Специальные элементы бурильной колонны
Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны.
Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.
Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в циркуляционную систему. Устанавливается фильтр между ведущей и бурильными трубами. Основной элемент фильтра — перфорированный патрубок, в котором задерживаются примеси и при очередном подъеме БК удаляются. Применение фильтра особенно необходимо при бурении с забойными гидравлическими двигателями.
Обратный клапан устанавливают в верхней части бурильной колонны для предотвращения выброса пластового флюида через полость БК.
Кольца-протекторы устанавливают на БК для защиты от износа кондуктора, технической колоны, бурильных труб и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъемных операций.
Породоразрушающий инструмент.
Породоразрушающий инструмент (ПРИ) предназначен для разрушения горной породы на забое при бурении скважины.
По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:
v ПРИ режуще-скалывающего действия — применяется для разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой твердости;
v ПРИ дробяще-скалывающего действия — применяется для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких;
v ПРИ дробяще-режущего действия — применяется для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже твердыми.
По назначению ПРИ подразделяется:
¨ Для бурения сплошным забоем (без отбора керна) — буровые долота;
¨ Для бурения по кольцевому забою (с отбором керна) — бурголовки;
¨ Для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание и расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня и т.д.).
По конструктивному исполнению ПРИ делится на три группы:
Ø Лопастной (См. пункт 1);
Ø Шарошечный (См. пункт 2);
Ø Секторный (См. пункт 3).
По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на четыре группы:
· Со стальным вооружением;
· С твердосплавным вооружением;
· С алмазным вооружением;
· С алмазно-твердосплавным вооружением.
Лопастные долота
При бурении нефтяных и газовых скважин иногда применяют трехлопастные (3Л и 3ИР) и шестилопастные (6ИР) долота (Рисунок 16). 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 16 — Схема лопастных долот
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.
Шарошечные долота
Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота робящее-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного долота приведена на рисунке 17.
Рисунок 17 — Схема конструкции 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 системой промывки (через центральное сопло в корпусе долота), с боковой системой промывки (через несколько боковых отверстий, оси которых направлены на периферийную часть забоя, минуя шарошки) так и комбинированной (через центральное сопло в сочетании с несколькими боковыми) (Рисунок 18).
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 18 — 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).
Центральная система очистки забоя используется лишь в нескольких типах долот и, как правило, при бурении сжатым воздухом по твердым и крепким породам.
Боковая гидромониторная промывка более распространена и 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 Мпа).
Комбинированная схема очистки забоя имеет наибольшую область применения, так как может эффективно применяться при бурении по всем типам пород.
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 19). 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 19 — Схема шарошечных долот
Шарошечные долота выпускаются диаметрами 46 – 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.
Эпизодически по заказам выпускают многошарошечные долота для бурения шахтным стволом с помощью реактивно-турбинных буров.
Основными изготовителями долот являются ОАО «Волгабурмаш», ОАО «Сарапульский машзавод», ОАО «Дрогобычский долотный завод», ОАО «Уралбурмаш».