Буровая установка глубокого бурения УРАЛМАШ 5000/320 ДГУ-1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

Саратовский государственный университет имени Н.Г. Чернышевского

Геологический факультет

Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Отчет по буровой практике

Буровая установка глубокого бурения УРАЛМАШ 5000/320 ДГУ-1

Выполнил:

студент 4 курса 411 гр.

заочного отделения

Яковлев Н.А.

Руководитель.

Кандидат геол.-мин. наук,

доцент кафедры Мухин В.М.

Саратов 2014

Содержание

Введение

1. Техническая характеристика буровой установки

2. Тип и конструкция буровой вышки

3. Привышечные сооружения

4. Конструкция скважины

5. Конструкция бурильной колонны

6. Оборудование для спускоподъемных операций

6.1 Инструменты для спускоподъемных операций

6.2 Автоматизированная система спускоподъемных операций

7. Оборудование и инструменты для осуществления вращательного бурения

7.1 Ротор, вертлюг, буровой шланг, система циркуляции и очистки бурового раствора

7.2 Тип и конструкция забойного двигателя, тип и конструкция системы верхнего привода

7.3 Буровые долота

Список использованной литературы

Введение

Буровая установка - это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций.

В настоящее время российских производителей бурового оборудования всего два: "Уралмаш" и "Волгоградский завод буровой техники" (ВЗБТ).

ОАО "Уралмаш" предлагает для разведочного бурения и бурения вторых стволов передвижную установку 2500/160ДП-БМ. Установка оснащена наклонной вышкой. В производстве - БУ2900/175ЭР-П и БУ2500/160ДЭ-П, с электрическим и дизель-электрическим, приводом, улучшенной монтажеспоспобности, с регулируемым приводом.

К настоящему времени создан целый ряд блочно-модульных кустовых установок для бурения эксплуатационных скважин в условиях Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печорского региона: БУ3200ЯООЭК-БМ, БУ3900/225ЭК-БМ, БУ4000/250ЭК-БМ, БУ4500/270ЭК-БМ. Первые десять комплектов уже работают в Сургуте.

Внутри установок созданы комфортные условия. Несколько телекамер позволяют бурильщику контролировать основные технологические процессы. Вместо рукоятки бурильщика управление осуществляется тумблерами, клавишами, джойстиками с пульта.

Для повышения качества очистки бурового раствора разработаны экологически чистые 4-ступенчатые циркуляционные системы. Для выхода на международный рынок проводится сертификация оборудования на соответствие стандарту ISO9001. Самой массовой должна стать буровая установка БУ3900/225ЭК-БМ, разработанная уральскими учеными по заявкам нефтяных компаний.

В мае 2000 г. в Волгограде прошла презентация буровой техники, выпускаемой ОАО "ВЗБТ", где нефтяники высоко оценили блочно-модульную бурустановку БУЗ900/225 (условная глубина бурения 3900 и грузоподъемность 225 для кустового бурения эксплуатационных скважин) и противовыбросовое оборудование, которое ближе к российским условиям бурения, чем импортное.

1. Техническая характеристика буровой установки

ОАО "Уралмаш" выпускает комплектные буровые установки (БУ) и наборы бурового оборудования (НБО) для бурения нефтяных и газовых скважин глубиной 2500-8000 м с дизельным и дизель-гидравлическим приводами, электрическим приводом переменного тока и регулируемым электроприводом постоянного тока с питанием от промышленных сетей, а также от автономных дизель-электрических станций.

Буровая установка УРАЛМАШ 5000/320 ДГУ-1 (рисунок 1) предназначена для бурения скважин на нефть и газ, с условной глубиной бурения 5000 метров в районах с умеренным климатом (при температурах от -50°С до +40°С), при разработке месторождений с содержанием сероводорода менее 6%.

Установка имеет современный дизель-гидравлический привод, обеспечивающий плавное регулирование параметров основных рабочих органов. Оборудование состоит из следующих основных частей: вышечного блока, лебедочного блока, приводного блока, приемного механизированного моста со стеллажами, насосного блока, блока оборудования циркуляционной системы (ЦС).

Конструктивные особенности и преимущества:

· Привод основных механизмов производится от дизель-гидравлических агрегатов (СА10-1) через суммирующую трансмиссию;

· Время на проведение спускоподъемных операций сокращается на 40% за счет применения комплекса механизмов АСП;

· Транспортирование ведется крупными блоками на тяжеловозах, мелкими блоками - на трейлерах и агрегатами - на транспорте общего назначения.



Рисунок 1

Таблица 1

Характеристика буровой установки

Параметры/Модель	5000/320 ДГУ-1
Допускаемая нагрузка на крюке (по ГОСТ 16293), тс	320
Макс, статическая нагрузка на крюке (A.P.I.), тс	385
Условная глубина бурения, м	5000
Длина бурильной свечи, м	25...27
Тип привода	дизель-гидравлический
Тип вышки	ВМА 45-320 мачта двухопорная
Высота вышки, м	44.8
Тип основания	сборно-модульное
Высота основания (отметка пола буровой), м	8.0
Диаметр талевого каната, мм	35
Число струн талевой системы (оснастка)	10(5x6)
Лебёдка	ЛБУ 37-1100Д
Расчетная мощность на входном валу, кВт	1100
Вертлюг	УВ-320 МА
Грузоподъемность, тс	320
Динамическая грузоподъемность (по A.P.I.), тс	200
Ротор	Р-700
Расчетная мощность привода ротора, кВт	370
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Допускаемая статическая нагрузка, тс	500
Насос	УНБТ-950 А
Мощность насоса, кВт	950
Максимальная подача, л/с	46
Максимальное давление (на выходе), МПа	32
Общий полезный объём ЦС, м3	270
Количество ступеней очистки ЦС	4

2. Тип и конструкция буровой вышки

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для процесса бурения.

Подъем и опускание вышки осуществляется буровой лебедкой с помощью специальных устройств. Внутри одной ноги вышки имеются лестницы тоннельного типа до подкронблочной площадки, внутри второй - лестницы маршевого типа с переходными площадками (до платформы верхнего рабочего). Вышки различаются по грузоподъемности, высоте и конструкции. Буровая вышка для буровой установки УРАЛМАШ 5000/320 ДГУ-1 (рисунок 2) двухопорная мачтового типа (А-образная). Она менее устойчива, но ее проще перевозить с места на место и затем монтировать.

Основные параметры вышки:

· Грузоподъемность - это предельно допустимая вертикальная статическая нагрузка, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины. Грузоподъемность БУ 5000/320 ДГУ-1 320 тс;

· Высота вышки определяет длину свечи, которую можно извлечь из скважины и от величины которой зависит продолжительность спускоподъемных операций. Чем больше длина свечи, тем на меньшее число частей необходимо разбирать колонну бурильных труб при смене бурового инструмента. Сокращается и время последующей сборки колонны. Поэтому с ростом глубины бурения высота и грузоподъемность вышек увеличиваются. Так, для бурения скважин на глубину 300-500 м используется вышка высотой 16-18 м, глубину 2000-3000 м высотой 42 м и на глубину 4000-6500 м высотой 53 м. Высота вышки БУ 5000/320 ДГУ-1 44,8 м;

· Емкость хранилищ для свечей бурильных труб показывает, какая суммарная длина бурильных труб диаметром 114-168 мм может быть размещена в них. Практически вместимость хранилищ показывает, на какую глубину может быть осуществлено бурение с помощью конкретной вышки;

· Размеры верхнего и нижнего оснований характеризуют условия работы буровой бригады с учетом размещения бурового оборудования, бурильного инструмента и средств механизации спускоподъемных операций. Размер верхнего основания вышек составляет 2x2 м или 2,6x2,6 м, нижнего 8x8 м или 10x10 м. Высота основания БУ 5000/320 ДГУ - 8 м.

Общая масса буровых вышек составляет несколько десятков тонн.

Рисунок 2

Мачтовая вышка А-образного типа

1. Подъемная стойка

2, 3, 4, 6. Секция мачты

5. Пожарная лестница

7. Монтажные козлы для ремонта кронблока

8. Подкронблочная рама

9, 10, 14. Растяжки

11. Оттяжки

12. Тоннельные лестницы

13. Балкон

15. Предохранительный пояс

16. Маршевые лестницы

17. Шарнир

3. Привышечные сооружения

Одновременно с монтажом буровой установки и установкой вышки ведут строительство привышечных сооружений. К ним относятся следующие сооружения:

· Редукторный (агрегатный) сарай, предназначенный для укрытия двигателей и передаточных механизмов лебедки. Его пристраивают к вышке со стороны задней панели в направлении, противоположном мосткам;

· Насосный сарай для размещения и укрытия буровых насосов и силового оборудования. Его строят либо в виде пристройки сбоку фонаря вышки редукторного сарая, либо в стороне от вышки;

· Приемный мост, предназначенный для укладки бурильных, обсадных и других труб и перемещения по нему оборудования, инструмента, материалов, запасных частей;

· Система устройств для очистки промывочного раствора от выбуренной породы, а так же склады для химических реагентов и сыпучих материалов;

· Ряд вспомогательных сооружений при бурении: на электроприводе - трансформаторные площадки, на двигателях внутреннего сгорания - площадки, на которых находятся емкости для горючесмазочных материалов и т.п.;

· Объекты соцкультбыта: столовая, вагоны-общежития и т.п.

4. Конструкция скважины

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рисунке 3. Начальный участок (I) скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4-8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют буровым камнем и заливают цементным раствором (2).

Рисунок 3. Конструкция скважины

1. Обсадные трубы, 2. Цементный камень, 3. Пласт, 4. Перфорация в обсадной трубе и цементном камне, I. Направление, II. Кондуктор, III. Промежуточная колонна, IV. Эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой (1) (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором (II).

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну (III), называемую промежуточной.

Последний участок (IV) скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты.

В нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий (4) в стенке обсадных труб и цементной оболочке с целью создания в обсадной колонне отверстий, служащих для сообщения между скважиной и пластом-коллектором. Перфорация используется как для извлечения пластового флюида, так и для закачки в пласт или затрубное пространство воды, газа, цемента и др. агентов.

5. Конструкция бурильной колонны

Бурильная колонна предназначена для выполнения следующих основных функций:

· Передачи вращения от ротора породоразрушающему инструменту;

· Передачи неподвижному столу ротора реактивного крутящего момента, возникающего при бурении скважины забойными двигателями;

· Создания на долото осевой нагрузки;

· Подвода промывочной жидкости для очистки забоя скважины от выбуренной породы, а также для привода забойных гидравлических двигателей;

· Подъема кернового материала и спуска аппаратуры для исследований в стволе скважины;

· Проработки и расширения ствола скважины, испытания пластов, ликвидаций аварий в скважине.

Бурильная колонна (рисунок 4) включает в себя следующие элементы: бурильные трубы; утяжеленные бурильные трубы (УБТ); ведущую (рабочую) бурильную трубу; переводники; отклонитель; центраторы, протекторы и другую оснастку.

Рисунок 4. Конструкция бурильной колонны

1. Верхний переводник ведущей трубы

2. Ведущая труба

3. Нижний переводник ведущей трубы

4. Предохранительный переводник ведущей трубы

5. Муфта замка

6. Ниппель замка

7. Бурильные трубы

8. Протектор

9. Переводник на УБТ

10. УБТ

11. Центратор

12. Наддолотный амортизатор

Ведущая труба (2) соединена верхним концом с вертлюгом при помощи переводника ствола вертлюга и верхнего переводника ведущей трубы (1), а нижним концом - с колонной бурильных труб, спущенных в скважину, при помощи нижнего (3) и предохранительного (4) переводников ведущей трубы. Ведущая труба вращается ротором и через бурильную колонну передает вращение долоту при роторном бурении, а при турбинном - не позволяет при замкнутом стволе ротора вращаться бурильной колонне в противоположном направлении под действием реактивного момента погружного двигателя.

Бурильные трубы соединены друг с другом при помощи замков, которые состоят из муфты (5) и ниппеля (6).

Нижняя часть бурильной колонны составлена из УБТ (10). Посредством переводника нижний конец УБТ соединяется либо непосредственно с долотом, либо с погружным двигателем.

6. Оборудование для спускоподъемных операций

Процесс бурения сопровождается спуском и подъемом бурильной колонны в скважину, а также поддержанием ее на весу. Масса инструмента, с которой приходится при этом оперировать, достигает многих сотен килоньютонов.

Для того чтобы уменьшить нагрузку на канат и снизить установочную мощность двигателей применяют подъемное оборудование (рисунок 5), состоящее из вышки, буровой лебедки и талевой системы.

Талевая система, в свою очередь, состоит из неподвижной части - кронблока, устанавливаемого в верхней части буровой вышки, и подвижной части - талевого блока, соединенного с кронблоком талевым канатом, один конец которого крепится к барабану лебедки (ходовой конец), а другой закреплен неподвижно (мертвый конец), талевого каната, крюка и штропов.

Буровую лебедку применяют для спуска и подъема бурильной колонны, спуска обсадных колонн, удерживания на весу неподвижной бурильной колонны или медленной ее подачи в процессе бурения.

Лебедка является одним из основных агрегатов буровой установки.

Буровая лебедка ЛБУ 37-1100Д (рисунок 6) характеризуется высокой приводной мощностью, оптимальным соотношением диаметра бочки барабана и талевого каната, оборудована надежной тормозной системой и регулятором подачи долота на забой, а также механизмами для правильной укладки каната на барабане (таблица 2).



Рисунок 5

Спускоподъемное оборудование буровой установки

Таблица 2

Параметры буровой лебедки ЛБУ 37-1100Д

Рисунок 6

Буровая лебедка ЛБУ 37-1100Д (общий вид)

Регуляторы подачи долота (РПД) позволяют автоматически поддерживать заданную бурильщиком скорость подачи инструмента (таблица 3) и в случае необходимости могут быть использованы в качестве аварийного привода для подъема бурильной колонны, а также при подъеме и опускании буровой вышки.

Рисунок 7. Кронблок

1. Ограждение

2. Шкив

3. Опора

4. Ось шкивов

5. Кожух

6. Подкронблочная рама

Кронблок представляет собой раму, на которой смонтированы оси и опоры со шкивами (рисунок 7). Сверху секции шкивов накрыты кожухами. Ось секции шкивов в разъемных опорах рамы фиксируется от поворота дюбелем. Шкивы на подшипниках зафиксированы пружинными кольцами. К раме кронблока подвешены вспомогательные блоки для троса, идущего от вспомогательной лебедки или от других специальных устройств. К раме кронблока также крепится верхний конец направляющей для системы верхнего привода. Кронблоки выпускаются грузоподъемностью от 200 до 600 тонн.

Талевый блок представляет собой сварной корпус, в котором помещаются шкивы и подшипниковые узлы, как и в кронблоках. Талевая система является полиспастом (системой блоков), который в буровой установке предназначен в основном, для уменьшения натяжения талевого каната, а также для снижения скорости движения бурильного инструмента, обсадных и бурильных труб.

Таблица 3

Параметры регуляторов подачи долота

В талевых системах буровых установок применяют стальные круглые шестипрядные канаты тросовой конструкции, которые получаются в результате двойной свивки: проволок в пряди и прядей в канаты. Диаметр талевого каната БУ 5000/320 ДГУ-1 35 мм, оснастка талевой системы 5х6. При бурении скважин широко используется крестовая оснастка талевой системы, при которой ось кронблока должна быть параллельна оси барабана лебедки, а ось талевого блока - перпендикулярно оси кронблока (рисунок 8). Это позволяет значительно снизить стремление каната к закручиванию талевой системы и обеспечить правильную навивку каната на барабан лебедки.

Буровые крюки изготавливают в виде отдельных крюков или крюков, соединенных талевым блоком (крюкоблоки). Они служат для подвешивания при помощи штропов с элеватором бурильной и обсадной колонн в процессе спускоподъемных работ, в процессе бурения для подвешивания вертлюга с бурильной колонной, а также для подъема, спуска и подтаскивания грузов при буровых и монтажно-демонтажных работах (рисунок 12).

Рисунок 8

Схема подвешивания бурильной трубы

а. Схема б. Элеватор

1. Бурильная труба

2. Элеватор

3. Штроп

6.1 Инструменты для спускоподъемных операций

Для производства СПО буровая бригада должна быть оснащена инструментом для захвата и подвешивания колонны труб, и инструментом для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб. В качестве такого инструмента применяют элеваторы, клинья и спайдеры (элеваторы с плашечными захватами), и машинные круглые ключи.

Элеватор служит для захвата и удержания на весу колонны бурильных (обсадных) труб при СПО и других работах в буровой. Элеватор при помощи штропов подвешивается к подъемному крюку.

Клинья для бурильных труб используют для подвешивания бурильного инструмента в столе ротора. Они вкладываются в конусное отверстие ротора. Применение клиньев ускоряет работы по СПО. Для спуска тяжелых обсадных колонн применяют клинья с неразъемным корпусом. Их устанавливают на специальных подкладках над устьем скважины. Клин состоит из массивного корпуса, воспринимающего массу обсадных труб. Внутри корпуса находятся плашки, предназначенные для захвата обсадных труб и удержания их в подвешенном состоянии. Подъем и опускание плашек осуществляется поворотом рукоятки в ту или другую сторону вокруг клина,

что достигается наличием наклонных исправляющих вырезов в корпусе, по которым при помощи рычага перекатываются ролики плашек.

Для свинчивания и развинчивания бурильных и обсадных труб используют различные ключи. Одни из них предназначаются для свинчивания, а другие - для крепления и открепления резьбовых соединений колонны.

Автоматический буровой ключ (рисунок 13) предназначен для свинчивания-развинчивания буровых труб СПО. Ключ рассчитан на совместную работу с пневмоклиньями в роторе при работе на элеваторах. АКБ состоит из трёх узлов: блока ключа, колонны с кареткой и пульта управления.

Машинный ключ (рисунок 14) предназначен для раскрепления и закрепления буровых труб в период СПО. Закрепление обсадных труб, спускаемых в скважину, осуществляется при помощи машинных ключей, подвешенных на специальных канатах в горизонтальном положении внутри буровой на высоте 1,4-1,6 м от пола. Одни концы канатов огибают спец. блоки, прикреплённые к поясу вышки, на других концах находятся противовесы, уравновешивающие ключи. При такой системе ключи легко могут перемещаться в вертикальной плоскости на необходимую высоту.

6.2 Автоматизированная система спускоподъемных операций

Комплекс механизмов АСП (таблица 4) предназначен для механизации и частичной автоматизации СПО. Он обеспечивает:

· Совмещение во время подъема и спуска колонны труб и незагруженного элеватора с операциями установки свечей на подсвечник, выноса ее с подсвечника, а также с развинчиванием или свинчиванием свечи с колонной бурильных труб;

Механизацию установки свечей на подсвечник и вынос их к центру, а также захват или освобождение колонны бурильных труб автоматическим элеватором.

7. Оборудование и инструменты для осуществления вращательного бурения

Рисунок 9. Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения

При вращательном бурении горная порода на забое разрушается вращающимся долотом, на которое передаются осевая нагрузка и крутящий момент. Разрушенная порода удаляется с забоя потоком жидкости, непрерывно подаваемой по колонне бурильных труб. Крутящий момент на долото передается или с поверхности от вращателя (ротора) через колонну бурильных труб (роторное бурение) или от забойного двигателя (турбобура, электробура, винтового бура), установленного непосредственно над долотом. Осевая нагрузка создается в основном частью веса находящихся над долотом утяжеленных (толстостенных) бурильных труб, забойного двигателя.

7.1 Ротор, вертлюг, буровой шланг, система циркуляции и очистки бурового раствора

Ротор (рисунок 10 - это редуктор, передающий вращение вертикально подвешенной колонне бурильных труб от горизонтального вала трансмиссии (таблица 8). Ротор применяют для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при СПО и вспомогательных работах.

Станина ротора воспринимает и передает на основание все нагрузки, возникающие в процессе бурения и при СПО. Внутренняя полость станины представляет собой масляную ванну. Стол ротора вращается на подшипниках качения. При отвинчивании долота или для предупреждения вращения бурильной колонны от действия реактивного момента ротор застопоривают защелкой или стопорным механизмом.

Вертлюг (рисунок 11) применяют для соединения талевой системы с бурильной колонной. Он обеспечивает вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке и подачу через нее промывочной жидкости (таблица 5).

Вертлюг состоит из двух узлов - системы вращающихся и невращающихся деталей. Невращающуюся часть вертлюга подвешивают к подъемному крюку, а к вращающейся части подвешивают бурильную колонну.

Рисунок 10. Ротор

1. Станина

2. Стол с

закрепленным

зубчатым венцом

3. Зажимщики

4. Вкладыши

5. Кожух

6. Вал привода



Рисунок 11. Вертлюг

1. Серьга

2. Отвод

3. Грязное манжетное уплотнение

4, 8. Верхняя и нижняя опоры

5.Быстросборное соединение

6. Основная опора

7. Корпус

9. Ствол

Таблица 5

Технические характеристики

Для соединения с бурильным инструментом на нижний конец ствола вертлюга навинчивается переводник с левой резьбой. Подача промывочной жидкости от неподвижной нагнетательной линии к вертлюгу и далее к вращающимся бурильным трубам осуществляется при помощи гибкого резинового шланга (рукова).

Буровой шланг (рукав) состоит из внутреннего резинового слоя, нескольких слоев прокладок из прорезиненной ткани с соответственным числом промежуточных слоев резины, металлических плетенок и наружного слоя резины (рисунок 12).

В настоящее время применяют буровые шланги, рассчитанные на давление 35, 25, 20, 16 и 10 МПа. Буровые шланги выпускаются длиной от 10 до 18 м с условными внутренними диаметрами 63, 80 и 100 мм. Для очень высоких давлений используют металлические шланги, состоящие из отдельных секций, шарнирно соединенных друг с другом.

Рисунок 12. Буровой шланг (рукав)

1. Тканевый слой

2. Резиновый слой

3. Металлическая оплетка

4. Штуцер

При циркуляции в скважине буровой раствор (промывочная жидкость):

· создает противодавление поровому давлению;

· очищает забой от выбуренной породы;

· формирует фильтрационную корку на стенках скважины, укрепляя неустойчивые отложения. Уменьшает воздействие фильтрата бурового раствора на породы разобщением разбуриваемых пластов и открытого ствола;

· транспортирует выбуренную породу из скважины и удерживает ее во взвешенном состоянии после прекращения циркуляции;

· передает гидравлическую энергию на забойный двигатель и долото;

· предупреждает осыпи, обвалы и др.;

· обеспечивает качественное вскрытие продуктивных пластов;

· обеспечивает смазывающее и антикоррозионное действие на буровой инструмент;

· охлаждает и смазывает долото;

· обеспечение охраны окружающей среды;

· предотвращает возможность возникновения осложнений при бурении (дифференциальный прихват, поглощения, нефтегазопроявления и т.п.);

· обеспечение информации о геологическом разрезе.

Циркуляционная система буровых установок содержит устройства и сооружения, которые обеспечивают промывание буровых скважин путем многоразовой принудительной циркуляции бурового раствора по замкнутому кругу. Многоразовая замкнутая циркуляция дает значительную экономическую выгоду благодаря сокращению затрат и предотвращает загрязнение окружающей среды стоками бурового раствора.

При бурении осуществляется промывка скважины при помощи бурового насоса. Буровой насос предназначен для подачи под давлением промывочной жидкости в скважину. Буровая установка 5000/320 ДГУ-1 оснащена трехцилиндровым насосом УНБТ-950 А. К основным особенностям и отличиям трехцилиндрового насоса от двухцилиндрового относятся повышенная линейная скорость поршней (число ходов в единицу времени) и связанная с этим необходимость установки во всасывающей трубе подпорного насоса, наличие трех цилиндропоршневых пар одностороннего действия, значительно меньшая степень неравномерности подачи жидкости и улучшенные динамические характеристики работы приводной и гидравлических деталей.

От буровых насосов промывочная жидкость подается в буровой шланг и далее в вертлюг. Пройдя по бурильным трубам вниз, она с большой скоростью проходит через отверстия в долоте к забою скважины, захватывает частички породы, а затем поднимается между стенками скважины и бурильными трубами.

Рисунок 13. Схема циркуляции бурового раствора

1. Насос

2. Стояк

3. Буровой рукав

4. Вертлюг

5. Труба ведущая

6. Устье скважины

7. Трубы бурильные

8. Кольцевое пространство

9. УТБ

10. Долото

11. Смесепровод

12. Блок очищения

13. Резервуары

14. Насос подпорный

15. Амбар

16. Смеситель

Для очистки бурового раствора используется комплекс различных механических устройств: вибросита, посредством которых удаляются крупные частицы (размером более 75 мкм); гидроциклонные шламоотделители: песко- (40 мкм) и илоотделители (25 мкм); сепараторы, центрифуги (5 мкм). Кроме того в наиболее благоприятных условиях перед очисткой буровой раствор обрабатывают реагентами-флокулянтами, которые позволяют повысить эффективность работы очистных устройств.

В составе циркуляционной системы аппараты должны устанавливаться по следующей технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок грубой очистки (вибросита) - дегазатор - блок тонкой очистки (песко- и илоотделители, сепаратор) - блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель).

Рисунок 14. Вибросито

1. Основание

2. Приемник с распределителем потока

3. Вибратор

4. Сетка

5. Вибрирующая рама

6. Амортизаторы

7. Поддон для сбора очищенного раствора

Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита (рисунок 14), являются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность.

Вибрирующие рамы располагаются как в горизонтальной, так и в наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным.

Рисунок 15. Схема гидроциклона

В бурении гидроциклоны используют для отделения грубодисперсного шлама от бурового раствора. В качестве шламоотделителей гидроциклоны могут конкурировать даже с виброситами. Гидроциклонные шламоотделители, как правило, неприменимы для очистки утяжеленного бурового раствора вследствие больших потерь утяжелителя со шламом.

Гидроциклон представляет собой цилиндр, соединенный с усеченным перевернутым конусом (рисунок 15). Нижняя часть конуса заканчивается насадкой для слива песков, а цилиндрическая часть оборудуется входной насадкой, через которую нагнетается буровой раствор, и сливным патрубком, через который отводится очищенный раствор.

Буровой раствор насосом подается через входную насадку в цилиндрическую часть гидроциклона по касательной к внутренней поверхности. Обладая большой скоростью на входе, частицы шлама под действием инерционных сил отбрасывается к стенке гидроциклона и движутся к песковой насадке. Тонкодисперсные частицы шлама вместе с компонентами бурового раствора сосредотачиваются в спиралевидном потоке, движущимся снизу вверх. Попадая в сливной патрубок, очищенный раствор выводится из циклона, а шлам (пески) перемещается внешним, движущимся вниз спиралевидным потоком к песковой насадке и выгружается через нее вместе с некоторой частью бурового раствора.

Гидроциклонные шламоотделители делят на песко- и илоотделители условно. Пескоотделители - это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделители - это аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в батареях песко- и илоотделителя разное.

Эти аппараты должны обрабатывать весь циркулирующий раствор при любой подачи буровых насосов. Пропускная способность пескоотделителя должна составлять 125%, а илоотделителя 150% от максимальной подачи насоса. Это позволяет гарантировать обработку всего потока бурового раствора на гидроциклонных шламоотделителях.

В связи с высокой эффективной вязкостью растворов на углеводородной основе эффективность работы гидроциклонных аппаратов снижается. Для этих растворов в качестве пескоотделителей используют илоотделители. Обычные илоотделители не применяют для очистки утяжеленных растворов, так как, удаляя частицы шлама размером 25 мкм, они также удаляют практически весь барит с частицами рамером более 16 мкм и часть барита с частицами меньшего размера. При очистке илоотделителем тяжелых растворов 95% шлама будут составлять крупные частицы и одновременно будет теряться до 50% барита.

Рисунок 16

Гидроциклонный сепаратор

Для очистки утяжеленных растворов применяются сепараторы (рисунок 16), которые состоят из гидроциклонного илоотделителя (1), установленного над вибрирующей мелкоячеистой просеивающей сеткой (2). Утяжеленный буровой раствор, очищенный с помощью вибросита, подается центробежным насосом в батарею гидроциклонов, где он разделяется на утяжеленный и неутяжеленный. Неутяжеленный поток возвращается в циркуляционную систему, а утяжеленный через песковые насадки попадает на тонкоячеистое вибросито, где частицы шлама, которые крупнее частиц утяжелителя, сбрасываются в отвал, а остальная часть утяжеленного раствора просеивается через вибросито и, возвратившись в циркуляционную систему, соединяется с неутяжеленной частью раствора.

7.2 Тип и конструкция забойного двигателя, тип и конструкция системы верхнего привода

Забойный (погружной) двигатель используют при вращательном бурении: долото внедряется в породу в результате одновременного действия осевого усилия (нагрузки), направленного перпендикулярно к плоскости забоя, и окружного усилия от вращающего момента. Двигатель расположен у забоя скважины, над долотом (турбобур, винтобур, электробур).

Рисунок 17. Действие турбины

· Турбобур представляет собой забойный гидравлический двигатель, снабженный осевой опорой, в котором гидравлическая энергия потока бурового раствора преобразуется в механическую работу вала, к которому прикрепляют породоразрушающий инструмент. Основная часть турбобура - турбина (рисунок 17). В турбинах работа совершается в результате изменения количества движения жидкости. Турбина состоит из большого числа (более сотни) одинаковых ступеней. Каждая ступень турбины состоит из двух частей: вращающейся, соединенной с валом турбобура - ротором, и неподвижной, закрепленной в корпусе турбобура - стартором. В турбинах работа совершается в результате изменения количества движения жидкости.

Различные условия, в которых работают турбобуры, привели к необходимости создания нескольких конструктивных разновидностей турбобуров: односекционные бесшпиндельные, односекционные шпиндельные, двухсекционные шпиндельные, трехсекционные шпиндельные (таблица 6).

Таблица 6

Технические характеристики основных турбобуров

** без массы шпинделя



Рисунок 25. Односекционный турбобур

Рисунок 17. Реактивно-турбинный агрегат РТБ-11-590

1. Турбобуры типа Т12 применяют для бурения верхних интервалов скважин шарошечными долотами и комплектования реактивно-турбинных агрегатов для бурения стволов большого диаметра методом реактивно-турбинного бурения.

Для бурения верхних интервалов глубоких скважин, имеющих диаметры 394-920 мм и более, применяют реактивно-турбинные агрегаты (рисунок 17), у которых два турбобура размещены параллельно и жестко соединены между собой (для бурения скважин диаметром 1730-2660 мм созданы и применяются в горнорудной промышленности агрегаты, укомплектованные тремя и даже четырьмя турбобурами). Вращаясь от вала турбобуров, долота получают дополнительное переносное движение вокруг оси агрегата, вращающегося только за счет сил реакции забоя, либо за счет сил реакции забоя и принудительного вращения агрегата с поверхности через бурильную колонну.

2. Секционные турбобуры типа ТС (рисунок 17) применяют для бурения глубоких скважин шарошечными долотами. Турбобуры состоят из двух и более секций, каждую из которых собирают из 100 ступеней турбин в отдельном корпусе.

Рисунок 27. Секционный турбобур ЗТС

3. Турбобуры типа КТД (колонковое турбодолото) предназначены для отбора керна при бурении скважин. Конструкция КТД предусматривает применение съемной грунтоноски, обеспечивающей отбор керна без подъема бурильных труб до полной обработки бурильной головки. Для этого в верхней части грунтоноски имеется бурт для захвата ее ловителем (шлипсом), спускаемым в бурильную колонну при помощи специальной лебедки.

4. Турбобуры секционные шпиндельные и турбобуры шпиндельные унифицированные состоят из трех турбинных и одной шпиндельной секции. Они позволяют: бурить шарошечными долотами с обычной схемой промывки, гидромониторными и алмазными долотами; изменять секциональность в зависимости от условий бурения; производить смену отработанных шпинделей без разборки секций; увеличивать величину вращающего момента при снижении числа оборотов за счет применения трихоходных турбин, выполненных методом точного литья. В каждой турбинной секции размещено около 100 ступеней турбины, по четыре радиальные опоры и по три ступени предохранительной осевой пяты. Созданием шпиндельного турбобура был решен ряд задач, связанных с улучшением энергетических характеристик и эксплуатационных качеств турбобура, значительно уменьшены утечки жидкости из-под ниппеля при увеличенных перепадах давления на долото, повышена прочность валов.

Винтовой двигатель (ВЗД) по сравнению с другими типами забойных гидравлических двигателей имеет ряд преимуществ:

- существует возможность контроля за работой двигателя по изменению давления на стояке насосов;

- перепад давления на двигателе создает возможность применения высокопроизводительных гидромониторных долот.

По принципу действия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гидравлическую машину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением (рисунок 18).

Рисунок 18. Поперечное сечение рабочих органов ВЗД

ВЗД содержит следующие основные узлы: секцию двигателя, секцию шпиндельную, переливной клапан и карданный вал (рисунок 19). Через переливной клапан осуществляется слив бурового раствора из бурильных труб при подъеме колонны с эксцентрично (планетарно) вращающегося ротора на вал шпиндельской секции. Шпиндельская секция служит для передачи осевого усилия с бурильных труб на долото.

Выпускаются ВЗД конструкция которых усовершенствована за счет применения облегченного пустотелого ротора, в полости которого размещается торсион. Уменьшение массы ротора и замена карданного вала торсионом позволили повысить КПД и надежность двигателя.

Рисунок 19. ВЗД Д1-195

Рисунок 20. Схема редуктора-вставки

Винтовой двигатель (ВЗД) по сравнению с другими типами забойных гидравлических двигателей имеет ряд преимуществ:

- существует возможность контроля за работой двигателя по изменению давления на стояке насосов;

- перепад давления на двигателе создает возможность применения высокопроизводительных гидромониторных долот.

По принципу действия ВЗД представляет собой планетарно-роторную гидравлическую машину объемного типа с внутренним косозубым зацеплением (рисунок 30).

Рисунок 21. Поперечное сечение рабочих органов ВЗД

ВЗД содержит следующие основные узлы: секцию двигателя, секцию шпиндельную, переливной клапан и карданный вал (рисунок 20). Через переливной клапан осуществляется слив бурового раствора из бурильных труб при подъеме колонны с эксцентрично (планетарно) вращающегося ротора на вал шпиндельской секции. Шпиндельская секция служит для передачи осевого усилия с бурильных труб на долото.

Выпускаются ВЗД конструкция которых усовершенствована за счет применения облегченного пустотелого ротора, в полости которого размещается торсион. Уменьшение массы ротора и замена карданного вала торсионом позволили повысить КПД и надежность двигателя.

Рисунок 22. ВЗД Д1-195



Рисунок 23. Схема бурения электробуром

· Электробур - это буровая забойная машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение породоразрушающему инструменту (рисунок 23).

Рисунок 24. Бурильная труба с двухпроводной кабельной секцией

1. Двухконтактный стержень

2. Опора стержня

3. Ниппель замка

4. Бурильная труба

5. Двужильный шланговый кабель

6. Муфта замка

7. Сухарь

8. Опора муфты

9. Двухконтактная муфта

Электроэнергия к электробуру подается по кабелю, подведенному к буровому шлангу, соединенному посредством токоприемника с кабелем, вмонтированным в бурильные трубы. Токоприемник представляет собой систему контактных колец и щеток, которые помещены в герметически закрытом корпусе, предохраняющем их от попадания бурового раствора. Подвод электроэнергии через контактные кольца и щетки позволяет вращать колонну бурильных труб, не нарушая подвода тока к электробуру. Кабель (трех- или двужильный) вмонтирован в бурильные трубы отрезками, которые при свинчивании труб автоматически соединяются специальными муфтами, укрепленными в бурильных замках (рисунок24).

Электробур состоит из маслонаполненного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором и шпинделя (рисунок 34).

Вращающий момент двигателя передается на вал шпинделя через зубчатую муфту (24). Стык валов уплотняется шарнирной втулкой (23) с резиновыми кольцами. Через центральное отверстие в валах двигателя и шпинделя пропускается буровой раствор. Для снижения частоты вращения долота и повышения вращающегося момента, подводимого к долоту, применяют редукторы-вставки, устанавливаемые между двигателем и шпинделем.

Рисунок 25. Электробур

Система верхнего привода (СВП) - важный элемент буровой установки, который представляет собой подвижный вращатель, совмещающий функции вертлюга и ротора, оснащенный комплексом средств для работы с бурильными трубами при выполнении спускоподъемных операций. СВП предназначена для быстрой и безаварийной проводки вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин при бурении.

Функции СВП:

· Вращение бурильной колонны с регулированием частоты при бурении, проработке и расширении ствола скважины, при подъеме/спуске бурильной колонны;

· Торможение бурильной колонны и её удержание в заданном положении;

· Обеспечение проведения спускоподъемных операций в том числе:

- наращивание/разборка бурильной колонны свечами и одиночными трубами;

- свинчивание / развинчивание бурильных труб, докрепление / раскрепление резьбовых соединений переводников и шаровых кранов;

- подача бурильных труб к стволу/удаление от ствола вертлюга.

· Проведение операций по спуску обсадных колонн в скважину;

· Промывка скважины и одновременное проворачивание бурильной колонны;

· Задание и обеспечение величин крутящего момента и частоты вращения, их измерение и вывод показаний на дисплей шкафа управления, выносной дисплей, пульт управления и на станцию геолого-технических исследований;

· Дистанционное управление;

· Герметизация внутритрубного пространства шаровыми кранами.

Преимущества СВП:

· Экономия времени в процессе наращивания труб при бурении;

· Уменьшение вероятности прихватов бурового инструмента;

· Расширение/проработка ствола скважины при спуске и подъеме инструмента;

· Повышение точности проводки скважин при направленном бурении;

· Повышение безопасности буровой бригады;

· Снижение вероятности выброса флюида из скважины через бурильную колонну;

· Облегчение спуска обсадных труб в зонах осложнений за счет вращения и промывки;

· Повышение качества керна.

Типы СВП по способу питания:

· Электрический (постоянный ток, переменный ток);

· Гидравлический.

Типы СВП по способу применения:

· Морские;

· Сухопутные;

· Стационарные;

· Мобильные.

Рисунок 26

Система верхнего привода

1. Вертлюг-редуктор

2. Штропы вертлюга-редуктора

3. Талевая система

4. Электродвигатель постоянного тока

5. Диско-колодочный тормоз

6. Рама с роликами (каретка)

7. Блок роликовый

8. Система разгрузки резьбы

9. Трубный манипулятор

10. Вертлюжная головка

11. Штропы элеватора

12. Гидроцилиндры отвода штропов элеватора

13. Трубный зажим

Конструкция СВП:

Подвижная часть системы верхнего привода состоит из вертлюга-редуктора, подвешенного на штропах на траверсе талевого блока.

На верхней крышке вертлюга-редуктора предусмотрен взрывозащищенный электродвигатель постоянного тока. Один конец вала электродвигателя посредством эластичной муфты присоединен к быстроходному валу редуктора. На противоположном конце - диско-колодочный тормоз. К корпусу вертлюга-редуктора крепится рама, через неё блоком роликов передается крутящий момент на направляющие и с них - на вышку. Между талевым блоком и вертлюгом-редуктором установлена система разгрузки резьбы, она обеспечивает автоматический вывод резьбовой части ниппеля замка бурильной трубы из муфты при развинчивании и ход ниппеля при свинчивании замка. Повреждение резьбы при этом исключается.

Трубный манипулятор под действием зубчатой пары с приводом от гидромотора может поворачивать элеватор в любую необходимую сторону: на мостки, на шурф для наращивания и т.д.

Трубный зажим нужен для захвата и удержания от вращения верхней муфты трубы во время свинчивания/развинчивания с ней ствола вертлюга.

Между ниппелем и стволом вертлюга навернут ручной шаровой кран для неоперативного перекрытия внутреннего отверстия ствола вертлюга.

Для оперативного перекрытия отверстия ствола вертлюга перед отводом установлен внутренний превентор (двойной шаровой кран), который также служит для удержания остатков промывочной жидкости после отвинчивания бурильной колонны.

Вертлюжная головка служит для передачи рабочей жидкости с невращающейся части СВП на вращающуюся часть и позволяет не отсоединять гидравлические линии, когда трубный манипулятор вращается с бурильной колонной при бурении, при проработке скважины или позиционировании механизма отклонения штропов элеватора.

Система отклонения штропов предназначена для отвода/подвода элеватора к центру скважины. Система отклонения штропов представляет собой штропы, подвешенные на боковых рогах траверсы. К штропам крепятся гидроцилиндры отклонения штропов.

В начале 2000-х годов в России стали предприниматься попытки создания СВП. В 2003 году петербургская компания "ПромТехИнвест" выпустила первый в России верхний привод, также выпускаются СВП компанией ООО "Уралмаш НГО Холдинг".

Таблица 7

7.3 Буровые долота

Буровые долота в процессе вращательного бурения могут оказывать различное воздействие на горную породу. В зависимости от способа отделения частиц горной породы от ее массива на забое различают долота:

· Дробящего (ударного) действия;

· Дробящее-скалывающего (ударно-сдвигающего) действия;

· Истирающее-режущего действия;

· Режуще-скалывающего действия.

Наибольшее распространение в практике буровых работ получили породоразрушающие инструменты следующих типов:

· Шарошечные долота дробящее-скалывающего и дробящего действия для бурения пород любой твердости. На шарошечные долота приходится более 90% общего объема бурения;

· Алмазные и твердосплавные долота истирающее-режущего действия для бурения твердых, но хрупких пород. Особенно эффективны алмазные долота при бурении крепких пород на больших глубинах;

· Лопастные долота режуще-скользящего действия для бурения мягких и пластичных пород роторным способом.

Шарошечные долота изготавливают с различным числом шарошек. В свою очередь шарошки могут быть одно-, двух- и трехконусными со смещением или без смещения оси вращения относительно оси долота.

В зависимости от размеров долото изготавливают секционным (рисунок 27) или цельнокорпусным (рисунок 28).

Рисунок 27

Секционное трехшарошечное

долото с центральной промывкой

1. Лапа

2. Палец

3. Цапфа

4. Фиксирующий штифт

5. Роликовая опора

6. Шариковая опора

Рисунок 28. Корпусное трехшарошечное долото

1. Корпус

2. Лапа

3. Промывочная плита

4. Палец

5. Фиксирующий штифт

6. Роликовая опора

7. Шариковая опора

8. Шарошка

Промывочные каналы шарошечных долот, направляющие жидкость на забой скважины между шарошками или по центру, могут иметь различные форму, расположение или количество в зависимости от назначения, типа и размера долота. Наибольшее распространение получили каналы двух типов: в виде одного отверстия, расположенного в центре, в долотах диаметром 161 мм; с центральным и боковыми каналами в каждой лапе в долотах диаметром свыше 161 мм.

Разрешение забоя долотом особенно в мягких породах может быть повышено за счет эффективного использования энергии струи промывочной жидкости.

Для этой цели в корпус долота встраивают профилированные насадки, при движении через которые поток промывочной жидкости приобретает большую скорость (рисунок 38). Чем выше скорость истечения жидкости из насадки, тем больше гидромониторный эффект, скорость бурения и проходка на долото.

Рисунок 29. Долото с гидромониторной насадкой

1. Резиновые кольца

2. Сменные насадки

3. Втулка

4. Пружинное кольц

В шарошечных долотах шарошки снабжаются шариковыми и роликовыми опорами, а также опорами скольжения в различных комбинациях:

· Радиально-упорный шариковый подшипник и два подшипника скольжения;

· Два шариковых подшипника;

· Один роликовый, один шариковый и один подшипник скольжения;

· Один шариковый и один роликовый подшипники;

· Два роликовых и между ними шариковый подшипник;

· Один роликовый и два шариковых подшипника разного размера (один из них замковый), расположенные в нижней части цапфы;

· Два шариковых подшипника одного размера (оба замковые) и один роликовый;

· Два шариковых подшипника разного размера (один замковый), расположенные в верхней части цапфы, и один роликовый подшипник;

· Три шариковых подшипника разного размера;

· Подшипники: скольжения, шариковый, роликовый.

Рисунок 30. Герметизированные маслонаполненные опор

1. Поршневый лубрикатор

2. Уплотнительная манжета

3. Фетровый фильтр

4. Эластичная диафрагма

Шарошечные долота с лубрикаторами обеспечивают подвод смазки к опорам шарошек в течение всего времени работы долота на забое. Для нормальной работы уплотнения опоры снабжаются компенсирующими устройствами, выравнивающими перепад давления при спуске долота в скважину (рисунок 30).

Для бурения пород различной твердости изготавливают трехшарошечные долота двух типов: со смещенными осями цапф лап относительно оси долота; без смещения осей цапф лап.

По принципу воздействия на горные породы шарошечные буровые долота делятся на дробящие и дробяще-скалывающие.

Буровые долота дробящего действия характеризуются минимальным скольжением зубьев при перекатывании шарошек по забою и отсутствием фрезерующего действия по стенке скважины периферийными зубьями; различают следующие их типы: Т -- для бурения твёрдых пород, ТЗ -- твёрдых абразивных пород, ТК -- твёрдых пород с пропластками крепких, ТКЗ -- твёрдых крепких абразивных пород, К -- крепких пород, OK -- очень крепких пород.

Шарошечные буровые долота дробяще-скалывающего действия характеризуются увеличением скольжения зубьев при перекатывании шарошек по забою и стенке скважины. Типы буровых долот дробяще-скалывающего действия: М -- для бурения мягких пород, МЗ -- мягких абразивных пород, MC -- пород мягких с пропластками средней твёрдости, МСЗ -- мягких абразивных пород с пропластками средней твёрдости, С -- пород средней твёрдости, СЗ -- абразивных пород средней твёрдости, CT -- пород средней твёрдости с пропластками твёрдых.

буровой скважина автоматизированный долото

Рисунок 31. Одношарошечное долото

1. Корпус

2. Замок

3. Штифт

4. Шарик

5. Твердосплавный штырь

6. Шарик

7. Шарошка

Одношарошечные долота (рисунок 31) предназначены для бурения твердых и крепких пород, залегающих на больших глубинах и подверженных всестороннему значительному сжатию. Работа долота основана на дробящее-скалывающем действии. Кинематика одношарошечного долота позволяет снизить скорость вращения шарошки вокруг своей оси в сравнении с трехшарошечными долотами. В результате этого значительно повышается износостойкость опор долота.

Основная особенность алмазных долот -- наличие в них алмазных режущих элементов, т.е. алмазов (природных или синтетических) той или иной величины (крупности). В буровых долотах обычно используют наименее ценную разновидность природного алмаза, именуемую карбонадо (бразильские технические алмазы) или черным алмазом, которая характеризуется меньшей твердостью, но значительно большей вязкостью, что в условиях бурения чрезвычайно важно.

Алмазные долота предназначены для бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин при прохождении песчаников, доломитов, известняков и др. пород, в которых эффективность применения шарошечных долот резко снижается. Правильное применение алмазных долот обеспечивает:

· Высокие рейсовые скорости бурения;

· Сокращение числа СПО;

· Экономию средств;

· Снижение кривизны при проводке вертикальных скважин.

Алмазные долота (рисунок 32) представляют собой цельный корпус (1) с присоединительной конической резьбой, к которому прикрепляется фасонная алмазонесущая головка-матрица (2).

Рисунок 32. Алмазное долото

По характеру закрепления и размещения алмазов в матрице различают долота одно-, многослойные и импрегнированные (с объемным размещением мелких алмазов в теле матрицы).