Породоразрушающий инструмент.

Долото – буровой инструмент для механического разрушения горных пород на забое скважины в процессе ее проходки.

По характеру воздействия на породу долота можно классифицировать следующим образом:

1) долота режуще-скалывающие (лопастные);

2) долота дробяще-скалывающего действия (шарошечные долота);

3) долота режуще-истирающего действия (алмазные и твердосплавные долота).

По назначению буровые долота подразделяются на три вида:

1) долота, разрушающие горную породу сплошным забоем;

2) долота, разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота);

3) долота специального назначения.

Долота для сплошного и колонкового бурения предназначены для углубления скважины, а специального назначения – для работы в пробуренной скважине (расширение и выравнивание ствола скважины) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня).

Лопастные долота выпускаются трех типов: двухлопастные, трехлопастные и многолопастные. Под действием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента – скалывают ее. В корпусе долота имеются отверстия, через которые жидкость из бурильной колонны направляется к забою скважины со скоростью не менее 80 м/с. Лопастные долота применяются при бурении в мелких высокопластичных горных породах с ограниченными окружными скоростями (обычно при роторном бурении).

Шарошечные долота выпускаются с одной, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Однако наибольшее распространение получили трехшарошечные долота. При вращении долота шарошки, перекатываясь по забою, совершают сложное вращательное движение со скольжением. При этом зубцы шарошек наносят удары по породе, дробят и скалывают ее. Шарошечные долота успешно применяют при вращательном бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств. Изготавливают их из высококачественных сталей с последующей химикотермической обработкой наиболее ответственных и быстро изнашивающихся деталей, а сами зубки изготавливаются из твердого сплава. Вооружение шарошки изготавливается в зависимости от твердости горных пород: M, MC, T, TC, T3, K, ОК. Для пород М и МС применяется фрезерованный зуб, Т и ТС – фрезерованный зуб с накладкой из твердого сплава, ТЗ, К и ОК – твердосплавные зубки, запрессованные в тело шарошки.

Алмазные долота состоят из стального корпуса и алмазонесущей головки, выполненной из порошкообразной твердосплавной шихты. Центральная часть долота представляет собой вогнутую поверхность в форме конуса с каналами для промывочной жидкости, а периферийная зона – шаровую поверхность, переходящую на боковых сторонах в цилиндрическую.

Алмазные долота бывают трех типов: спиральные, радиальные и ступенчатые. В спиральных алмазных долотах рабочая часть имеет спирали, оснащенные алмазами и промывочные отверстия. Долота этого типа предназначены для турбинного бурения малоабразивных и среднеабразивных пород. Радиальные алмазные долота имеют рабочую поверхность в виде радиальных выступов в форме сектора, оснащенных алмазами; между ними размещены промывочные каналы. Долота данного типа предназначены для бурения малоабразивных пород средней твердости и твердых пород как при роторном, так и при турбинном способах бурения. Ступенчатые алмазные долота имеют рабочую поверхность ступенчатой формы. Они применяются как при роторном, так и турбинном способах бурения при проходке малоабразивных мягких и средней твердости пород.

Применение алмазных долот обеспечивает высокие скорости бурения, снижение кривизны скважин. Отсутствие опор качения и высокая износостойкость алмазов повышают их срок службы до 200-250 часов непрерывной работы. Благодаря этому сокращается число СПО. Одним алмазным долотом можно пробурить столько же, сколько 15-20 шарошечными долотами.

Твердосплавные долота отличаются от алмазных тем, что вместо алмазов они армированы сверхтвердыми сплавами.

Долота подразделяются по числу оборотов его вращения: высокооборотные (600-800 об/мин) и низкооборотные (200-400 об/мин). ВОД применяются в комплекте с высокооборотными двигателями (электробур с редукторной вставкой, винтовой забойный двигатель и ротор).

ВОД применяются для бурения скважин на небольших глубинах при низкой твердости горных пород. На больших глубинах более эффективно решение НОД с маслонаполненной опорой в комплекте с низкооборотными забойными двигателями. При этом возрастают механическая скорость бурения и проходка на долото (за счет увеличения времени контакта зубков шарошки и горной породы).

 

 

Бурильный инструмент.

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Она предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, созданию осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, - ведущие трубы, бурильные трубы, бурильные замки, переводчики, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойными двигателями, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой скважины для очистки его от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т. д.

Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и как правило имеют коническую резьбу с обеих сторон. Трубы соединяются между собой с помощью бурильных замков. Для обеспечения прочности резьбовых соединений концы труб делают утолщенными. По способу изготовления трубы могут быть цельными и с приваренными соединительными концами. У цельных труб утолщение концов может быть обеспечено высадкой внутрь и наружу.

При глубоком бурении используют стальные и легкосплавные бурильные трубы с номинальными диаметрами 60, 73, 89, 102, 114, 127 и 140мм. Толщина стенки труб составляет от 7 до 11мм, а их длина 6, 8 и 11,5м

Наряду с обычными используют утяжеленные бурильные трубы (УБТ). Их назначением является создание нагрузки на долото и повышение устойчивости нижней части бурильной колонны.

Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба, как правило, имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе. Одним концом ведущая труба присоединяется к вертлюгу, а другим – к обычной бурильной трубе круглого сечения.

Длина граней ведущей трубы определяет возможный интервал проходки скважины без наращивания инструмента. При малой длине ведущей трубы увеличивается число наращиваний и затраты времени на проводку скважины, а при большой – затрудняется их транспортировка.

Бурильные замки предназначены для соединения труб. Замок состоит из замкового ниппеля и замковой муфты.

Непрерывная многозвенная система инструментов и оборудования, расположенная ниже вертлюга (ведущая труба, бурильные трубы с замками, забойные двигатель и долото) называется бурильной колонной. Ее вспомогательными элементами являются переводники различного назначения, протекторы, центраторы, стабилизаторы, калибраторы, наддолотные амортизаторы.

Переводники служат для соединения в бурильной колонне элементов с резьбой различного профиля, с одноименными резьбовыми концами (резьба ниппельная-ниппельная, резьба муфтовая-муфтовая), для присоединения забойного двигателя и т. п. По назначению переводники подразделяются на переходные, муфтовые и ниппельные.

Протекторы предназначены для предохранения бурильных труб и соединительных замков от поверхностного износа, а обсадной колонны – от протирания при перемещении в ней бурильных труб. Обычно применяют протекторы с плотной посадкой, представляющие собой резиновое кольцо, надетое на бурильную колонну над замком. Наружный диаметр протектора превышает диаметр замка.

Центраторы применяют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. Боковые элементы центратора касаются стенок скважины, обеспечивая соосность бурильной колонны с ней. Располагаются центраторы в колонне бурильных труб в местах предполагаемого изгиба. Наличие центраторов позволяет более высокие осевые нагрузки на долото.

Скважины на протяжении некоторых, наиболее ответственных участков. От центраторов они отличаются большей длиной.

Калибратор – разновидность породоразрушающего инструмента для обработки стенок скважины и сохранения номинального диаметра ее ствола в случае износа долота. В бурильной колонне калибратор размещают непосредственно над долотом. Они одновременно выполняют роль центратора и улучшают условия работы долота.

Наддолотный амортизатор устанавливают в бурильной колонне между долотом и утяжеленными бурильными трубами для гашения высокочастотных колебаний, возникающих при работе долота на забое скважины. Снижение вибрационных нагрузок приводит к увеличению ресурса бурильной колонны и долота. Различают устройства 2-х типов: амортизаторы механического действия, включающие упругие элементы (стальные пружины, резиновые кольца и шары) и виброгасители – демпферы гидравлического и гидромеханического действия.

 

 

Забойные двигатели.

К гидравлическим забойным двигателям относятся турбобуры различных конструкций, винтовые двигатели и турбовинтовые двигатели.

Номенклатура и основные параметры серийно выпускаемых турбобуров регламентированы требованиями ГОСТ 26673 — 85 «Турбобуры. Основные параметры и размеры». Номенклатура, основные параметры, комплектность и технологические требования винтовых забойных двигателей регламентированы ТУ 366425-00147074-001-98 «Двигатели винтовые забойные» и СТП ВНИИБТ 1018-99 с тем же названием.

В настоящее время отечественными машиностроительными заводами выпускаются гидравлические забойные двигатели четырех видов:

· турбинные забойные двигатели (турбобуры) различного конструктивного исполнения типов Т и А;

· редукторные турбинные забойные двигатели типа ТР (турбобуры редукторные);

· винтовые забойные двигатели типа Д;

· турбинно-винтовые забойные двигатели типа ТВД.

Каждый типоразмер турбобура, винтового и турбовинтового двигателей имеют свои характерные конструктивные особенности, отличаются размерами и комплектацией, которые приводятся в паспортах, технических описаниях и инструкциях по сборке и эксплуатации, поставляемых заводами-изготовителями потребителям в комплекте с изделиями.

Для обслуживания гидравлических забойных двигателей создано специальное оборудование, устанавливаемое в цехах буровых и ремонтных предприятий.

Односекционные:

бесшпиндельные типа Т12;

бесшпиндельные унифицированные типа ТУ-К;

со вставным шпинделем типа ТВШ;

с независимым креплением роторов типа ТНК;

для бурения скважин большого диаметра типа ТБД.

2. Секционные:

бесшпиндельные типа ТС;

шпиндельные типа ТСШ;

шпиндельные унифицированные типов ТСШ1, 2Т-К и ЗТ-К;

шпиндельные уменьшенного диаметра типа 3Т105К;

шпиндельные типов ТСША и ТДШ, для бурения алмазными долотами;

шпиндельные типа АШ с наклонной линией давления;

шпиндельные типа АГТШ со ступенями гидродинамического торможения;

модификации серийных турбобуров типа А7Ш;

турбобур типа ТПР-105.

3. С плавающими статорами типа ТПС.
4. С независимой подвеской валов секций типа ТНБ.
5. Термостойкие турбобуры типа ТТА для скважин с температурой до 240 °С.
6. Редукторные турбобуры типов ТР, ТРМ и ТСМ.
7. Малогабаритные турбобуры типов ТГ, ТШ и ТВ1 для бурения и ремонта скважин.
8. Турбинные отклонители типа ТО.
9. Турбобуры-отклонители с независимой подвеской валов турбинных секций типа ТО2 для бурения боковых стволов из старых скважин.
10. Шпиндель-отклонитель типа ШО1.
11. Шпиндель типа ШД.
12. Шпиндели типов ТШ1-195 и ШП-240.
13. Турбодолота колонковые типа КТД для отбора керна.
14. Керноотборное устройство типа УКТ.

Турбинные забойные двигатели выпускаются с турбинами:

· металлическими цельнолитыми отливкой в землю;

· металлическими составными точного литья (ТЛ);

· пластмассовыми составными, в которых металлические ступицы и пластмассовые проточные части.

Опоры турбобуров — скольжения (резинометаллические проточные) и качения (шаровые), в том числе проточные и непроточные с уплотнением различной конструкции.

В связи с постоянными доработками конструкций фактические конструкции и характеристики турбобуров могут отличаться от приведенных ниже таблиц и рисунков.

В соответствии с требованиями ГОСТ 26673 — 85 предусмотрено изготовление турбобуров односекционных, двухсекционных и трехсекционных, шпиндельных и бесшпиндельных, с наружными диаметрами 172, 195 и 240 мм, предназначенных как для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин, так и для комплектования реактивно-турбинных и роторно-турбинных буров типа РТБ.