Какого содержание и назначение регламента отработки долот

Обновлено: 27.06.2024

Изучение конструкций породоразрушающего инструмента.
Цели: иметь представление об назначение и устройстве буровых долот, бурильных головок и колонковых снарядов, а также об основных правила эксплуатации буровых долот и бурильных головок.

Средства обучения: учебные пособия, схемы, таблицы, опорный конспект, презентации.


  • Породоразрушающий инструмент

  • Колонковые долота

  • Категории буримости пород

  • Долота для специальных целей

  • Лопастные долота

  • Алмазные долота

  1. Изучить конспект и подробно изучить назначение и классификация породоразрушающего инструмента.

  2. Разделить долота по назначению и по характеру разрушения горных пород.

  3. Изобразить схематически шарошечное долото.

  4. Расписать конструктивные особенности долот предназначенных для специальных целей.

  5. Описать показатели используемые для оценки работы долот при бурении нефтяных и газовых скважин.

  6. Систематизировать записи и оформить в виде отчета.

  1. Как классифицируются долота по характеру разрушения породы?

  2. Каким образом классифицируются долота по назначению?

  3. Какие режимы эксплуатации рекомендуются для шарошечных долот?

  4. Как выбрать рациональную конструкцию долота?

  5. Каково содержание и назначение регламента отработки долот?

Лабораторная работа № 2.

Изучение конструкций буровых насосов
Цели: знать принцип работы поршневых насосов, конструкции и технически характеристики буровых насосов, особенности конструкции отдельных узлов и деталей.

Средства обучения: учебные пособия, схемы, таблицы, опорный конспект, презентации.


  • Типы буровых насосов

  • Конструкция буровых насосов

  • Детали и узлы проводной и гидравлической частей буровых насосов

  • Мощность

  • Подача поршневого насоса

  • Пневмокомпенсаторы

  1. Изучить конспект и описать назначение буровых насосов и основные требования, предъявляемые к ним.

  2. Изучить ГОСТ на буровые насосы.

  3. Описать принцип работы поршневого насоса.

  4. Подробно описать детали и узлы проводной и гидравлической частей буровых насосов.

  5. Описать порядок запуска насоса.

  6. Систематизировать записи и оформить в виде отчета.

  1. Почему поршневые насосы обладают самовсасывающей способностью?

  2. Как определяется гидравлическая мощность насоса?

  3. Что такое механический КПД насоса?

  4. Как изменяется давление насоса при изменении подачи?

  5. Что показывает индикаторная диаграмма насоса?

  6. Где устанавливается предохранительный клапан?

  7. Каковы причины снижения давления насоса?

Практическое занятие № 4.

Расчет компоновки бурильной колонны.
Цели: знать предназначение бурильной колонны, комплектование , эксплуатация и уметь рассчитывать компоновку бурильной колонны.

Средства обучения: учебные пособия, схемы, таблицы, опорный конспект, презентации.


  • Бурильная колонна

  • Бурильные замки

  • Трубы бурильные ведущие

  • Бурильные трубы

  • Утяжеленные бурильные трубы

  • Центраторы для колонны бурильного инструмента

1.Выбор бурильных труб по формуле:


  1. Для бурения скважины выбираем стальные бурильные трубы с приварными замками и высаженными наружу концами ПН 102х8 (Т=8,4, q=19,3 кг/м, DМ=152 мм, тип резьбы -З -122).

  1. Для бурения под направление:

  1. Выбираем стандартную УБТ диаметром 299 мм, тип резьбы - З - 201, q=489,5 кг/м.

  2. Длина УБТ 8,3-9,5 м.

  1. Для бурения под кондуктор:

  1. Выбираем стандартную УБТ диаметром 241 мм, тип резьбы - З - 185, q=324,8 кг/м.

  1. Выбираем стандартную УБТ диаметром 197 мм, тип резьбы - З - 147, q=198,4 кг/м.

  1. Выбираем стандартную УБТ диаметром 165 мм, тип резьбы - З - 122, q=146,8 кг/м.

  2. Принимаем длину LУБТ2 равной 18 м.

  1. Для бурения под эксплуатационную колонну:

  1. Выбираем стандартную УБТ диаметром 127 мм, тип резьбы - З - 102, q=79 кг/м

  1. Систематизировать записи и оформить в виде отчета.

  1. Для чего предназначена бурильная колонна?

  2. Что представляют собой трубы бурильные ведущие?

  3. Каково предназначение замков для бурильных труб?

  4. Каковы условия работы колонны бурильных труб?

  5. Какие существуют разновидности бурильных труб?

Практическое занятие № 5.

Расчет конструкции скважины.
Цели: знать методику расчета конструкции скважины для заданных геологических условий.

Средства обучения: учебные пособия, схемы, таблицы, опорный конспект, презентации.


  • Число обсадных колонн

  • Глубина спуска обсадных колонн

  • Интервалы затрубного цементирования

  • Диаметры обсадных колонн

  • Диаметры ствола скважины под обсадные колонны

Содержание и порядок выполнения работы:

1. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.

2. Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну

где диаметр муфты эксплуатационной колонны;

зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,01 м из опыта бурения.

Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

3. Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения

долота под эксплуатационную колонну

где 0,0060,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м.

4.Определяется диаметр долота под техническую колонну

где диаметр муфты технической колонны;

зазор между муфтой технической колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,015 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

5.Определяется диаметр кондуктора из условия прохождения долота под техническую колонну

где 0,0060,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор

где диаметр муфты кондуктора

зазор между муфтой кондуктора и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,025 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

6.Определяется диаметр шахтового направления из условия прохождения долота под кондуктор

где 0,0060,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром шахтового направления. Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр шахтового направления 0,426 м.
7.Определяется диаметр долота под шахтовое направление

зазор между муфтой шахтового направления и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,06 м из опыта бурения.

Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,6 м.
8. Все полученные данные о конструкции скважины сводятся в таблицу.(Приложение см. конструкцию скважины)


  1. Что такое скважина?

  2. Классификация скважин по назначению.

  3. Что такое цикл строительства скважин?

  4. Какие существуют способы бурения?

  5. Какие существуют разновидности бурильных труб?

Лабораторная работа № .

Изучение оборудования для наклонно направленного бурения.

Цели: знать для чего и как бурятся наклонно-направленные скважины.

Средства обучения: учебные пособия, схемы, таблицы, опорный конспект, презентации.


  • Наклонно-направленная скважина;

  • Профили наклонных скважин;

  • Отклоняющие устройства;

  • Отклоняющие приспособления в роторном бурении;

  • Ориентированный спуск бурильной колонны в скважину;

  • Забойное ориентирование отклонителя;

  • Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок.

  1. Изучить конспект и особо обратить внимание на причины самопроизвольного искривления ствола скважины.

  2. Описать основные профилактические меры против самопроизвольного искривления ствола скважины.

  3. Описать функции отклонителей.

  4. Систематизировать записи и оформить в виде отчета.

  1. Для чего и как бурят наклонно-направленные скважины?

  2. Как осуществляется забойное ориентирование отклонителя?

  3. Чем производится измерение искривления скважин?

  4. Как осуществляется ориентированный спуск бурильной колонны в скважину?

Практическое занятие № 7.

Обоснование критерия рациональной отработки долот.
Цели: уметь подбирать рациональные конструкции (типы) долот для любого месторождения.

Средства обучения: учебные пособия, схемы, таблицы, опорный конспект, презентации.

В последние десятилетия при бурении скважин широкое применение получили безопорные долота с поликристаллическими алмазными резцами типа PDC. Учитывая высокую стоимость, достигающую 1,5 млн руб., и большую производительность (проходка на долото до 14 тыс. м) долот PDC и их существенную особенность – ремонтопригодность, разработано специальное руководство по визуальной оценке износа долот PDC. В руководстве на основе технико-экономических показателей все отрабатываемые долота по степени износа разделены на три группы: из пригодных для работы, нуждающихся в ремонте и утилизируемых.

Сегодня для оценки износа долот PDC применяются коды ВНИИБТ [1] и IADC [2, 3]. Однако они не рассматривают ремонтопригодность долот и являются избыточными по содержанию, что затрудняет оператору принимать обоснованное решение о степени износа долота и дальнейшем его использовании. При этом код ВНИИБТ (1978 г.) по аналогии с более ранним руководством AAODC [4, 5] был хронологически разработан для описания износа шарошечных долот и оказался малопригоден для характеристики износа долот PDC. Код IADC [2, 3] в редакции 1987 г., в основном, предназначен для производителей долот, совершенствующих свое изделие, а не для потребителей, которым важнее наиболее эффективно отработать инструмент в заданном геологическом разрезе и сложившихся технико-технологических условиях. Большое количество показателей основных и второстепенных видов износа, характеризующих состояние долота, вместе с отсутствием четких, понятных эксперту рекомендаций при принятии решения о пригодности долота к дальнейшей работе затрудняет использование кода IADC для визуальной оценки износа долот в промысловых условиях. В частности, момент окончания отработки долота PDC по коду IADC является произвольным решением каждого оператора, который полагается не столько на полученные в результате осмотра многочисленные показатели износа, сколько на свой опыт, знания и интуицию.

Технико-экономический анализ перечисленных выше исходных данных показал, что по состоянию все отрабатываемые долота можно распределить в три области по степени износа: пригодные для работы, нуждающиеся в ремонте и утилизируемые (табл. 1). Положение границ области ремонтопригодных долот найдено на основе экономических расчетов рентабельности их ремонта. Левая граница области выбрана так, чтобы стоимость ремонта не превышала 20 – 30% от стоимости нового долота при сохранении механических показателей отработки отремонтированного долота на уровне нового. Правая – обусловлена тем, что начиная с некоторого состояния долота, износ его прогрессирует особенно быстро, в результате чего стоимость ремонта достигает стоимости нового долота. Таким образом, при визуальной оценке состояния долот PDC необходимо различать три основные области износа с двумя границами области износа ремонтопригодных долот (табл. 1).

Экономические оценки границ области ремонтопригодных долот в табл. 1 коррелируются с их техническими характеристиками. Опишем последние подробнее.

Осмотр отрабатываемых долот на буровой показал, что следует регистрировать износ пяти основных элементов, указанных в порядке частоты их влияния на итоговую оценку износа всего долота: резцов, посадочных гнезд под них, узлов промывочных насадок, диаметра долота, присоединительной резьбы.

  • во-первых, износ вооружения долота определяет наличие перекрытия забоя скважины резцами, что необходимо для успешного углубления;
  • во-вторых, замена поврежденных резцов – наиболее затратная часть ремонта;
  • в-третьих, износ периферийных резцов определяет сохранение калибрующего диаметра;
  • в-четвертых, описание износа вооружения – один из наиболее трудоемких этапов оценки износа долота, так как требует рассмотрения отдельных резцов, всей их совокупности и подсчета числа поврежденных резцов.

Если при визуальном осмотре резца не наблюдается признаков износа, то его следует считать неизношенным (условно новым).

Любое заметное при осмотре повреждение резца вне зависимости от степени и особенностей износа достаточно, чтобы отнести такой резец к области элементов, нуждающихся в ремонте.

Чтобы признать долото не пригодным для дальнейшей работы, мало одного или нескольких частично изношенных резцов. Следует рассматривать совокупность всех резцов, которая определяет левую границу области ремонтопригодности долота. Если долото имеет более 60% поврежденных резцов от всей совокупности резцов, участвующих в разрушении породы, то отработку долота необходимо завершить и на основании оценки износа других элементов долота принимать решение об отправке долота в ремонт или его утилизации. При эксплуатации долот с менее чем 40% целых резцов резко падают механические показатели отработки долота и возрастает интенсивность износа других элементов долота вплоть до их полного износа, когда ремонт долота нецелесообразен. Следует отметить, что независимо от износа остальных элементов правую границу области ремонтопригодных долот лишь по износу резцов выявить не удалось.

2. Износ посадочных гнезд под резцы. Возможность замены резца при ремонте определяется не степенью изношенности собственно резца, а целостностью посадочного гнезда под него в корпусе долота, которое можно охарактеризовать долей поврежденной поверхности гнезда. Поэтому если поверхность посадочного гнезда еще полностью прикрыта телом резца, корпусом и наплавочным материалом, то гнездо следует признать неизношенным (рис. 1а).

а – неизношенное гнездо; б, в – ремонтопригодное гнездо (износ поверхности посадочного гнезда от 10% до 50%); г – гнездо, не подлежащее восстановлению (износ поверхности посадочного гнезда более 50%); 1 – алмазная пластина; 2 – карбид-вольфрамовая подложка; 3 – поверхность посадочного гнезда под резец PDC; 4 – корпус долота; 5 – твердосплавная наплавка

Отмеченное при осмотре повреждение поверхности посадочного гнезда в пределах от 1/10 (т.е. заметного) до 1/2 начальной площади поверхности достаточно, чтобы считать такое гнездо ремонтопригодным, так как при этом еще возможна установка нового резца. На рис. 1б и 1в приведены схемы характерной частичной утраты поверхности посадочного гнезда под резец вместе с потерянной частью тела резца или разрушенного наплавочного материала, защищающего посадочное гнездо. Таким образом, левой границей ремонтопригодной области долота по всей совокупности посадочных гнезд под резцы является разрушение на 1/10 и более поверхности хотя бы одного посадочного гнезда. В этом случае отработку долота необходимо завершить и на основании оценки износа других элементов долота принимать решение об отправке долота в ремонт или его утилизации. Вместе с тем следует отметить, что обнажение и разрушение поверхности гнезда обычно происходят одновременно. В редких случаях, если заметная часть поверхности гнезда обнажена, но не разрушена, такое гнездо следует также считать ремонтопригодным.

3. Износ узлов промывочных насадок. При отработке долота следует контролировать наличие промывочных насадок и отсутствие сквозных размывов корпуса. При размыве корпуса или потере хотя бы одной промывочной насадки снижается перепад давления в долоте, уменьшается скорость истечения промывочной жидкости и ухудшается очистка долота и забоя. Поэтому если насадка остается на своем месте и не размыт корпус вокруг нее, то узел промывки следует считать неизношенным. Под сквозным размытием корпуса понимается образование в корпусе отверстий помимо промывочных каналов.

Потери промывочной насадки достаточно, чтобы считать узел насадки нуждающимся в ремонте. Поэтому левой границей ремонтопригодной области износа долота по узлам промывочных насадок служит утрата хотя бы одной насадки без сквозного размыва корпуса долота вокруг нее. В этом случае отработку долота необходимо завершить и на основании оценки износа других элементов долота принимать решение об отправке долота в ремонт или его утилизации.

При выпадении насадки и сквозном размыве диаметра первоначального отверстия под нее на 4 мм и более узел не подлежит восстановлению и характеризует правую границу ремонтопригодной области долота по всей совокупности узлов промывочных насадок.

4. Износ долота по диаметру. Для оценки износа долот по диаметру удобно использовать набор из двух специально изготовленных калибрующих колец с диаметрами меньшими, чем номинальный диаметр долота. Диаметры первого и второго калибрующих колец выбираются для каждого региона исходя из геологических особенностей разреза, жесткости компоновки низа бурильной колонны (КНБК), траектории скважины и с учетом планируемых при бурении технико-технологических мероприятий. Например, на месторождениях Западной Сибири успешно применяются кольца меньше номинального диаметра долота – на 1% у первого и 2% у второго калибрующего кольца.

Если через долото не проходит калибрующее кольцо №1, то долото признается неизношенным по диаметру.

Прохождение кольца №1 и непрохождение кольца №2 характеризуют область долот, пригодных для ремонта. В этом случае отработку долота необходимо завершить и на основании оценки износа других элементов долота принимать решение об отправке долота в ремонт или его утилизации.

При прохождении калибрующего кольца №2 через долото его диаметр считается окончательно потерянным и не подлежащим восстановлению. Этот износ долота по диаметру соответствует правой границе ремонтопригодной области, при которой отработку долота необходимо завершить и рекомендовать утилизировать его независимо от состояния других элементов.

При визуальном осмотре все результаты наблюдений заносятся в ведомость описания осмотра износа элементов и всего долота PDC (табл. 3), причем в зависимости от нахождения элементов и их совокупностей в соответствующей области износа им присваиваются следующие значения кода: неизношенный – 0; ремонтопригодный – 1; не подлежащий восстановлению – 2.

Последовательность действий оператора при оценке износа долот PDC:

1) определить первую лопасть на долоте, исходя из того, что резец первой лопасти расположен ближе других к оси долота;

2) последовательно проверить состояние каждого резца первой лопасти от центрального резца до крайнего калибрующего. Каждому резцу присвоить одну из двух возможных для данного элемента областей износа: неизношенный или ремонтопригодный;

3) последовательно проверить состояние каждого посадочного гнезда под резец на первой лопасти от центрального резца до крайнего калибрующего. Каждому посадочному гнезду присвоить одну из трех возможных областей износа: неизношенное, ремонтопригодное или не подлежащее восстановлению;

4) повторить оценку износа резцов и гнезд под резцы на всех оставшихся лопастях, двигаясь по часовой стрелке;

5) подсчитать общее количество резцов на долоте и количество ремонтопригодных, вычислить процент ремонтопригодных резцов, оценить износ долота по всей совокупности резцов;

6) определить наличие ремонтопригодных и не подлежащих восстановлению посадочных гнезд под резцы, оценить износ долота по всей совокупности посадочных гнезд;

7) пронумеровать промывочные узлы.

Номера узлов промывки присваиваются при последовательном рассмотрении пространств между лопастями, двигаясь по часовой стрелке от первой лопасти. В пространстве между первой и второй лопастью первой нумеруется самая близкая к центру долота насадка, если несколько насадок одинаково удалены от центра долота, то они нумеруются последовательно по часовой стрелке. После завершения нумерации насадок первого межлопастного пространства переходят к нумерации насадок следующего и т.д.;

8) проверить состояние насадок на долоте.

Определить количество потерянных насадок, степень размытия диаметра первоначальных отверстий под насадки, убедиться в отсутствии размытия корпуса долота, оценить износ долота по всей совокупности узлов промывочных насадок;

9) проверить диаметр долота первым калибрующим кольцом. В случае его прохождения проверить диаметр долота вторым калибрующим кольцом, оценить износ;

11) на основе оценки износа пяти элементов долота и их совокупностей дать заключение о степени износа всего долота (I);

12) записать итоговый код износа долота PDC в виде: Р I1 (%); Г I2; Н I3; Д I4; П I5;

  • если I = 0, то рекомендуется дальнейшая отработка долота;
  • если I = 1, то рекомендуется отправка долота в ремонт;
  • если I = 2, то рекомендуется завершить отработку долота и утилизировать его.

Схема износа долота на рис. 2 позволяет более наглядно представить состояние долота и его элементов, описанное в табл. 3. Временная последовательность из нескольких схем износа позволяет отследить динамику износа долота в процессе его отработки и проверить правильность описания износа долота оператором.

Таким образом, на основании анализа теоретических исследований и промысловых данных о работе долот PDC можно сформулировать следующие выводы:

1. При оценке износа долот PDC необходимо учитывать их ремонтопригодность.

2. Применяемый сегодня код IADC для визуальной оценки износа долот является излишним по содержанию и не учитывает возможность ремонта долота.

3. Предложено новое руководство по оценке износа долот PDC, которое дает возможность распределить по степени износа все долота в трех основных областях и позволяет операторам независимо от их квалификации в промысловых условиях в результате визуального осмотра принять однозначное решение о пригодности долота для дальнейшей работы, отправке долота в ремонт или его утилизации.

4. Руководство может применяться для оценки стоимости ремонта долота PDC в промысловых условиях.

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Долота рационально отрабатывают в том случае, если бурят при опти­мальном сочетании параметров режима бурения и равномерной подаче, т.е.

бурЯТ При МИНИМаЛЬНЫХ ЗНачеНИЯХ (Рдтах ~ PAmin)/PAcp И (Птах — UminJ/llcp;

продолжительность работы долот выбирают из расчета получения макси­мальной рейсовой скорости проходки или максимальной стойкости опор долота. Если хоть одно из этих условий не соблюдают, то нельзя считать, что долота отрабатывают рационально.

Опытами установлено, что если увеличивается какой-нибудь параметр режима бурения, а другие остаются постоянными или изменяются, не обеспечивая оптимального сочетания между параметрами, то темп углубле­ния скважины чаще всего снижается. А если и происходит некоторое уве­личение показателей бурения, то сравнительно небольшое. При таких ус­ловиях отработка долот не может быть рациональной.

Параметры режима бурения п, Рд и Q по-разному влияют на механи­ческую скорость проходки и износостойкость долота, следовательно, опти­мальное соотношение между ними отвечает наиболее высокой рейсовой скорости проходки, т.е. наивыгоднейшие значения п, Рд и Q определяются из системы уравнений

∂vp/∂n = 0; ∂vp/∂Pä = 0; ∂vp/∂Q = 0, (6.20)

если при этом будут выполнены соответствующие требования ко вторым производным.

В турбинном бурении часто рациональное соотношение между Рд, п и Q не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наи­более высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов.

Было установлено, что если в процессе бурения контролировать только осевую нагрузку, то частота вращения долота колеблется до 300 об/мин. Такие колебания п объясняются рядом причин, но главнейшая из них — неравномерность подачи долота (бурильной колонны).

Так как в турбинном бурении Q = const, частота вращения долота п = = ф(Рд), естественно, что при всяком изменении Рд
обязательно будет изме­няться и п, причем абсолютная величина колебания будет зависеть от ко­эффициента К (сброса на 0,01 мН нагрузки).

Опыты показали, что во всех случаях, когда долото подается неравно­мерно, происходят колебания п, в результате эффективность работы долота снижается на 15 —25 % и более.

Ориентируясь на рациональную отработку долот, нужно добиваться равномерной подачи бурильной колонны, чтобы колебания п
не превосхо­дили 50 — 80 об/мин.

Чтобы достичь равномерной подачи, следует применять регуляторы подачи долота. Но из-за неровностей на забое скважин и некоторого скольжения шарошек сопротивления, встречаемые долотом, постоянно из­меняются, а при этом изменяется и п. Турбинное бурение всегда ведется с некоторым колебанием п, если даже при бурении Рд = const и Q = const.

Рациональная отработка долот невозможна, если нет критериев для определения времени, когда необходимо сменить долото.

Многолетний производственный опыт показывает, что у шарошечных долот наиболее изнашиваются два узла: опоры и рабочая поверхность.

Применяемые долота делят на две группы: у одних 7> « Tz, у других 7> > > Tz, где Tf и Tz — износостойкость соответственно опор и рабочей поверх­ности долот. Очевидно, в зависимости от соотношения между 7> и Tz ме­тод определения продолжительности эффективной работы долота на забое должен быть различный.

Если 7> « Tz, то в процессе бурения еще задолго до наступления изно­са рабочей поверхности при высокой механической скорости проходки на­чинается расстройство опор долота: нарушается плавное качение роликов в большом подшипнике, наблюдается заклинивание роликов, прекращается качение шарошек, создаются значительные сопротивления вращению до­лота.

В роторном бурении периодами (в момент заклинивания шарошки) резко увеличивается мощность, требуемая на бурение.

В турбинном бурении при нарушении качения роликов в подшипнике долота приемистость турбобура к осевой нагрузке уменьшается. Турбобур начинает останавливаться при осевой нагрузке Рд, меньшей (иногда значи­тельно) первоначальной Рд нач. Если бурят при параметрах режима бурения, соответствующих области тормозных режимов работы турбобура, то ука­занное явление проявляется в более резкой форме.

Если начинают нарушаться плавность качения опорных элементов до­лота, заклиниваться шарошки, то может произойти авария с долотом. Заме­тив это, бурильщик должен прекратить бурение и поднять долото для его смены.

Если для разбуривания нефтяного или газового месторождения дли­тельное время применяют долота одного типа, то на основании статистиче­ских материалов для них можно установить время Т, в течение которого наступает расстройство опор; это будет рациональное время эффективной работы долота на забое Тр. После того как долото проработало на забое в течение времени Тр = Т, его необходимо поднять, если даже при этом со­храняется еще сравнительно высокая механическая скорость проходки.

Итак, если 7> « Tz, то Гр = 7>.

Если рабочая поверхность изнашивается быстрее опор (Tz Запись опубликована 01.06.2010 автором admin в рубрике РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД с метками бурение, долото, проходка, работа, рациональный, скорость.

Эффективность отработки долот непосредственно связана с уровнем механической скорости бурения, буримостью горных пород, зависящих ( при прочих равных условиях) от осевой нагрузки на долото и частоты его вращения. Высокая энерговооруженность современных буровых установок позволяет существенно форсировать режимы бурения и, тем самым, повышать эффективность процесса разрушения горных пород. Технические факторы, ограничивающие эту возможность, связаны с недостаточными эксплуатационными характеристиками бурильных колонн, забойных двигателей и породоразрушающих инструментов. Применительно к шарошечным долотам одним из факторов, ограничивающих их восприимчивость к осевым нагрузкам и частоте вращения, считаются неудовлетворительные трибо-технические показатели смазочных материалов, которые используют для заправки опор. Создание рецептур смазочных материалов, обладающих высокими триботехническими свойствами при существующем диапазоне изменения указанных энергетических параметров и их форсировании, входит в круг актуальных задач буровой технологии. [1]

Эффективность отработки долот непосредственно связана с уровнем механической скорости бурения, буримостью горных пород, зависящих ( при прочих равных условиях) от осевой нагрузки на долото и частоты его вращения. Высокая энерговооруженность современных буровых установок позволяет существенно форсировать режимы бурения и тем самым повысить эффективность процесса разрушения горных пород. Технические факторы, ограничивающие эту возможность, связаны с недостаточными эксплуатационными характеристиками бурильных колонн, забойных двигателей и породоразрушающих инструментов. [2]

В связи с этим наряду с усовершенствованием конструкции и улучшением качества изготовления бурового инструмента необходимо повседневно совершенствовать как технологию бурения, так и мастерство бурильщика, от которого зависит эффективность отработки долот . [3]

Для получения высоких технико-экономических показателей работы долота важную роль играет правильное определение вре мени, когда бурение становится неэффективным или может привести к аварии. Повышение эффективности отработки долот в глубоком бурении путем выбора параметров режима бурения и подачи долота и времени пребывания его на забое позволяет сократить расход долот, продолжительность спуско-подъемных операций, подготовительно-заключительных и вспомогательных работ; позволяет также предупредить аварии, связанные с оставлением шарошек на забое и, как следствие, увеличить темпы проходки скважин. [4]

В турбинном бурении рациональное соотношение между Рд, л и О часто не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наиболее высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов. [5]

В турбинном бурении часто рациональное соотношение между Рд, п к Q не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наиболее высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов. [6]

В турбинном бурении часто рациональное соотношение между Яд, п и Q не соответствует оптимальному режиму работы турбобура. Нередко наиболее высокие показатели эффективности отработки долот получают при работе турбобура в области тормозных режимов. [7]

Столь же эффективно применение электробуров и в других нефтяных районах страны, особенно во время бурения скважин при осложненных геолого-технических и гидротермобарических условиях, когда технико-экономические показатели применения основных способов ( турбинного либо роторного) бурения оказываются относительно низкими. Таким образом, использование электробуров обеспечивает повышение эффективности отработки долот при относительно более высоких скоростных показателях проходки, а также дает возможность достижения высокой точности оперативного регулирования пространственного расположения стволов наклонно-направленных скважин, что представляется чрезвычайно важным с точки зрения возможности применения электробурения при массовом строительстве наклонных добывающих скважин в Западной Сибири. [8]

Высокие триботехнические свойства смазки СДП-1 позволяют отрабатывать с повышенными осевыми нагрузками. Промысловые испытания, выполненные при бурении скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении, показали, что превышение осевых нагрузок на 15 - 20 % по сравнению с обычно применяемыми нагрузками на базовые долота, позволяет повысить эффективность отработки сшытных долот без снижения их стойкости. Так, долота 111 - 295 3 СГВШ были отработаны в двух режимных пачках в интервалах 1000 - 1710 м ( ШРП) и 1700 - 2200 м ( IV РП), сложенных известняками и доломитами с про-пласгками глины, аргиллита и галита при турбинном бурении ( турбобур ЗТСШ-240) с проминкой глинистым раствором. В табл, 7.35 приведены средние показатели режима бурения и отра ( 5отки долот. [9]

Поскольку опора долота конструктивно объединяет в себе несколько различных подшипников, то очевидно, что интенсивности их изнашивания взаимосвязаны и считаются функцией как внешних условий ( энергия, охлаждение, смазка), так и состояния ( работоспособности) каждого из них. Для повышения эффективности использования физикохимии смазочного действия буровых сред важными являются вопросы технологии применения смазочных добавок к промывочным жидкостям, смазочных материалов в опорах шарошечных долот. Повышение их долговечности снижением осевой нагрузки на долото или частоты вращения может привести к уменьшению рейсовой скорости бурения. К снижению эффективности отработки долот может привести и повышение названных параметров режима бурения. Поэтому при использовании для промывки растворов с улучшенными трибо-техническими свойствами смазок в опорах долот особую актуальность приобретает одна из основных задач технологии проводки скважин: поиск оптимального сочетания параметров режима бурения. В то же время эффективность использования смазочного действия сред в бурении скважин тесно связана с задачей повышения качества выработки ресурса долот, своевременностью их подъема с забоя. [10]

Читайте также: