Шарошечные долота
Эти долота (рис. 2.4) успешно используют при вращательном способе бурения пород с различными физико-механическими свойствами с промывкой забоя любой промывочной жидкостью. Созданы конструкции шарошечных долот с одной, двумя, тремя, четырьмя и даже с шестью шарошками. Наиболее распространены трехшарошечные долота. Для бурения горных пород с разнообразными физико-механическими свойствами изготавливают следующие типы трехшарошечных долот:
М — для мягких, вязких, пластичных и несцементированных пород (глины, мел, гипс);
МС — для мягких, вязких, пластичных и несцементированных пород с пропластками пластичных и хрупкопластич-ных пород (глины, мел, гипс с пропластками мергеля, песчаника, сланца);
С — для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости (мергели, песчаники, сланцы);
СТ — для пластичных и хрупкопластичных пород средней твердости, переслаивающихся твердыми пропластками пород (мергели, песчаники, сланцы с пропластками загипсованного песчаника, сильно заглинизированные известняк и доломит);
Т — для хрупкопластичных твердых и абразивных пород (песчаники, доломитизированные известняки, доломиты, ангидриты с доломитом);
ТК — для хрупкопластичных твердых пород, перемежающихся с хрупкими твердыми и крепкими абразивными пропластками пород (песчаники, доломитизированный известняк, ангидрит с пропластками окремнелых известняков и песчаников);
К — для хрупких, крепких и абразивных пород (окремнелые известняки и песчаники).
| Рис. 2.4. Трехшарошечные долота ОАО «Уралбурмаш» с фрезерованным и твердосплавным вооружением с различными конструкциями опор: а - III 76 К-ЦА; б - III 112 Т-ЦВ-2; в - III 120,6 Т-ЦА; г - III 132 К-ЦВ-1 д - III 151 С-ЦВ-1; е -III 190,5 М-ГВ-1 |
Долота различных типов отличаются друг от друга размерами, шагом между зубьями, конструкцией зубьев, углом наклона оси шарошки к оси долота и конфигурацией шарошек.
С повышением твердости горных пород рекомендуется применять долота с меньшей высотой зубьев и меньшим шагом между ними. Уменьшение высоты зубьев предотвращает их поломку при разбуривании твердых пород, а сокращение шага между зубьями увеличивает эффект дробления породы.
При бурении в мягких породах шлам часто налипает на шарошки, поэтому эффект работы долота снижается, и это может привести также к прихвату бурильной колонны. Зубчатые венцы на шарошках долот типа М, МС и С располагаются так, чтобы зубья одной шарошки могли очищать от налипающей породы промежутки между зубьями соседней шарошки. Такие долота называют долотами с самоочищающимися шарошками.
Тяжелые условия работы шарошечных долот обусловливают применение для их изготовления высококачественных сталей с последующей химико-термической обработкой наиболее ответственных и быстроизнашивающихся деталей (зубьев, рабочих поверхностей шарошек). Для повышения износостойкости зубья и тыльная часть шарошек армируются зернистым твердым сплавом, изготовленным литьем из карбидов вольфрама.
Изготовляют долота с одним (у долот малого размера) и тремя промывочными отверстиями. В первом случае отверстие располагают в центре долота и в него устанавливают сменную втулку с максимальным приближением ее кромки к шарошкам. Во втором случае три отверстия располагают наклонно к оси долота так, чтобы они направляли промывочную жидкость на шарошки или к периферии долота между шарошками. Для создания эффективного процесса разрушения горной породы в промывочные отверстия, как и у лопастных долот, вставляют насадки и создают скорость истечения струй жидкости из них не менее 80—120 м/с.
АЛМАЗНЫЕ ДОЛОТА
Такие долота применяются при бурении неабразивных и малоабразивных пород средней твердости и твердых, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин, где их высокая стоимость компенсируется долговечностью и, следовательно, снижением затрат времени на спускоподъемные операции. В России выпускаются алмазные долота двух типов: спиральные — для турбинного бурения (рис. 2.5, а) и радиальные — для роторного бурения (рис. 2.5, б) [30].
| Рис. 2.5. Алмазные долота для сплошного бурения: а — клиновидные: 1 — алмазная несущая головка; 2 — корпус; 3 — резьба; 4 — контактный сектор; 5 — канал для направления жидкости; 6 — сферические |
Алмазные долота состоят из фасонной алмазонесущей головки (матрицы) 1 и стального корпуса 2 с присоединительной замковой резьбой 3. Головку изготовляют методом прессования и спекания смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики технических алмазов. После прессования и спекания алмазы оказываются надежно закрепленными в наружном слое головки. Применяя для изготовления матрицы, образуемой при спекании смеси, различные материалы, добиваются необходимой степени обнажения алмазов во время работы долота. Регулировка степени обнаженности алмазов обеспечивает также сохранение во время работы долота на забое определенного зазора между матрицей и породой. В результате промывочная жидкость, выйдя из промывочных отверстий долота, имеет возможность пройти по зазору между матрицей и забоем скважины, захватить мельчайшие частицы выбуренной породы, направить их в радиальные или радиально-спиральные каналы 5, имеющиеся между контактными секторами 4, и далее в затрубное пространство.
Опыт проходки глубоких нефтяных и газовых скважин показал, что одним алмазным долотом можно пробурить в твердой породе до 250 — 300 м в течение 150-200 ч. Таким образом, одно алмазное долото заменяет 15 — 20 шарошечных. Алмазные долота изготавливают следующих типоразмеров: 140, 159, 188, 212, 241 и 267 мм.
|
Рис. 2.6. Долото, армированное сверхтвердым сплавом «славутич» |
- Антонова е.О., Крылов г.В., Прохоров а.Д., Степанов о.А.
- Оглавление
- Глава 1 6
- Глава 2 22
- Глава 3 61
- Глава 4 107
- Глава 5 141
- Глава 6 155
- Глава 7 176
- Глава 8 182
- Предисловие
- Глава 1 краткие сведения из геологии
- 1.1. Гипотезы происхождения нефти
- 1.2. Условия залегания нефти, газа и воды в нефтяных и газовых залежах
- 1.3. Состав и свойства нефти
- 1.4. Состав и свойства природного газа
- 1.5. Свойства пластовых вод
- 1.6. Поиск и разведка месторождений нефти и газа
- 1.7. Запасы месторождений
- Глава 2 Бурение Нефтяных и Газовых Скважин
- 2.1. Классификация скважин
- 2.2. Элементы скважин
- 2.3. Общая схема бурения
- 2.4. Конструкция скважин
- 2.5. Буровые долота
- 2.5.1. Назначение и классификация
- 2.5.2. Долота для сплошного бурения лопастные долота
- Шарошечные долота
- Твердосплавные долота
- 2.5.3. Долота для колонкового бурения
- 2.6. Бурильная колонна
- 2.7. Механизмы для вращения долота
- 2.7.1. Роторы
- 2.7.2. Турбобуры
- 2.7.3. Электробуры
- 2.8. Промывка и продувка скважин
- 2.8.1. Назначение и классификация промывочных жидкостей
- 2.8.2. Промывочные жидкости на водной основе
- 2.8.3. Химическая обработка глинистого раствора
- 2.8.4. Приготовление и очистка глинистого раствора
- 2.8.5. Промывочные жидкости на неводной основе
- 2.8.6. Продувка скважин воздухом
- 2.9. Режим бурения
- 2.10. Разобщение пластов и заканчивание скважины
- 2.10.1. Элементы обсадной колонны
- 2.10.2. Условия работы обсадной колонны в скважине
- 2.10.3. Цементирование обсадных колонн
- 2.10.4. Оборудование забоя скважин и перфорация
- 2.10.5. Вызов притока нефти или газа из пласта
- 2.11. Буровые установки
- Глава 3 добыча нефти и газа
- 3.1. Пластовая энергия и силы, действующие в залежах
- 3.2. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей
- 3.2.1. Водонапорный режим
- 3.2.2. Упругий (упруговодонапорный) режим
- 3.2.3. Газонапорный режим
- 3.2.4. Газовый режим
- 3.2.5. Гравитационный режим
- 3.3. Системы разработки
- 3.4. Контроль и регулирование разработки нефтяной залежи
- 3.5. Разработка газовых месторождений
- 3.6. Разработка газоконденсатных месторождений
- 3.7. Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты
- 3.8. Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
- 3.9. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
- 3.9.1. Фонтанная эксплуатация
- Классификация фонтанной арматуры
- Регулирование работы фонтанных скважин
- Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах
- 3.9.2. Газлифтная эксплуатация
- 3.9.3. Насосная эксплуатация
- 3.9.4. Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами
- 3.9.5. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- 3.10. Методы увеличения производительности скважин
- 3.10.1. Кислотные обработки скважин
- 3.10.2. Гидравлический разрыв пласта
- 3.10.3. Гидропескоструйная перфорация скважин
- 3.10.4. Виброобработка забоев скважин
- 3.10.5. Разрыв пласта давлением пороховых газов
- 3.10.6. Торпедирование скважин
- 3.10.7. Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
- 3.11. Подземный ремонт скважин
- 3.11.1. Текущий ремонт
- 3.11.2. Капитальный ремонт скважин
- Глава 4 промысловый сбор и подготовка нефти и га3а к транспорту
- 4.1. Системы сбора нефти
- 4.1.1. Старые негерметизированные системы нефтегаюводосбора
- 4.1.2. Высоконапорные герметизированные и автоматизированные системы сбора и подготовки нефти, газа и воды [9, 38]
- 4.2. Подготовка нефти к транспорту
- 4.3. Основные способы отделения воды от нефти
- 4.3.1. Механическое обезвоживание нефти
- 4.3.2. Термическое обезвоживание нефти
- 4.3.3. Химическое обезвоживание нефти
- 4.3.4. Фильтрация
- 4.3.5. Теплохимическое деэмульгирование
- 4.3.6. Электрическое обезвоживание
- 4.4. Стабилизация нефти
- 4.5. Системы сбора и подготовки газа
- 4.6. Очистка газа от механических примесей
- 4.7. Методы предупреждения образования гидратов
- 4.8. Сорбционные методы осушки газа
- 4.8.1. Осушка газа абсорбентами
- 4.8.2. Осушка газа адсорбентами
- 4.8.3. Осушка газа молекулярными ситами
- 4.9. Осушка газа охлаждением
- 4.10. Одоризация газа
- 4.11. Очистка природного газа от сернистых соединений и углекислого газа
- Глава 5 основы трубопроводного транспорта нефти и газа
- 5.1. Классификация трубопроводов
- 5.2. Состав сооружений магистральных трубопроводов
- 5.2.1. Линейные сооружения магистральных трубопроводов
- 5.2.2. Перекачивающие и тепловые станции
- 5.2.3. Конечные пункты магистральных трубопроводов
- 5.3. Обоснование строительства и изыскания трасс магистральных трубопроводов
- 5.3.1. Выбор наиболее выгодного способа транспорта нефтяных грузов
- 5.3.2. Выбор наиболее выгодного способа транспортировки нефти и нефтепродуктов
- 5.3.3. Порядок проектирования магистральных трубопроводов
- 5.3.4. Изыскания трассы и площадок станций
- 5.3.5. Геологические, гидрологические и геофизические изыскания
- 5.3.6. Сбор климатологических и гидрометрических данных
- 5.3.7. Прочие изыскания по энергоснабжению перекачивающих станций
- Изыскания по водоснабжению и канализации
- 5.3.8. Отвод земель
- Глава 6 Глава 6 хранение нефти и нефтепродуктов
- 6.1. Классификация, зоны и объекты нефтебаз
- 6.2. Размещение нефтебаз и проводимые на них операции
- 6.3. Классификация резервуаров для нефти и нефтепродуктов
- 6.4. Стальные резервуары
- 6.5. Неметаллические резервуары
- 6.6. Подземные хранилища нефти и нефтепродуктов
- Глава 7 Общие сведения о транспорте газа
- 7.1. Железнодорожный транспорт сжиженных газов
- 7.2. Водный транспорт сжиженных газов
- 7.3. Автомобильный транспорт сжиженных газов
- 7.4. Трубопроводный транспорт сжиженных газов
- 7.5. Трубопроводный транспорт конденсата и широкой фракции легких углеводородов
- Глава 8 распределение и хранение газов
- 8.1. Газораспределительные станции магистральных газопроводов
- 8.2. Газораспределительные сети
- 8.3. Методы покрытия неравномерностей потребления газа
- 8.4. Хранилища природного газа
- 8.4.1. Газгольдеры
- 8.4.2. Накопление газа в последнем участке магистрального газопровода
- 8.4.3. Подземные хранилища
- Список литературы