.

3. Долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцевой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями -- для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.

По назначению все буровые долота классифицируются по трем классам:

долота для сплошного бурения, разрушающие породу в одной плоскости или ступенчато;

бурильные головки для колонкового бурения, разрушающие породу по периферии забоя;

долота для специальных целей (зарезные, расширители, фрезеры и др.).

Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото. Долота для специальных целей предназначены для работы в пробуренной скважине и в обсадной колонне. Долота независимо от их назначения, конструкции и типа нормализованы по диаметрам (табл. 3.1).

По конструкции промывочных устройств и способу использования гидравлической мощности струи промывочной жидкости долота делятся на струйные (гидромониторные) и проточные (обычные). В гидромониторных долотах струя промывочной жидкости достигает поверхности забоя, что дает возможность использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения породы. В проточных (обычных) долотах промывочная жидкость, протекая через промывочные отверстия, омывает шарошки (лопасти) и только частично достигает поверхности забоя (рис. 3.1).

Таблица 3.1 Нормальный ряд долот по диаметрам по ГОСТ 20692 -- 75 (изменение № 2, введено с 01.01.82)

Номинальный диаметр долота	Предельное отклонение диаметра, мм	Высота долота*, м
46,0	+ 0,6	100
59,0	+ 0,6	120
76,0	+ 0,6	140
93,0	+ 0,6	160
97,0	+ 0,6	165
98,4	+ 0,6	170
112,0	+ 0,6	180
118,0	+ 0,6	190
120,6	+ 0,6	200
132,0	+ 0,6	210
139,7	+ 0,6	230

* Для трехшарошечных долот. Высоты одно- и двухшарошечных долот могут "Ь1ть увеличены до 20 % от высоты трехшарошечных долот.

Номинальный диаметр долота	Предельное отклонение диаметра, мм	Высота долота, м
146,0	+ 0,8	240
151,0	+ 0,8	250
161,0	+ 0,8	310
165,1	+ 0,8	310
171,4	+ 0,8	320
187,3	+ 0,8	320
190,5	+ 0,8	335 ]
200,0	+ 0,8	340
212,7	+ 0,8	340 1
215,9	+ 0,8	350
222,3	+ 0,8	360 |
242,9	+ 0,8	390 !
244,5	+ 0,8	390 1
250,8	+ 0,8	400 ;
269,9	+ 0,8	410
295,3	+ 0,8	420
304,8	+ 0,8	420
311,1	+ 0,8	420
320,0	+ 0,8	440
349,2	+ 0,8	475
374,6	+ 0,8	515
393,7	+ 1,6	530
444,5	+ 1,6	600
490,0	+ 2,4	630
508,0	+ 2,4	650

Рис. 3.1. Промывка забоя скважины:

а -- у обычных шарошечных долот;

б-- гидромониторных шарошечных долот

3.2 Лопастные долота для сплошного разбуривания забоя

Лопастные долота в зависимости от конструкции и оснащенности твердым сплавом предназначаются для бурения мягких и средней твердости пород, мягких пород с пропластками средних малоабразивных пород, для разбуривания цементных пробок, металлических деталей низа обсадных колонн и расширения ствола скважины.

Используются следующие лопастные долота:

двухлопастные 2Л (рис. 3.2) диаметрами от 76,0 до 165,1 мм с обычной (проточной) промывкой;

трехлопастные ЗЛ диаметрами от 120,6 до 469,9 мм с обычной и гидромониторной промывкой;

трехлопастные истирающе-режущего действия ЗИР диаметрами от 190,5 до 269,9 мм с обычной и гидромониторной промывкой;

шестилопастные истирающе-режущего действия 6ИР (рис. 3.3) диаметрами от 76,0 до 269,9 мм с обычной и гидромониторной промывкой;

пикообразные П диаметрами от 98,4 до 444,5 мм с обычной промывкой.

Выпускаются следующие типы лопастных долот (кроме долот вида П):

М -- для мягких пород;

МС -- для мягких пород с пропластками средней твердости;

МСЗ -- для мягких абразивных пород с пропластками средней твердости;

С -- для пород средней твердости.

Лопастные долота вида П выпускаются двух типов:

Ц -- для разбуривания цементных пробок и металлических деталей низа обсадных колонн;

Р -- для расширения ствола скважины.

Рис. 3.2. Двухлопастное долото 2Л: / -- корпус; 2 -- лопасти; 3 -- пластина; 4 -- штырь

Рис. 3.3. Шестилопастное долото истирающе-режущего действия 6ИР с гидромониторной промывкой:

1 -- корпус; 2 ~ кольцо уплотнительное; 3 -- болт; 4 -- шайба; 5 -- шайба байонет-ная; 6 -- насадка; 7-- штырь; 8 -- лопасть; 9-- укороченная лопасть

У шестилопастных долот 6ИР три лопасти имеют нормальную высоту, а три -- укороченную (лопасти по высоте чередуются). Промывка осуществляется через три канала, расположенные между лопастями. Лопастные долота не применяются при бурении гидравлическими забойными двигателями и электробурами, так как при бурении ими требуется большой крутящий момент.

3.3 Шарошечные долота для сплошного разбуривания забоя

В России, а также в США и других зарубежных странах для бурения нефтяных и газовых скважин в основном используют шарошечные долота с коническими шарошками. Шарошечные долота предназначены для сплошного бурения нефтяных, газовых и геолого-разведочных скважин, а также скважин различного назначения в горнодобывающей промышленности и строительстве с очисткой забоя жидкостью или воздухом.

Шарошечные долота имеют следующие преимущества по сравнению с лопастными:

площадь контакта шарошечных долот с забоем значительно меньше, чем у лопастных долот, но длина их рабочих кромок больше, что значительно повышает эффективность разрушения горных пород;

шарошки долота перекатываются по забою в отличие от лезвий лопастного долота, скользящих по нему, вследствие чего интенсивность износа зубьев шарошек значительно меньше интенсивности износа лезвий лопастных долот;

вследствие перекатывания шарошек по забою крутящий момент, потребляемый долотом, сравнительно невелик, поэтому опасность заклинивания шарошечного долота сводится к минимуму.

В соответствии с ГОСТ 20692 -- 75 шарошечные долота изготовляются трех видов: одношарошечные -- I, двухшарошечные -- II и трехшарошечные -- III. Трехшарошечные долота получили наибольшее распространение (рис. 3.4). По расположению и конструкции промывочных или продувных каналов долота изготовляются: с центральной промывкой -- Ц, боковой гидромониторной промывкой -- Г, центральной продувкой -- П, боковой продувкой -- ПГ.

Рис. 3.4. Устройство трехшарошечных долот:
1 -- торец присоединительного ниппеля; 2 -- присоединительный ниппель с замковой резьбой; 3 -- внутренняя полость присоединительного ниппеля; 4 -- упорный уступ долота; 5 -- резервуар для размещения смазки; 6 -- система компенсации давления смазочного материала; 7 -- лапа; 8 -- периферийный роликовый радиальный подшипник качения; 9 -- концевой радиальный подшипник скольжения; 10-- концевой упорный подшипник скольжения; Л -- герметизирующий элемент; 12 -- средний шариковый радиально-упорный подшипник качения; 13-- фрезерованный зуб периферийного венца; 14-- фрезерованный зуб среднего венца; 15 -- фрезерованный зуб вершины шарошки; 16 -- наплавка зерновым твердым сплавом; 77 -- шарошка; 18 -- козырек лапы; 79 -- замковый палец; 20 -- цапфа лапы; 21 -- спинка лапы; 22 -- корпус долота; 23 -- твердосплавный зубок, запрессованный в тыльный корпус шарошки; 24 -- твердосплавный зубок Периферийного венца шарошки; 25 -- твердосплавный зубок среднего венца ша-Рошки; 26-- концевой роликовый подшипник скольжения; 27-- твердосплавный 3Убок вершины шарошки; 28 -- твердосплавный зубок, запрессованный в козырек лапы

Гидромониторные долота, как правило, выпускаются со сменными насадками, когда в нижней части промывочного канала долота растачивается гнездо для установки сменных насадок из износостойкого материала. В этом случае можно установить в долото насадки любого необходимого диаметра на выходе.

Опоры шарошек изготовляются (рис. 3.5): на подшипниках качения -- В, одном подшипнике скольжения (остальные -- подшипники качения) -- Н, одном подшипнике скольжения с герметизацией уплотнительными кольцами и резервуарами для смазки -- НУ, двух подшипниках скольжения и более с герметизацией -- АУ (табл. 3.2).

Теоретически для каждой горной породы должно иметься долото, способное наиболее эффективно ее разрушать. Однако невозможно иметь на вооружении столько типов долот, сколько существует разновидностей горных пород с различными физико-механическими свойствами. На практике применяют долота, обеспечивающие хорошую эффективность в определенной группе пород.

Для классов горных пород, приведенных ниже, в настоящее время рекомендуется применять следующие типы трехшарошеч-ных долот:

Мягкие................................................................................М

Мягкие абразивные............................................................МЗ

Мягкие с пропластами средней твердости......................МС

То же ...................................................................................МСЗ

Средней твердости .............................................................С

Абразивные средней твердости.........................................СЗ

Средней твердости с пропластами твердых.....................СТ

Твердые...............................................................................Т

Твердые абразивные...........................................................ТЗ

Твердые с пропластами крепких......................................ТК

Твердые абразивные с пропластами крепких..................ТКЗ

Крепкие...............................................................................К

Очень крепкие ....................................................................ОК

В зависимости от способа бурения для различных долот выработаны на практике предпочтительные режимы их применения (табл. 3.3).

Кроме трехшарошечных в практике бурения применяют двух-шарошечные и одношарошечные долота. Двухшарошечные долота предназначены для бурения мягких и вязких пород с пропла-стками пород средней твердости. Отличительной особенностью двухшарошечных долот по сравнению с трехшарошечными оди наковых диаметров является увеличение размеров шарошек и более благоприятные условия для расположения промывочных отверстий. Двухшарошечные долота представляют собой неразборную конструкцию, состоящую из двух сваренных между собой секций (лап), на цапфах которых смонтированы свободно вращающиеся на опорах шарошки с зубьями для разрушения пород. Двухшарошечные долота -- гидромониторные с двумя боковыми каналами, в которые устанавливаются сменные насадки, направляющие струи бурового раствора на периферийную часть забоя скважины.

Рис. 3.5. Основные виды опор:

а -- негерметизированные; б -- герметизированные маслонаполненные; 1 -- система компенсации давления смазочного материала; 2 -- уплотнительное кольцо; 3 -- периферийный подшипник скольжения с антифрикционным покрытием; 4 -- замковый шариковый радиально-упорный подшипник скольжения; 5 -- концевой радиальный подшипник скольжения; 6-- концевой упорный подшипник скольжения; 7 -- герметизирующий элемент; 8 -- периферийный роликовый радиальный подшипник качения; 9 -- концевой роликовый радиальный подшипник

Таблица 3.2 Цифровые и буквенные обозначения конструкций долот

Число шарошек	Диаметр долота, мм	Тип долота	Система промывки	Вид опор	Герметизация опор
III	190,5	Мз	Г	А	У
III	215,9	Ткз	Г	Н	У
III	215,9	С	г	Н	--
III	269,9	М	г	В	--
III	269,3	Т	Ц	В	--

Примечание. Тип долота определяет конструкцию вооружения шарошек.

Таблица 3.3 Рекомендуемые режимы эксплуатации трехшарошечных долот

Способ бурения	Серия долота	Частота вращения долота, об/мин	Удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, кН
Роторный	ГАУ	35. ..70	6... 8
Роторный. Забойными двигателями (винтовыми, турбобурами и электробурами с редук-торными вставками, низкооборотными турбобурами)	ГНУ	40. ..250	6. ..10
Роторный. Забойными двигателями (винтовыми, турбобурами, электробурами)	ГН	60. ..450	6. ..10
Турбинный	ГВ, ЦБ	60. ..450	7. ..12

Одношарошечные долота (рис. 3.6) применяются для бурения твердых пород, залегающих на большой глубине. Они состоят в основном из одной лапы, на цапфе которой свободно вращается на шариковых опорах сферическая шарошка, в тело которой запрессованы твердосплавные цилиндрические зубья (штыри) с полусферической или призматической рабочей поверхностью.

Рис. 3.6. Одношарошечные долота:

I -- лапа; 2-- шарошка; 3, 5 -- шарики; 4 -- палец; 6 -- твердосплавный зубец

3.4 Алмазные долота и долота, армированные синтетическими поликристаллическими алмазными вставками Алмазные долота и долота, армированные синтетическими поликристаллическими алмазными вставками, очень часто называют алмазным буровым инструментом (АБИ).

Алмазные долота предназначены для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин при прохождении песчаников, доломитов, известняков и других пород, в которых эффективность применения шарошечных долот резко снижается. Правильное применение алмазных долот обеспечивает:

высокие рейсовые скорости бурения;

сокращение числа спускоподъемных операций;

экономию средств;

снижение кривизны при проводке вертикальных скважин.

Алмазные долота, подобно лопастным, не имеют самостоятельно движущихся частей. Они состоят из фасонной алмазонесущей головки (матрицы), выполненной из порошкообразного твердосплавного материала, и стального корпуса с присоединительной замковой резьбой.

Алмазные долота изготавливаются диаметрами 91,4...391,3 мм двух модификаций:

однослойные с размещением зерен алмазов в поверхностном слое матрицы по определенным схемам; типы -- радиальные ДР (рис. 3.7), ступенчатые ДТ (рис. 3.8) и ступенчатые с шаровидными выступами ДК;

импергнированные (импергнированным называется алмазное долото, в котором при изготовлении объемные алмазы перемешиваются с материалом матрицы -- шихтой, обеспечивая тем самым равномерную насыщаемость матрицы алмазами) с примерно равномерным распределением мелких зерен алмазов в объеме матричного материала; тип -- с шаровидными выступами ДИ.

Алмазные долота при турбинном бурении по сравнению с роторным бурением дают более высокую механическую скорость при одинаковой величине проходки на долото. Бурение алмазными долотами может продолжаться без перерыва до 200...250 ч. Бурение алмазными долотами не разрешается в часто перемежающихся трещиноватых, кавернозных породах, сложенных различными окаменелостями и другими крепкими абразивными породами. Перед началом бурения алмазными долотами ствол скважины калибруется, а забой скважины очищается от металла.

По мере углубления скважины на забое накапливается большое число металлических обломков в результате скола зубьев и выпадания элементов опор шарошечных долот. Часть металла, находящегося на забое, размельчается в процессе бурения и выносится буровым раствором на поверхность, другая часть попадает в каверны и стенки скважины; этот металл в процессе бурения может снова попасть на забой. Металл на забое приводит к катастрофическому выкрашиванию алмазов. Очистка забоя глубоких скважин от металлических предметов и крупных обломков породы может быть достигнута применением методов очистки ствола, разработанных ВНИИБТ:

1. Перед спуском алмазного долота последние два-три рейса необходимо проводить шарошечным долотом с одновременной очисткой скважины от металла и крупного шлама с помощью забойного шламоуловителя, установленного над долотом при роторном бурении и над турбобуром при турбинном бурении (рис. 3.9).

2. В случае необходимости дополнительной очистки скважины и калибровки ствола следует сделать специальный рейс забойного шламоуловителя. При турбинном бурении алмазным долотом для более интенсивного выноса разбуренной породы из призабойной зоны на валу турбобура устанавливается чехол-отражатель, изменяющий направление струи из ниппеля турбобура, и тем самым способствующий лучшему выносу выбуренной породы.

При разбуривании упругохрупких и упругопластичных пород при алмазном бурении происходит объемное разрушение скалыванием и сдвигом. Поэтому одним из условий при подборе рациональных параметров отработки долот является обеспечение усталостного и объемного разрушения породы на забое. Основными критериями при этом должны быть допустимая нагрузка на алмазы и критическая окружная скорость, определяемые соответственно прочностью алмазов, существующими нормами промывки забоя и твердостью пород.

Разрешается применение в бурении алмазных долот и бурильных головок только в тех случаях, когда их диаметр меньше диаметра ствола скважины. Минимальная разница этих диаметров должна соответствовать, мм:

1,6 -- при диаметре алмазных долот и бурильных головок 91,4...227,0;

2,4 -- при диаметре 242,1 ...391,3.

Алмазное долото считается полностью отработанным при общей потере 40 % алмазов.

Успешное применение алмазных долот привело к созданию ряда конструкций твердосплавных долот, обеспечивающих аналогичный принцип разрушения горной породы. Украинским научно-исследовательским конструкторско-технологическим институтом синтетических сверхтвердых материалов и инструмента на базе сверхтвердого материала славутича созданы долота типа ИСМ для бурения скважин на нефть и газ. Производство и применение Долот ИСМ, армированных вставками из славутича, было начато в 1967 г. Создано более 150 типоразмеров долот и другого, армированного материалом славутич, бурового породоразрушающего инструмента диаметром 91,4...391,3 мм.

Рис. 3.10. Механика разрушения горных пород различными долотами:

I -- стратапакс; II -- алмазными; III -- шарошечными;

а -- разбуривание твердых пород (частичное обнажение резца); б -- разбуривание мягких пород (полное обнажение резца); в -- истирание-измельчение; г -- вдавливание; 1 -- корпус долота; 2 -- алмазно-твердосплавная пластина

Начиная с 1977 г. при бурении нефтяных и газовых скважин за Рубежом началось широкое применение долот, получивших название стратапакс (торговая марка). Это долота, армированные синтетическими поликристаллическими алмазными вставками. У нас в стране такие породоразрушающие инструменты (долота,коронки) названы долотами (коронками), оснащенными алмазотвердосплавными пластинами. Долота стратапакс предназначены для разбуривания мягких и средней твердости пород. При бурении долотами этого типа обеспечиваются большие механическая скорость проходки и проходка на долото по сравнению с алмазными и трехшарошечными долотами при меньших энергетических затратах. Это обусловлено тем, что разрушение горных пород осуществляется путем резания (рис. 3.10), которое более эффективно, чем вдавливание (шарошечное долото) и истирание-измельчение (алмазное долото).

Основным режущим элементом долота является диск диаметром 13,3 или 13,5 мм, который представляет собой слой подвергнутых спеканию под большим давлением и при высокой температуре поликристаллических алмазов на подложке из карбида вольфрама. Толщина алмазного слоя составляет 0,635 мм при толщине диска 2,92 и 7,37 мм. Диски припаивают к державкам цилиндрической формы, которые вмонтированы в корпус долота, или державки впаивают в гнезда, выполненные в матрице долота. Тонкий алмазный слой состоит из многочисленных мелких кристаллов, расположенных хаотично, что обеспечивает высокую ударную прочность и износостойкость диска. Благодаря поликристаллической структуре алмазного слоя и отсутствию плоскостей спайности при износе дисков постоянно возобновляются острые кромки, которые эффективно срезают породу. За счет этого поддерживается высокая механическая скорость проходки в течение всего периода работы долота. Высокая износостойкость поликристаллических алмазов в сочетании с отсутствием движущихся элементов способствует длительной работе породоразрушающего инструмента на забое. Алмазные диски и карбидовольфрамовые подложки к ним за рубежом главным образом производятся фирмой «Дженерал Электрик» (США).

Большие размеры резцов стратапакс позволяют обеспечить выступ резцов стратапакс над корпусом долота до 12... 15 мм. При этом создаются хорошие условия удаления шлама из зоны разрушения породы и исключается контакт корпуса с забоем. Одним из важных преимуществ долот стратапакс является то, что изменение плотности бурового раствора не влияет на механическую скорость проходки.

Долота, изготавливаемые различными фирмами, отличаются способом закрепления резцов стратапакс, конструкцией промывочных систем, конфигурацией и материалом корпусов.

Долота матричного типа имеют повышенную стойкость к размыву раствором по сравнению с долотами, корпуса которых выполнены из стали. Одним из них является долото стратапакс фирмы «Кристансен» (Германия) матричного типа (рис. 3.11). Оно имеет шесть лопастей, оснащенных 68 резцами стратапакс цилиндрической формы диаметром 13,3 мм. На калибрующей поверхности установлены твердосплавные зубки и природные алмазы. В центральной части долота и в шести радиальных промывочных каналах долота устроены 20 отверстий диаметром 8 мм. Профиль долота параболический, диаметр 214,3 мм. *,*>

Долота с алмазотвердосплавными пластинами -- это высокоэффективный инструмент для бурения пород мягких и средней твердости, при разрушении которых резцы сохраняют острые кромки длительное время. При роторном бурении и бурении винтовыми забойными двигателями долота этого типа обеспечивают увеличение механической скорости проходки в 2 раза по сравнению с шарошечными долотами, проходки на долото в 3...7 раз при осевой нагрузке в 2... 2,5 раза меньшей и при сопоставимом крутящем моменте.

Долота стратапакс получили дальнейшее развитие. Так за рубежом используются долота типа балласет (фирма-изготовитель «Нортон Кристансен» -- США). В этих долотах применяются режущие элементы из термостойких синтетических поликристаллических алмазов. Данные долота пригодны для эффективного разбуривания твердых, плотных и абразивных горных пород. Эффективная Работа долот балласет достигается при малой нагрузке на долото и высокой частоте вращения. Долота этого типа успешно используются при бурении глубоких скважин.

3.5 Снаряды для колонкового бурения (керноприемные устройства) и бурильные головки к ним

Все снаряды для колонкового бурения вне зависимости от конструкций состоят из следующих основных частей:

бурильной головки для разрушения породы вокруг обуриваемого керна;

внешнего корпуса;

внутренней колонковой трубы для сохранения и выноса керна;

кернодержателя (кернорвателя).

По принципу применения снаряды для колонкового бурения подразделяют на снаряды (керноприемные устройства) с несъемной (постоянной) колонковой трубой и на снаряды со съемной грунто-ноской. При работе снарядами для колонкового бурения со съемной грунтоноской керн извлекается специальным ловителем на канате, бурильную головку поднимают после полной ее отработки.

Процесс подъема загруженной грунтоноски и спуск новой протекает следующим образом. При спуске ловитель захватывает грунтоноску за головку, соединенную с колонковой трубой. После захвата грунтоноски ловителем производится подъем ее при помощи лебедки, установленной на поверхности. После подъема грунтоноски с керном в бурильные трубы сбрасывают пустую грунтонос-ку, которая, дойдя до снаряда, садится головкой на опору. Бурение продолжается. В последнее время почти повсеместно используют снаряды для колонкового бурения со съемной грунтоноской.

По типу бурильные головки делятся на лопастные, шарошечные и алмазные К последним относятся также бурильные головки, армированные синтетическими алмазами.. В снарядах для колонкового бурения всех типов керн образуется бурильной головкой, а для отрыва и удержания керна служит кернодержатель.

Значение кернодержателя в обеспечении хорошего выхода керна очень велико. Существует большое число различных конструкций кернодержателей. Ту или другую конструкцию применяют в зависимости от условий бурения, физико-механических свойств разбуриваемых пород и т. п. Приемником отобранного керна является колонковая труба, заканчивающаяся сверху клапаном, через который из колонковой трубы выходит промывочная жидкость.

Лопастные бурильные головки с тремя и четырьмя лопастями предназначаются для бурения колонковыми долотами в тех же породах, что и лопастные долота для сплошного разрушения забоя, их конструкции и материалы также аналогичны. У нас в стране распространены при колонковом бурении шарошечные бурильные головки. Они могут быть одно-, трех-, четырех- и шестишарошечные.

Алмазные бурильные головки по своей конструкции, вооруженности алмазами на единицу площади аналогичны алмазным долотам для сплошного разрушения забоя.

При роторном способе бурения наиболее широкое распространение имеют колонковые снаряды «Недра» (рис. 3.12). ВНИИБТ разработаны снаряды этой серии в размерах: 203/100, 164/80, 138/67 и 122/52 мм (цифры в числителе обозначают диаметр корпуса снаряда, в знаменателе -- номинальный диаметр керноприема бурильной головки).

Снаряд состоит из корпуса 5, изготовленного из толстостенных труб, соединяемых специальной замковой резьбой между собой и с переводниками верхним / и нижним 12, Внутри корпусов помещена грунтоноска, состоящая из колонковых труб 8, соединяемых муфтами 6, снабженными ребрами для центрирования внутри корпусов. Внизу грунтоноска заканчивается компоновкой кернорвателей и башмаком 11, которым она опирается на бурильную головку.

Рис. 3.12. Колонковый снаряд «Недра»:

12 -- верхний и нижний переводники; 2 -- кольцо-фиксатор; 3 -- гайка; ~ винт; 5 -- корпус; 6-- муфта; 7-- штырь; 8 -- колонковая труба; 9, 10-- кернорватели; 11-- башмак

Кернорватели -- цанговый 9 и рычажковый 10 -- выполнены плавающими, вследствие чего они при бурении остаются неподвижными относительно керна, в то время как грунтоноска вращается вместе с корпусом и бурильной головкой. Сверху грунтоноска заканчивается винтом 4, присоединенным при помощи одной из муфт 6 к верхней колонковой трубе. По винту ходит гайка 3, ввинчивающаяся наружной резьбой во внутреннюю резьбу ниппелей корпусов. После того как гайка навинчена, а грунтоноска упрется в бурильную головку, положение грунтоноски фиксируется кольцом-фиксатором 2, штырь /которого, входя в пазы гайки 3 и винта 4, препятствует перемещению винта относительно гайки и, следовательно, корпуса. Таким образом, грунтоноска жестко закрепляется в корпусе, а кернорватель максимально приближается к бурильной головке. Для центрирования снаряда вместо переводников 1 и 12 могут быть установлены переводники-центраторы.

Для осложненных условий бурения предназначены колонковые снаряды серии «Селур» размерами 146/30 и 114/52 мм. Снаряды этой серии имеют одинаковую со снарядами серии «Недра» керноприемную часть (кернорватель, керноприемная труба, регулировочный винт), но корпус уменьшенного диаметра.

Для бурения в трудноотбираемых породах применяют колонковые снаряды серии «Кембрий». Эти снаряды позволяют отбирать керн большего, по сравнению с колонковыми снарядами серий «Недра» и «Селур», диаметра и работают со специальными бурильными головками. Колонковые снаряды «Кембрий» выпускаются в размерах 172/100 и 122/67 мм. Колонковые снаряды «Недра», «Селур» и «Кембрий» имеют несъемные керноприемники.

Чтобы обеспечить высокий процент выноса керна в турбинном бурении, созданы специальные турбобуры для колонкового бурения, в которых турбобур, керноприемное устройство и бурильная головка представляют собой единый комплекс, приспособленный к работе на высокооборотном режиме.

Работа со снарядом для колонкового бурения имеет ряд специфических особенностей. Перед спуском в скважину снаряд необходимо собрать на поверхности и тщательно осмотреть. Бурильные головки любых типов нужно спускать в скважину по возможности без расширения ствола скважины; при этом следует следить за показаниями индикатора массы (веса). В случае обнаружения затяжек бурильной колонны этот интервал прорабатывают. При спуске инструмента в скважину, не доходя до забоя на 10... 12 м, включают буровые насосы, при роторном бурении вращают бурильную колонну с одновременной плавной подачей ее до забоя, при турбинном бурении включают турбобур и с плавной подачей доходят до забоя. Снарядом для колонкового бурения бурят без отрыва от забоя, при этом бурильную головку на забой подают равномерно. Проходка за рейс определяется износостойкостью бурильной головки, а для колонковых снарядов с несъемными керноприемниками она не должна превышать полезной длины керноприемной трубы.

Перед отрывом керна от забоя или перед наращиванием при роторном бурении необходимо вращать инструмент до снятия осевой нагрузки на бурильную головку. Отрыв керна от забоя нужно проводить при непрерывной промывке и замедленном подъеме инструмента. Для гарантии отрыва и удержания керна следует подъем и спуск на забой без вращения (с осевой нагрузкой, на 20...30 кН превышающей нагрузку при бурении) провести два-три раза. По окончании бурения с отбором керна рекомендуется сократить до минимума время выравнивания параметров промывочной жидкости перед подъемом инструмента. Чтобы лучше сохранить керн при подъеме инструмента, следует избегать резких ударов бурильных труб. Отвинчивать бурильные трубы ротором запрещается. Режим работы снарядами для колонкового бурения устанавливают исходя из типоразмеров долот, глубины бурения, характера проходимых пород и способа бурения.

3.6 Долота для специальных целей

Расширители. Применяются для расширения диаметра скважины при проходке долотами сплошного и колонкового бурения, а также для центрирования бурильного инструмента в процессе бурения.

Расширители классифицируются по форме их рабочих органов (шарошечные, лопастные и др.), по способу крепления рабочих органов (жесткозакрепленные, разборные и раздвижные), по числу этих органов и типу их вооружения.

В настоящее время применяются два вида расширителей: шарошечные и лопастные. Наиболее распространенными являются трех-шарошечные расширители (рис. 3.13). Они состоят из корпуса, в котором на осях смонтированы три пары шарошек с небольшой конусностью. Шарошки расположены по окружности под углом 120° друг к другу. Трехшарошечные расширители выпускаются диаметрами 243, 269, 295, 346, 394 и 445 мм.

Рис. 3.13. Трехшарошечный расширитель (диаметр 394...445 мм):

1 -- корпус; 2 -- кольцо; 3 -- шпонка; 4 -- шпилька; 5 -- шарошка; б -- ось шарошки; 7 -- шайба; 8 -- рубашка

Кроме трехшарошечных выпускаются четырех- и шестилопастные расширители, одношарошечные пилотные расширители и надцолотные штыревые расширители.

Фрезерные долота. Предназначены для бурения скважин в малоабразивных породах и разбуривания цементных мостов и металла в скважине. Фрезерные твердосплавные спиральные долота выпускаются типа ДФТС (рис. 3.14). Конструктивная особенность этих долот -- расположение твердосплавных пластинок по спирали. Рабочая часть долота сферическая.

Забой промывается через боковые каналы и центральный канал, соединенный отводами с пространством между спиральными лентами. Конструкцией допускается замена изношенных спиралей новыми.

При бурении долотами типа ДФТС на забое в центре образуется керн диаметром 3...5 мм, который потом разрушается пластинками твердого сплава, закрепленными в стенке центрального канала, и выносится по двум открытым боковым каналам за спирали.

Рис. 3.14. Фрезерное твердосплавное спиральное долото типа ДФТС:

1 -- корпус; 2 -- ствол; 3 -- спиральная лента; 4 -- твердосплавные пластинки; 5 -- коническая посадка; 6 -- втулка; 7 -- резиновое уплотнение; 8 -- пластинки; 9 -- промывочное отверстие; 10 ~ пробка

Долота для реактивно-турбинного способа бурения (РТБ). При работе агрегатами РТБ используются серийные трехшарошечные долота и долота типа ДРБ (рис. 3.15), специально разработанные для РТБ. Характерная особенность вооружения шарошек долот типа ДРБ для РТБ -- наличие фрезерованных зубьев или твердосплавных зубьев только на периферийных венцах.

ВНИИБТ разработаны шестишарошечные долота для РТБ: ДРБ12К и ДРБ13К. У долот типа ДРБ наиболее дорогостоящей деталью является корпус, который целесообразно использовать многократно. Поэтому у этих долот сменные приваренные лапы.

Рис. 3.15. Долота для реактивно-турбинного способа бурения диаметром

490 мм типа ДРБ 13К:

/ -- корпус; 2 -- промывочный канал; 3 -- лапа в сборе с шарошкой

Вставные долота для турбинного и роторного бурения без подъема бурильной колонны для смены долота. Сущность способа бурения без подъема бурильной колонны для смены отработанного долота заключается в том, что новое долото спускается, а отработанное поднимается (с помощью каната и специального инструмента -- овершота или обратной циркуляции) внутри бурильной колонны.

Для турбинного бурения разработана и выпускается специальная конструкция турбобура с вставным ротором, к которому присоединяется вставное долото. Вставное долото состоит из двух основных узлов: механизма долота и режущих шарошечных комплектов.

3.7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ. ВЫБОР РАЦИОНАЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ (ТИПОВ) ДОЛОТ

Успех проводки скважины (скорость, качество и стоимость) прежде всего зависит от решения двух вопросов -- рационального подбора и отработки долот в зависимости от физико-механических особенностей горных пород, подлежащих разбуриванию в процессе строительства скважины, и правильного подбора бурового раствора. Конечно, это не значит, что другие факторы (подбор буровой установки, бурильного инструмента, способа бурения и т. п.) не влияют на процесс бурения, но подбор долот и бурового раствора являются решающими. В данном параграфе мы рассмотрим выбор рациональных типов долот. Но прежде чем перейти к рассмотрению этого вопроса, остановимся на технико-экономических показателях работы долот.

Для оценки работы долот при бурении нефтяных и газовых скважин пользуются следующими показателями:

механической скоростью проходки у_м, измеряемой числом метров, проходимых долотом в течение 1 ч работы на забое (м/ч);

рейсовой скоростью проходки v_p, измеряемой числом метров за один рейс, отнесенных ко времени пребывания долота на забое t₃ плюс время, затраченное на подъем инструмента t,_lM, замену долота t_д, спуск инструмента t_c и наращивание в процессе бурения 'н.к (м/ч);

проходкой h за 1 рейс (м).

Из этого следует, что

т

Обобщающий комплексный критерий оценки эффективности работы шарошечных долот -- эксплуатационные затраты на 1 м проходки, позволяющие учесть не только проходку на долото за рейс и механическую скорость проходки, но и стоимость одного часа работы буровой установки по затратам, зависящим от времени ее работы, а также стоимость долот.

Эксплуатационные затраты на 1 м проходки определяются по следующей формуле,р./м:

где t_cn -- продолжительность спускоподъемных операций, отнесенных за один рейс, ч; t_m -- продолжительность подготовительно-заключительных работ, отнесенных за один рейс, ч; С_в -- сметная стоимость 1 ч работы буровой установки по затратам, зависящим от времени, откорректированная по фактической коммерческо...