Проект на бурение скважин в районе деятельности СУБР-1 "ОАО Сургутнефтегаз"

(1)

Где к = 1,05 - коэффициент запаса нагрузки на долото,

G_д- нагрузка на долото, G_д=200 кН,

- нагрузка на долото, создаваемая весом СБТ,

- коэффициент облегчения в жидкости,

,

G_з.д. - вес забойного двигателя,

q - вес погонного метра труб в воздухе,

Е?I₀ - изгибная жесткость СБТ,

l_cв =25 м - длина свечи,

_ж, _м - плотности промывочной жидкости и стали соответственно,

? - зенитный угол.

,

,

Согласно расчета примем длину УБТ L₀=72 м (3 свечи по 24 м).

Расчет длины СБТ

Вес УБТ СБТ и ЗД должен быть больше нагрузки на долото.

Длина СБТ определяется по формуле (2):

(2)

Длина одной трубы 12,7, учитывая, что трубы свинчиваются в свечи по 2 штуки берем 22 трубы общей длиной 279,4 м.

Расчет длины ЛБТ

,

Расчет бурильной колонны

Произведем расчет труб на прочность при подъеме с промывкой, при котором в сечении колонны возникают наибольшие напряжения. Для расчета растягивающих усилий в колонне труб при подъеме с промывкой применяется уравнение Сушона Л. Я. (3):

(3)

где Т_В - усилие на верхнем конце участка;

Т_Н - усилие на нижнем конце участка;

- изменение пространственного угла на участке;

f - коэффициент сопротивления движению труб в скважине, f= 0,2;

q - вес погонного метра трубы,

- средний зенитный угол на участке;

Участок 1: ; =(20+22,5)/2=21,3^о.

Участок 2: ; =(21,3+30)?0,5=25,6^о.

Участок 3: ^о; =30^о.

Участок 4: ; =(30+0)=15.

Участок 5: ^о; =0^о.

Результаты расчета запишем в таблицу №14.

Таблица 14. Исходные данные для расчета колонны на прочность

Проводится проверка условия ,

где - максимальные суммарные напряжения в сечении бурильных труб,

,

, - растягивающие и изгибные напряжения,

- допустимое напряжение,

,

- предел текучести материала труб,

- нормативный коэффициент запаса прочности, ,

Руководствуясь практикой данной площади, выбираем ЛБТ из сплава Д16Т.

_т=300 МПа- предел текучести сплава Д16Т.

Растягивающие напряжения:

,

где S - площадь сечения бурильной колонны,

,

, - наружный и внутренний диаметры бурильной колонны.

Изгибные напряжения в опасном сечении:

,

где - модуль Юнга,

- момент инерции,

,

R - радиус искривления скважины.

Наиболее опасными являются точки 4 и 5 (рис. 2). Рассчитаем в этих точках максимальные суммарные напряжения.

Пример расчета для сечения точки 4:

,

,

,

.

Расчета для сечения точки 6:

.

В точках 4 и 5 условия прочности для ЛБТ выполняются.

Параметры бурильной колонны по справочнику К.В. Иогансен «Спутник буровика» приведены в таблице 10.

Таблица 15

Произведем проверочный расчет бурильных труб на разрыв от внутреннего давления.

Наибольшее внутреннее избыточное давление имеет место на устье. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 12,5 МПа. Предельное внутреннее избыточное давление ,при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести материала, можно приближенно найти из формулы:

,

где и - внутренний диаметр и толщина стенки трубы;

- коэффициент разностенности труб,

- допускаемое напряжение материала труб.

,

где - нормативный коэффициент запаса прочности труб на внутреннее давление.

=

МПа,

.

Следовательно, условие прочности бурильных труб на разрыв от внутреннего давления выполняется.

3. Проектирование режима бурения

3.1 Расчет промывки скважины

Находим минимальную и максимальную плотность бурового раствора в интервале продуктивного пласта из условия:

K*k_аk_гр/k,

где k - коэффициент превышения давления столба промывочной жидкости над пластовым.

k=1,07 при Н > 2500м.

.

Результаты заносим в таблицу № 11.

Таблица 16

Для вскрытия продуктивного горизонта (2595-2635 м) выбрана плотность бурового раствора _б.р.=1100 кг/м³.

Определение расхода промывочной жидкости

Необходимый расход бурового раствора при бурении с ГЗД обычно выбирается исходя из трех условий:

а) очистка забоя;

б) выноса шлама;

в) нормальной работы ГЗД.

Минимально необходимый расход из условия нормальной очистки забоя:

Q q F_З,

где q - удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя; q = 0,65 м/с;

F_з - площадь забоя;

Для кондуктора:

;

Q=qF_З = 0, 650,068=0, 0442 м³/с.

Для эксплуатационной колонны:

;

Q = q F_З = 0, 65 0, 0366 = 0, 0237 м³/с.

Расход, обеспечивающий вынос шлама:

Q_min 1,15 U_ос F_кп,

где F_кп - площадь кольцевого пространства,

- скорость оседания частичек шлама,

d_э - эквивалентный диаметр частички,

d_э^max =0,002 + 0,037 D_д,

с_п - плотность разбуриваемых пород; с_п = 2200 кг/м³,

с_ж - плотность бурового раствора,

По формулам расчитываем минимальный расход жидкости для различных интервалов бурения.

Для кондуктора:

d_э^max = 0,002+0,037 0,2953=0,013 м;

U_ос= = 0,46 м/с;

;

Q_min 1,15 0,46 0,0558 = 0,030 м³/с.

Для эксплуатационной колонны:

d_э^max = 0,002 + 0,037 0,2159 = 0,01 м.

U_ос= = 0,40 м/с;

= 0,024 м²;

Q_min 1,15 0,40 0,024 = 0,0110 м³/с.

Расход жидкости для обеспечения нормальной работы турбобура 3 ТСШ1-195.

Его определяем пользуясь стендовыми характеристиками по формуле

где величины с индексом “с” относятся к стендовым характеристикам;

- коэффициент трения в опорах двигателя, для турбобура с опорами скольжения можно принять = 0,3.

Выписываем значения для турбобура ЗТСШ1-195

М_с = 1500 Нм; Q_с = 30 л/с; Р_с = 3,9 МПа,

,

Расход жидкости для обеспечения нормальной работы турбобура 3 ТСШ1-240.

Его определяем пользуясь стендовыми характеристиками по формуле

где величины с индексом “с” относятся к стендовым характеристикам;

- коэффициент трения в опорах двигателя, для турбобура с опорами скольжения можно принять = 0,3.

Выписываем значения для турбобура ЗТСШ1-240

М_с = 2700 Нм; Q_с = 32 л/с; Р_с = 5,5 МПа.

.

Результаты расчётов заносим в таблицу № 12.

Таблица 17. Расчёт расхода промывочной жидкости по интервалам.

Выбираем расход промывочной жидкости

Q=44, 2 -для бурения под кондуктор (0м-739м);

Q=32, 7 -для бурения под эксплуатационную колонну (739м-2918м).

3.2 Расчет циркуляционной системы

Расчёт потерь давления в циркуляционной системе.

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы (рис. 3) состоящей из:

1) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

2) стальных бурильных труб;

3) замков СБТ;

4) утяжеленных бурильных труб;

5) турбобура;

6) бурового долота (насадки);

7) кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов.

Рис. 2. - Схема для расчета потерь давлений.

Расчёт потерь давления в циркуляционной системе при бурении под эксплуатационную колонну.

Расчет потерь давления в наземной обвязке:

Р = аQ²_ж;

Потери давления в стояке

a = 3,3510⁵ Пас²/м³кг, Р = 3,3510⁵0,0327²1100 = 0,38 МПа.

Потери давления в шланге

a = 1,210⁵ Пас²/м³кг; Р = 1,210⁵0,0327²1100 = 0,14 МПа.

Потери давления в вертлюге

a = 0,910⁵ Пас²/м³кг; Р = 0,910⁵0,0327²1100 = 0,11 МПа.

Потери давления в ведущей трубе

a = 1,810⁵ Пас²/м³кг; Р = 1,810⁵0,0327²1100 = 0,21 МПа.

Потери давления в манифольде

a = 13,210⁵ Пас²/м³кг; Р = 13,210⁵0,0327²1100= 1,55 МПа.

=2,39МПа.

Динамическое напряжение сдвига ₀ и структурная вязкость выбираются в зависимости от плотности:

₀ = 8,510^-3 _ж -7 = 8,510^-31100-7 = 2,35 Па,

= (0,004 0,005) ?₀ = 0,004^.2,35 = 0,0094 Пас.

Критическая скорость:

,

Расчет потерь давления в ЛБТ

,

Площадь проходного сечения S =

Скорость течения жидкости V =

Обобщенный критерий Рейнольдса:

,

Т.к. Re < 50000, то коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле:

,

Потери давления в ЛБТ

Расчет потерь давления в СБТ

Площадь проходного сечения:

S = ,

Скорость течения жидкости:

V = ,

Обобщенный критерий Рейнольдса:

.

Т.к. Re < 50000, то коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле:

.

Расчёт потерь давления в УБТ

S =,

V = ,

,

Т.к. Re^* < 50000

Расчёт перепада давления в турбобуре 3ТСШ1-195

Для турбобура 3ТСШ1-195 имеем: _с =1000 кг/м³, Q_с = 30 л/с, Р_с = 3,9 МПа.

По формуле подобия

,

Расчет перепада давления в долоте

где f, _н - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

Расчёт потерь давления в КП против ЛБТ 1 в обсаженой части

Т.к. V > V_кр = 1,12 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле:

,

D_г = 0,222-0,147 = 0,075 м,

Т.к. Re^* < 50000, то .

Тогда

Расчёт потерь давления в КП против ЛБТ 2 в не обсаженной части

Т.к. V > V_кр = 1,12 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле:

,

D_г = 0,2159-0,147 = 0,069 м,

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

Расчёт потерь давления в КП против СБТ

Т.к. V >V_кр = 1,12 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП рассчитывается по формуле:

,

D_г = 0,2159-0,127 = 0,089 м,

,

Т.к. Re^* < 50000, то ,

Тогда

Расчёт потерь давления в КП против УБТ

Т.к. V > V_кр = 1,12 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле:

;

D_г = 0,2159-0,178 = 0,0379 м,

Т.к. Re^* < 50000, то ,

Тогда

Расчёт потерь давления в КП против турбобура 3ТСШ1-195

Т.к. V >V_кр = 1,12 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле:

,

D_г = 0,2159-0,195 = 0,0209 м,

,

Т.к. Re^* < 50000, то ,

Тогда

Расчет потерь давления в замках в КП для ЛБТ

Р=aQ²_ж;

где - коэффициент местного сопротивления, ?_m- длина трубы;

Р = 0,00810⁶0,0327²1100=0,009 МПа.

Для удобства все расчётные значения сводим в таблицу 18.

Таблица 18. Потери давления в элементах циркуляционной системы при бурении под эксплуатационную колонну.

Суммарные потери внутри труб Р_т = 10,94 МПа.

Суммарные потери в КП Р_кп = 1,97 МПа,

Р =Р_обв + Р_кп + Р_т =2,39+1,97+10,94 = 15,3 МПа

3.3 Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q 0,0327 м³/с при давлении Р 15,3 МПа. Наиболее подходящим буровым насосом, при бурении эксплуатационной колонны, согласно его технической характеристике, является насос типа УНБТ-950 (Из учебника по гидроаэромеханике в бурении Е.Г. Леонова и В.И. Исаева). При бурении направления и кондуктора насос выбирается согласно практике бурения СУБР-1 ОАО «Сургутнефтегаз».

Таблица 19. Характеристика бурового насоса

Q_ф = Q_{теорет.}?к,

где к =0,95 - коэффициент наполнения, при работе под залив.

3.4 Построение НТС - номограммы и определение режима работы насоса

НТС - номограмма - называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса, гидравлического двигателя (ГЗД) и скважины.

Гидравлической характеристикой бурового насоса называется зависимость его производительности, допустимого давления и мощности от диаметра втулок и частоты ходов в координатах P-Q, N-Q. При нерегулируемом приводе возможность плавного регулирования производительности насоса отсутствует.

Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, включая потери в долоте, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины.

Таблица 20. Потери Р (МПа) в скважине при заданных расходах

Расчет забойного двигателя

Турбобур рассчитывается по формуле:

,

где Р_с- перепад давления в турбобуре, МПа;

Q_с- расход жидкости, м³/с;

с_с- плотность, кг/ м³.

Индекс «с» - справочные данные:

для турбобура 3ТСШ1 - 195: Р_с = 3,9 МПа; Q_с = 30 м³/с; с_с = 1000 кг/м³.

для турбобура 3ТСШ1 - 195ТЛ: Р_с = 2,9 МПа; Q_с = 40 м³/с; с_с = 1000 кг/м³. Полученные значения заносим в таблицу №21

Таблица 21

По результатам расчета строим НТС ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Из НТС - номограммы видно, что бурение целесообразно вести забойным двигателем 3ТСШ1 - 195 и насосом УНБТ-950 с диаметром втулок d=170мм, Q=39,0 л/с для бурения эксплуатационной колонны.

3.5 Расчет рабочих характеристик турбобура 3ТСШ1-195

Характеристика:

Тип шпинделя резинометаллический

Количество ступеней 330

с 1000 кг/м³

Q 30л/с

Рабочая частота вращения 380 мин^-1

Рабочий момент 1,5 кН*м

Перепад давления 3,9 МПа

Длина 25,7 м

Вес 4790 кг

,

Н?м,

,

,

,

Для турбобура 3ТСШ1-195 выписываем конструктивные размеры:

D_ср = 129 мм, D_в = 135 мм, R₁ = 62 мм; R₂ = 74,5 мм.

Вычисляем усилие для образования гидроразрыва G_г. При этом принимаем:

G_вр = 0,5mg = 0,5 4790 9,81 = 2,35 10⁴ Н;

Тогда, усилие для образования гидроразрыва будет равно:

Вычисляем средний радиус вращения:

м;

Рассчитываем потери крутящего момента опоры:

Принимаем = 0,10.

Нм/кН;

Потери крутящего момента в опоре при G_д = 0:

,

Потери на трение долота о стенки скважины:

Н;

Разгонный момент:

Н;

Разгонная частота вращения:

об/мин;

Минимальная устойчивая частота вращения:

n_у = 0,35n_p = 0,35762,9 = 267 об/мин;

Максимальная нагрузка на долоте:

Следовательно, во всех случаях G_г.

Допустимая осевая нагрузка на трех шарошечное долото диаметром 215,9 мм обычно не превышает (согласно паспорту) 250 кН. Следовательно, расчётная максимальная нагрузка не должна быть больше максимальной нагрузки на долото.

Рассчитываем рабочие характеристики турбобура по характерным точкам.

1 G_д1 = 0 кН;

М_в1 = 119 Нм;

М_д1 = 0 Нм;

n₁ = 762,9 об/мин;

N_в1 = 9,5 кВт;

N_д1 = 0 кВт;

2 G_д2 = 78 кН;

М_д2 = 10 78 = 780 Нм;

М_в2 = 780 + 119 = 899 Нм;

М_т2 = М_р + (М_уд - М_уд.оп) G_д2 = 1247,8 + (10 - 6,8) 78 = 1497,4 Нм,

n₂= об/мин,

N_в2 = 67,5кВт,

N_д2 = 58,6кВт,

3 G_д3 = 156 кН;

М_д3 = 10 156 = 1560 Нм;

М_в3 = 1560 + 119 = 1679 Нм;

М_т3 = 1247,8 + (10 - 6,8) 156 = 1747 Нм;

n₃ =об/мин;

N_в3 = 118,2 кВт,

N_д3 = 109,9 кВт,

4 G_д4 = 166 кН;

М_д4 = 10 166 = 1660 Нм;

М_в4 = 1660 + 119 = 1779 Нм;

=2?119-1247,8+(10+6,8)?166=1779,

n₄ =667,0 об/мин

N_в4 = 124,2 кВт;

N_д4 = 115,9 кВт;

5 G_д3 = 176 кН;

М_д5 = 10 176 = 1760 Нм;

М_в5 = 1760 + 119 = 1879 Нм;

М_т5 = 1947 Нм;

n₅ =636,7 об/мин;

N_в5 = 125,2 кВт;

N_д5 = 117,3 кВт;

6 G_д6 = 213 кН;

М_д6 = 10 213 = 2130 Нм;

М_в6 = 2130 + 119 = 2249 Нм;

М_т6 = 2568,6 Нм;

n₆ =524,5 об/мин;

N_в6 = 123,5 кВт;

N_д6 = 116,9 кВт;

7 G_д7 = 250 кН;

М_д7 = 10 250 =2500 Нм;

М_в7 = 2500 + 119 = 2619 Нм;

М_т7 = 3190,2 Нм;

n₇ =412,4 об/мин;

N_в7 = 113,0 кВт;

N_д7 = 107,9 кВт.

Результаты полученных расчётов занесём в таблицу 22.

Таблица 22. Расчёты рабочих характеристик турбобуров.

По результатам расчетов строим график - рабочие характеристики турбобура. Рисунок 3.

Рис. 3. Рабочая характеристика турбобура 3ТСШ1-195.

Из рисунка видно, что рабочая зона находится в интервале 151-186 кН. Эта нагрузка может быть названа эффективной нагрузкой на долото, т.к. значение N_д достигает достаточно больших значений. При G_д=141±10 кН нельзя работать, т.к. это точка максимальных вибраций, обусловленных реакцией подшипников.

3.6 Проектирование режима бурения

Бурение направления предполагается вести роторным способом долотом 393,7С-ГВ, промывку вести технической водой, бурение кондуктора предполагается вести при использовании турбобура 3ТСШ1-240 и долота 295,3 МСЗ-ГНУ при расходе промывочной жидкости Q = 34,4 л/с, раствор глинистый, нагрузку на долото создаём весом инструмента. Бурение эксплуатационной колонны ведётся турбобуром 3ТСШ1-195, долотом 215,9 МЗ-ГВ при расходе промывочной жидкости Q=39,0 на втулках 170мм. Промывочная жидкость, используемая для бурения предыдущего интервала (кондуктора). Для вскрытия продуктивного пласта (2740 - 2785 м) используется промывочная жидкость «Порофлок» с плотностью с=1100 кг/м³. Нагрузку на долото создаём утяжелёнными бурильными трубами.

Параметры режима бурения по интервалам приведены в таблице №23.

Таблица 23

4. Специальная часть

4.1 Введение

Нефть и газ сегодня, а также в ближайшей перспективе являются основой экономики России. Даже для поддержания достигнутого уровня их добычи, не говоря уже о наращивании, необходимо бурение значительного количества глубоких скважин, особенно разведочных. Чтобы выполнить эту задачу при весьма ограниченных финансовых ресурсах, нужно прежде всего снизить затраты на строительство скважины. Последнее во многом определяются производительностью долота. Поэтому как повышение производительности долот, так и подбор параметров бурения является весьма актуальной задачей, которой и посвящена данная спецтема курсовой работы.

4.2 Конструктивные особенности применяемых долот

Краткие сведения о шарошечных долотах

Первые шарошечные долота изобретены в 1909 году Р. Хьюзом. Они имели две одноконусные шарошки со сплошными зубьями, нарезанными вдоль образующей конусов. Оси шарошек в одной точке пересекались с осью долота. Перекатываясь с зуба на зуб, долото наносит удары по забою, осуществляя дробящее действие.

Для разрушения хрупкопластичных и особенно высокопластичных пород необходимо скалывающее и режущее действие породоразрушающего инструмента на разрушаемую породу. Решение этой задачи в шарошечном долоте в дальнейшем осуществлялось выполнением шарошек многоконусными, выносным их вершин за ось долота и смещением осей шарошек в плане относительно оси долота.

Конструкция современного трёхшарошечного долота секционного исполнения с боковой промывкой и с твёрдосплавным вооружением показана на рисунке 1. Каждая секция долота включает лапу, на цапфе которой на подшипниках установлена шарошка, имеющая зубчатые венцы с элементами вооружения. На верхнем конце сваренных между собой секций нарезается присоединительная резьба. Отверстие, через которое собирается подшипник, закрывается пальцем.

Кроме названых основных элементов, шарошечное долото имеет также систему промывки и систему смазки.

Шарошечные долота изготовляют как с центральной, так и с боковой системой промывки. При боковой системе промывки жидкость через специальные отверстия направляется на периферийную часть забоя под шарошку. Если отверстия оснащены насадками, система промывки называется гидромониторной.

Подшипники опоры долота, показанного на рисунке 1,смазываются и охлаждаются промывочной жидкостью. Изготавливают также долота с герметизированными маслонаполненными опорами и с автономной системой принудительной подачи смазки к трущимся деталям.

Вооружение и классификация шарошечных долот

Шарошечные долота изготавливают диаметром от 59 до 490 мм из высококачественных легированных сталей. Они имеют вооружение в виде фрезерованных стальных или запрессованных в отверстия твёрдосплавных зубков. Имеются также долота с комбинированным стальным и твёрдосплавным вооружением. Стальное вооружение выполняется в виде притупленных клиньев различного исполнения (рисунок 2а, б, в, г). В пределах венцов фрезерованные зубья характеризуются высотой h, длинной l, притуплением t, углом при вершине и между зубцовым расстоянием (шагом) z. Твердосплавное вооружение (рисунок 3) изготовляют в виде клиновидных (а, г), сферических (в) и цилиндрических (б) зубков из твёрдого сплава. Зубки характеризуются диаметром d, высотой H, радиусом сферы R_с, притуплением t и другими параметрами.

Выбор типа и вида вооружения для оснащения шарошек долота в основном определяется свойствами разбуриваемых пород.

Шарошки современных долот выполняются многоконусными. Один из конусов обычно несёт вооружение, калибрующее стенки скважины, и называется обратным.

Краткая характеристика вооружения всех типов долот и описание разбуриваемых ими пород приведено в таблице 24

Таблица 24. Характеристика вооружения шарошечных долот.

Параметры элементов вооружения изменяются в зависимости от типа и размеров долота. Для повышения износостойкости стальные зубья наплавляются зернистым твёрдым сплавом. Рабочими поверхностями периферийных зубьев являются не только площадки притупления, но и торцы со стороны обратного конуса, фрезерующие стенки скважины. Для повышения стойкости и эффективности разрушения они выполняются Г-, Т-, П-образными (рисунок 2 а, б, г). У долот с твёрдосплавным вооружением обратные конуса шарошек обычно армируются зубками цилиндрической формы (рисунок 1). Вооружение шарошек может быть выполнено и в виде сплошных дисков.

Полнота поражения забоя по радиусу скважины характеризуется коэффициентом перекрытия, под которым понимается отношение суммы длин зубьев (по одному зубу с каждого венца всех шарошек, включая зуб периферийного венца наибольшей длины) к радиусу долота.

В зависимости от типа долота коэффициент перекрытия изменяется в пределах от 0,7 до 1,3. Если бы долота имели сплошные зубья в один ряд по образующей шарошек, то коэффициент перекрытия приблизительно был бы равен 3,0.

Контактная площадь зубьев долота определяется как сумма площадей контакта зубьев всех шарошек, одновременно находящихся во взаимодействии с горной породой. При вращении долота и шарошек контактная площадь меняется, поэтому обычно определяется среднее значение этой величины.

Шарошечные долота применяют как при низкооборотном режиме бурения, так и при высокооборотном. Максимальная допустимая нагрузка на долото определяется прочностью его конструктивных элементов. Стоимость долота зависит главным образом от размера и типа вооружения.

Кроме трехшарошечных выпускаются двух- и одношарошечные долота. По основным конструктивным признакам двухшарошечные долота мало отличаются от трехшарошечных. Изготовляются они в основном малого диаметра и применяются ограниченно.

Одношарошечные долота также имеют ограниченное применение и используются при бурении скважин в мягких пластичных породах.

В шифр шарошечного долота входят:

1.Количество шарошек:

одношарошечные - I;

двухшарошечные - II;

трехшарошечные - III.

2. Диаметр долота (в мм).

3.Тип долота (М, МЗ, С и т.д.).

4.Расположение промывочных и продувочных каналов:

с центральной промывкой-Ц;

с боковой гидромониторной промывкой-Г;

с центральной продувкой-П;

с боковой продувкой-БП.

5. Особенности конструкции опоры:

только на подшипниках качения-В;

в опору входят два и более подшипника скольжения-А;

в опору входит только один подшипник скольжения а осталь-

ные подшипники качения-Н;

маслонаполненная герметизированная опора - У;

При маркировке трёхшарошечных долот и долот с центральной промывкой цифра III и буква Ц опускается.

Примеры шифров:

190,5 МСЗ-ГНУ ГОСТ 20692-75;

215,9 СЗ-В ГОСТ 20692-75;

244,5М-ГН ГОСТ 20692-75;

II-76.0 С-В ТУ26-02-844-79.

Долота режуще-скалывающего и истирающе-режущего действия

Первые породоразрушающие инструменты режуще-скалывающего действия изготовлены с началом бурения скважин. Так как первые скважины бурились ударным способом, породоразрушающие инструменты были похожи на инструмент, предназначенный для обработки (долбления) древесины (долото). В последующем, главным образом с развитием вращательного бурения, долота непрерывно улучшались. Совершенствование породоразрушающих инструментов продолжается и в настоящее время.

К современным породоразрушающим инструментам режуще-ска-лывающего и режуще-истирающего действия относятся долота и бурголовки различных конструкций, оснащенные стальным, твёрдосплавным, алмазным и алмазно-твёрдосплавным вооружением. Изготавливаются они диаметром от 76,0 до 469,9 мм и в СНГ применяются для бурения мягких и средней твёрдости пород.

Лопастные долота

Номинальные размеры лопастных и шарошечных долот нефтяного сортамента примерно соответствуют друг другу. В настоящее время выпускаются двух-, трёхлопастные долота типов М, МС, МСЗ, и С. Долота различных типов отличаются друг от друга формой лопастей и способом их армирования. Изготавливаются долота цельнокованными или путём приваривания лопастей к корпусу. Система промывки может быть оснащена гидромониторными насадками. Лопасти долот типа М наплавляются только зерновым твёрдым сплавом (релит). А у долот типа МС и С- армируются пластинами и штырями из твёрдого сплава и наплавляются релитом. На рисунке 4 показано двухлопастное долото типа С. Режущие и калибрующие поверхности лопастей долота армированы твёрдосплавными пластинами, штырями и наплавлены релитом.

Алмазные долота

Природные алмазы подразделяются на ювелирные и технические. Технические подразделяются на борты, балласы и карбонадо. Карбонадо значительно менее хрупкие, чем другие алмазы, что в условиях работы породоразрушающего инструмента чрезвычайно важно. Однако основным сырьём для изготовления долот являются борты, как самые дешёвые. В последние годы широко применяются и синтетические алмазы.

Алмазные долота являются породоразрушающим инструментом, имеющим самое большое количество конструктивных разновидностей. В конструкции любого алмазного долота (рисунок 5), выделяются корпус 1 с присоединительной резьбой, матрица 2 и алмазные зерна 3.

По форме и направлению промывочных каналов, лопастей и секторов выделяют следующие разновидности алмазного долота: радиальную, ступенчатую и спиральную. Выделяются и комбинированные разновидности (например, ступенчато-радиальное долото).

По раскладки алмазов в матрице различают долота импрегнированные, одно-, двух- и многослойные.

По форме рабочей поверхности выделяют плоские, выпуклые, вогнутые и выпукло-вогнутые долота.