2.5.1.1 Лопастные долота  

       При бурении нефтяных и газовых скважин  иногда применяют трехлопастные (3Л  и 3ИР) и шестилопастные (6ИР) долота (Рисунок 2.13). Лопастное долото 3Л состоит из корпуса, верхняя часть которого имеет ниппель с замковой резьбой для присоединения к бурильной колонне, и трех приваренных к корпусу долота лопастей, расположенных по отношению друг к другу под углом 120 градусов. Для подвода бурового раствора к забою долото снабжено промывочными отверстиями, расположенными между лопастями.   

Рисунок 2.13 — Лопастные долота  

Лопасти выполнены заостренными и слегка наклонными к оси долота в направлении его вращения. В этой связи по принципу разрушения породы долота 3Л относят к долотам режуще-скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента скалывают ее.

Долота 3Л предназначены для бурения в неабразивных мягких пластичных породах (тип М) и для бурения в неабразивных мягких породах с пропластками неабразивных пород средней твердости (тип МС). Для увеличения износостойкости долот их лопасти укрепляют (армируют) твердым сплавом.

Долота 3ИР в сравнении с 3Л имеют следующие  отличительные особенности. Три  лопасти выполнены притупленными, а не заостренными и приварены  к корпусу так, что они сходятся на оси долота, а не наклонены  к ней. Такая особенность вооружения позволяет долоту 3ИР разрушать породу резанием и истиранием (микрорезанием) абразивных мягких пород с пропластками пород средней твердости (тип МСЗ).

Долота 6ИР имеют три основные лопасти, предназначенные  для разрушения породы на забое, и  три дополнительные укороченные  лопасти, калибрующие стенку скважины.

Лопастные долота имеют ряд существенных недостатков:

¨       интенсивный износ лопастей в связи с непрерывным контактом режущих и калибрующих ствол скважины кромок лопастей долота с забоем и стенками скважины;

¨       сужение ствола скважины в процессе бурения из-за относительно быстрой потери диаметра долота;

¨       относительно высокий крутящий момент на вращение долота;

¨       неудовлетворительная центрируемость на забое, приводящая к интенсивному непроизвольному искривлению.

Отмеченные  недостатки объясняют причины редкого  применения лопастных долот в  практике бурения нефтяных и газовых  скважин даже при разбуривании мягких пород.

 

 

2.5.1.2 Шарошечные долота

 

 

       Наибольшее  распространение в практике бурения  нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного долота приведена на рисунке 2.14.  

Рисунок 2.14 — Конструкция трехшарошечного долота  

Три лапы 3 сваривают между собой. На верхнем  конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой 5, на которой проточены беговые  дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников 6 устанавливается шарошка 4 с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями 7, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

Шарошечные  долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки (Рисунок 2.15). На лапах долота с боковой  гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения  — приливы 2 с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок (сечение А - А).  

Рисунок 2.15 — Схема шарошечных долот с  центральной (а) и боковой (гидромониторной) (б) промывкой  

При центральной  промывке забоя лучше очищаются  от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0.5 – 1.5 МПа).

Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной  периферийной части забоя, позволяет  подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах  с гидромониторной промывкой достигает 5 – 15).

Для бурения  скважин в абразивных породах  различной твердости с целью  повышения долговечности вооружения шарошки оснащают вставными твердосплавными  зубками (штырями). Такие долота часто  называют штыревыми (Рисунок 2.16). Вставные зубки закрепляются в теле шарошки методом прессования. Для бурения в малоабразивных породах, в теле стальной шарошки фрезеруются призматические зубья, поверхность которых упрочняется термохимической обработкой.   

Рисунок 2.16 — Шарошечные долота  

По ГОСТу 20692 «Долота шарошечные» предусматривается  выпуск долот диаметром 76 – 508 мм. трех разновидностей: одно- двух- и трехшарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин в Западной Сибири приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190.5; 215.9; 269.9; 295.3 мм.  

2.5.1.3 Алмазные долота (секторные)  

Алмазные  долота предназначены для разрушения истиранием (микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и  твёрдых.

Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы). Матрица разделена на секторы радиальными (или спиральными) промывочными каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через промывочные отверстия (Рисунок 2.17).

Диаметр алмазных долот на 2 – 3 мм меньше соответствующих  диаметров шарошечных долот. Это  вызвано созданием условий для  перехода к бурению алмазными  долотами после шарошечных, у которых, как правило, по мере износа уменьшается диаметр.

Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая центрируемость их на забое  и формирование круглого забоя (в  отличие от треугольной с округленными вершинами формы забоя при  бурении шарошечными долотами).

Существенным  недостатком алмазных долот является: во-первых, крайне низкая механическая скорость бурения. Максимальная механическая скорость бурения, как правило, не превышает 3 м/ч. Для сравнения максимальная механическая скорость бурения шарошечными долотами составила около 120 м/ч. Во вторых, алмазные долота имеют узкую область применения (исключаются абразивные породы), и в третьих, предъявляются повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя скважины.  

Рисунок 2.17 — Секторные долота  

2.5.1.4 Инструмент для  отбора керна  

Для отбора керна используется специальный  породоразрушающий инструмент –  бурильные головки) и керноприемные  устройства.

Бурголовка (Рисунок 2.18), разрушая породу по периферии  забоя, оставляет в центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса и керноприемной трубы (керноприемника).

Корпус  керноприемного устройства служит для  соединения бурильной головки с  бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его от механических повреждений, а также для пропуска бурового раствора к промывочным каналам бурголовки.

Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного воздействия бурового раствора и сохранения при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприеника устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху клапан, пропускающий через себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор при заполнении его керном. По способу установки керноприемник предусматривает изготовление керноприемных устройств, как с несъемными, так и со съемными керноприемниками.  

Рисунок 2.18 — Схема устройства бурголовки с керноприемником   

При бурении  с несъемными керноприемниками для  подъема на поверхность заполненного керном керноприемника необходимо поднимать  всю бурильную колонну.

При бурении  со съемным керноприемником бурильная колонна не поднимается. Внутрь колонны на канате спускается специальный ловитель, с помощью которого из керноприемного устройства извлекают керноприемник и поднимают его на поверхность. При помощи этого же ловителя порожний керноприемник спускают и устанавливают в корпусе.

В настоящее  время разработан целый ряд керноприемных  устройств с несъемными керноприемниками «Недра», «Кембрий», «Силур» предназначенных  для различных условий отбора керна и имеющих аналогичную  конструкцию.

Для керноприемных  устройств изготовляют шарошечные (Рисунок 2.19.), алмазные (Рисунок 2.20), лопастные бурголовки, предназначенные для бурения в породах различной твердости и абразивности.   

 

 

2.5.2 Бурильная колонна  

       Бурильная колонна (далее БК) соединяет долото (или забойный двигатель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом).

       БК  предназначена для следующих целей:

ü      передачи вращения от ротора к долоту;

ü      восприятия реактивного момента забойного двигателя;

ü      подвода бурового раствора к ПРИ и забою скважины;

ü      создания нагрузки на долото;

ü      подъема и спуска долота;

ü      проведения вспомогательных работ (проработка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т.д.).

       БК  состоит (Рисунок 2.21) из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных  труб 8 и утяжеленных бурильных  труб (УБТ) 12 и 13. Верхняя часть БК, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу 1 с помощью верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника вертлюга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с помощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13 свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении) или к забойному двигателю с долотом.   

Рисунок 2.21 — Состав бурильной колоны  

       Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, промежуточные  опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры, шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца, средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства и другое специальное оборудование. 

2.5.2.1 Ведущие бурильные  трубы

 

 

       Для передачи вращения БК от ротора или  реактивного момента от забойного  двигателя к ротору при одновременном  осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы (ВБТ, Рисунок 2.22).  

Рисунок 2.22 — Ведущие бурильные трубы   

       При бурении нефтяных и газовых скважин  применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги (квадрат) 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой. Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16.5 м.