Справочник по шарошечным долотам ведущих компаний. Высокоэффективные отечественные долота и инновационные технологии применения


с. в. синев






            СПРАВОЧНИК


ПО ШАРОШЕЧНЫМ ДОЛОТАМ ВЕДУЩИХ КОМПАНИЙ. ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ ДОЛОТА
И ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ



















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2022

УДК 622.23.051.78
ББК 33.13
     С38



Рецензенты :
доктор технических наук (ООО «Интеллект Дриллинг Сервисиз»)
А. С. Повалихин;
доктор технических наук (Самарский государственный технический университет) Е. П. Варламов






    Синев, С. В.
С38       Справочник по шарошечным долотам ведущих компаний. Высоко-
     эффективные отечественные долота и инновационные технологии применения / С. В. Синев. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. -436 с. : ил., табл.
           ISBN 978-5-9729-0857-8

     Рассматривается история становления шарошечного долота и последующее его совершенствование, а также возникновение и развитие компаний, производящих породоразрушающий инструмент. Представлены разработки по смещению осей шарошек, по вооружению долота, его размещению на шарошках, его пространственному положению и влиянию этих факторов на эффективность бурения. Перечисляются изменения в опоре долота и смазки опоры. Оценивается гидравлика долота и внесенных изменений. Рассматриваются вибрации в бурении. Анализируется взаимодействие инструмента со стенками скважины.
     Для специалистов в области горного дела. Может быть полезно студентам, аспирантам и преподавателям горных вузов.

                                                     УДК 622.23.051.78
                                                     ББК 33.13






ISBN 978-5-9729-0857-8

     © Синев С. В., 2022
     © Издательство «Инфра-Инженерия», 2022
                            © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022

    ОГЛАВЛЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ.......................................................10
1. ИСТОРИЧЕСКОЕ СТАНОВЛЕНИЕ ВЕДУЩИХ КОМПАНИЙ ПО РАЗВИТИЮ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ...................................22
1.1. История образования Hughes Tool Company...................22
1.2. История образования Baker Oil Tools и Baker Hughes Incorporated.24
    1.2.1. Совместное предприятие с Schlumberger...............26
    1.2.2. Альянс PetroSkills..................................26
    1.2.3. Предлагаемое приобретение компанией Halliburton.....26
    1.2.4. Предлагаемое приобретение General Electric..........26
    1.2.5. Разделы.............................................27
         1.2.5.1. Группа бурения и оценки......................27
    1.2.6. Бизнес-единицы......................................27
    1.2.7. Компания BJ Services................................28
    1.2.8. Буровые растворы....................................28
    1.2.9. Направленное бурение и алмазные долота..............28
    1.2.10. Измерения при бурении..............................29
    1.2.11. Baker Hughes и General Electric....................29
1.3. Краткая история компании Security (сегодня Security-DBS Буровые долота и Сервисы Halliburton..........................30
1.4. История компании Smith (сегодня Smith) Bits дочерняя компания Schlumberger) ............................................... 31
1.5. Краткая история компании NOV REED Hycalog (нынешние название компании NOV Downhole......................32
1.6. История компании ОАО «Волгабурмаш» (Россия)...............33
1.7. История компании Kingdream (Китай)........................33
2. ИСТОРИЧЕСКОЕ СТАНОВЛЕНИЕ ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА ... 35
2.1. Вклад Hughes в буровую индустрию..........................35
3. ПОСЛЕДНИЕ РАЗРАБОТКИ ВЕДУЩИХ КОМПАНИЙ.......................42
3.1. Состояние современных шарошечных долот компании Hughes Christensen............................................42
    3.1.1. Высокопроизводительные долота Ultra Max для роторного и высокоскоростного применения.............................44
    3.1.2. Долота Hydra Boss...................................46
    3.1.3. Долота STAR.........................................47
    3.1.4. Долота со стальным вооружением......................49
    3.1.5. Долота для твердых пород............................49

3

    3.1.6. Долота MAXGT/MAX...................................51
    3.1.7. Долота ATMGT/ATM...................................52
    3.1.8. Долота GT - это новейшая технология................54
    3.1.9. Долото ATJ.........................................55
    3.1.10. Долота GTX/ATX....................................56
    3.1.11. RWD-технология....................................56
    3.1.12. Дополнительные возможности трехшарошечных долот компании Hughes Christensen...............................57
3.2. Гибридные долота компании Baker Hughes «Кимера»..........60
3.3. Вклад в шарошечные долота компании Security-DBS (теперь Буровые долота и Сервисы Halliburton).................63
    3.3.1. Долота со вставным вооружением.....................63
    3.3.2. Долота со стальным вооружением.....................65
    3.3.3. Конструкции подшипников долот......................67
    3.3.4. Специальные характеристики долота..................69
         3.3.3.1. Роликовый подшипник с двойным уплотнением...69
         3.3.3.2. Гидродинамическое уплотнение................70
    3.3.5. HF-138 Наплавка зубьев.............................70
    3.3.6. Долота со стальными зубцами........................71
    3.3.7. Долота со вставными зубьями для мягких пород.......73
    3.3.8. Вставные долота для пород средней твердости........76
    3.3.9. Вставные долота для твердых пород..................77
    3.3.10. Долота с продувкой воздухом.......................78
         3.3.10.1. Герметичные долота с продувкой воздухом....78
         3.3.10.2. Негерметичные подшипники качения долот с продувкой воздухом.................................79
    3.3.11. Долота управления отклонением ствола скважины.....80
         3.3.11.1. Направляющая-Trak ™ Groove.................80
         3.3.11.2. Долота для направленного бурения...........80
    3.3.12. Дополнительные возможности долот компании Security.81
3.4. Вклад компании Smith Bits в дизайн шарошечного долота....82
    3.4.1. Изменения в конструкциях шарошечных долот..........82
         3.4.1.1. Герметизированное долото Gemini с двойным уплотнением................................83
         3.4.1.2. Буровое долото TCI, оптимизированное под карбонаты Shamal.................................85
         3.4.1.3. Буровое шарошечное долото Xplorer Premium...85
         3.4.1.4. Xplorer Expanded долото с фрезерованными зубцами для бурения от мягких до твердых пород...............86

4

         З.4.1.5. Шарошечные долота Kaldera для бурения геотермальных и высокотемпературных скважин...........................87
         З.4.1.6. Буровое долото FH TCI..........................88
         З.4.1.7. Технология двухшарошечного бурового долота TCT.89
         З.4.1.8. Долота с открытыми подшипниками и обычным стальным и твердосплавным вооружением...................90
     3.4.2. Дополнительные возможности долот компании Smith Bits .90
4. АВТОРСКИЙ ДИЗАЙН ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА...........................96
4.1. Краткая характеристика конструкции шарошечного долота........98
     4.1.1. Влияние смещения осей шарошек на курс направленности работы долота..................................................100
     4.1.2. Самонагружающийся породоразрушающий инструмент.......102
     4.1.3. Самонагружающиеся шарошечные долота..................104
4.2. Форма забоя, определяемая эффективностью разрушения горных пород.................................................105
     4.2.1. Износ вооружения долот на примере отдельных предприятий.................................................106
     4.2.2. Износ периферии долота, последствия износа и методы борьбы с ним...................................108
     4.2.3. Напряженно-деформированное состояние призабойной зоны............................................113
     4.2.4. Обоснование рациональной формы забоя на периферии....114
     4.2.5. Характеристики упруго-пластичных и прочностных свойств горных пород у ступенчатой периферии забоя..............116
     4.2.6. Экспериментальные исследования по определению оптимальных размеров периферийной ступеньки.........................123
     4.2.7. Исследования с натурными долотами, формирующими периферийную ступеньку оптимальных размеров.............129
4.3. Баланс скольжения между основным и периферийным вооружением .... 132
     4.3.1. Профиль периферии долота, обеспечивающий ее качественное зацепление с забоем и стенкой скважины..................138
4.4. Влияние пространственного положения рабочей поверхности венцов шарошки на эффективность бурения.............................139
     4.4.1. Влияние пространственного положения плоскости рабочей
          поверхности вооружения шарошек на эффективность бурения...............................140
     4.4.2. Долота со ступенчатой формой рабочей поверхности.....143
     4.4.3. Антитрекинговое вооружение...........................150
4.5. Макет вооружения долота типа «М»............................151
4.6. О размещении улучшенного вооружения на шарошке долота.......153

5

5. ОПОРА ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА И СМАЗКИ......................160
5.1. Износ опоры экспериментального долота Э215,9Т-ПВ............164
5.2. Опоры с механическими компенсаторами люфтов узлов и деталей.165
5.3. Опоры долот с повышенным объемом смазки..............172
5.4. Открытая опора с полимерной смазкой..................177
5.5. Герметизация опоры долота гидравлическим затвором....184
5.6. Утилизация продуктов износа опоры....................186
6. АВТОРСКИЙ ДИЗАЙН ГИДРАВЛИКИ ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА.........................................189
6.1. Форма забоя с облегченным выносом выбуренной породы..189
6.2. Локальный перепад давления в серийных долотах...............192
6.3. Гидромониторные насадки с отклонением струи (эффект Коанда).194
7. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ОПЦИИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ.............................197
7.1. Ресурс работы шарошечного долота.....................197
7.2. Обкатка и приработка шарошечного долота.....................198
7.3. Критерий качества сработки (износа) шарошечного долота......201
7.4. Определение времени нахождения долота на забое.......203
8. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ
  НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ СКВАЖИН..............................206
8.1. Влияние гидростатического давления на эффективность бурения.210
8.2. Влияние перепада давлений на эффективность бурения...213
    8.2.1. Динамическая составляющая перепада давлений....214
    8.2.2. Время действия перепада давления и кольматация приповерхностного слоя горной породы...................215
8.3. Технологические аспекты экспериментальных исследований......217
8.4. Результаты исследования влияния дифференциального давления на скорость бурения микродолотами на стенде СВД-1000......221
    8.4.1. Специфика методики проведения экспериментов
         по разбуриванию пород различной проницаемости на стенде СВД-1000................................221
    8.4.2. Анализ результатов экспериментальных исследований.....226
8.5. Выбор обобщенной математической модели, описывающей график зависимости скорости бурения от перепада давления........229
8.6. Дифференцированное управление перепадом давления в системе «скважина - пласт» в повышении эффективности бурения......232
    8.6.1. Практическое использование графиков зависимостей АР (V)
        в повышении эффективности процесса бурения........232

6

8.7. Управление локальным перепадом давления в системе «скважина - пласт».............................236
9. МЕХАНИЗМЫ, МЕТОДЫ И СПОСОБЫ РАЗРУШЕНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД.............................................240
9.1. Объемное разрушение горных пород....................240
9.2. Усталостное разрушение горных пород.................243
10. РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД ВООРУЖЕНИЕМ ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА.......................................251
10.1. Разрушение горных пород вооружением шарошечного долота при бурении глубоких скважин.............................251
11. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГРАФИКА ЗАВИСИМОСТЕЙ СКОРОСТИ БУРЕНИЯ ОТ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО...................258
11.1. Ступенчатый график зависимости V(G) в роторном бурении.258
11.2. Влияние пористости (проницаемости) пород, определяемой ее естественным потенциалом на V(G) в турбинном бурении..267
11.3. Оценка моментоемкости разбуриваемых горных пород с использованием графика зависимости V(G)................269
12. УСТОЙЧИВОСТЬ ТЯЖЕЛОГО НИЗА БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА...................................272
12.1. Устойчивость низа бурильного инструмента как частный случай устойчивости стержней....................................272
12.2. Продольная устойчивость стержней. Формула Эйлера...273
12.3. Устойчивость низа бурильного инструмента как фактор искривления скважин...........................283
13. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА С ЗАБОЕМ И СТЕНКАМИ СКВАЖИНЫ.............................296
13.1. Размещение бурильного инструмента в вертикальной скважине цилиндрической формы.....................................296
13.2. Движение бурильного инструмента в стволе скважины..299
    13.2.1. Определение влияния радиуса искривления инструмента на крутящий момент, необходимый для его вращения.....303
13.3. Распределение веса УБТ по вертикальной скважине цилиндрической формы.....................................304
13.4. Пространственная форма реальной скважины...............306
    13.4.1. Поперечное сечение ствола скважины у забоя...306
    13.4.2. Локальные отклонения ствола скважины от усредненной оси...................................309

7

          13.4.2.1. Причины локальных искривлений ствола скважины и их влияние на процесс бурения.....................310
          13.4.2.2. Определение параметров локальной кривизны скважины............................................313
          13.4.2.3. Механизм формирования ствола скважины с локальной кривизной...............................318
    13.4.3 Кавернозность ствола скважины.......................319
13.5. Размещение бурильного инструмента в реальной скважине....321
    13.5.1. Способ определения степени разгрузки тяжелого низа.322
    13.5.2. Деформация инструмента при его разгрузке на забой.....325
    13.5.3. Оперативное определение геометрической формы ствола скважины в зоне работы тяжелого низа бурильного инструмента....................................327
13.6. Зависание инструмента в процессе бурения.................328
    13.6.1. Зависание долота, вызванное его конструкционными особенностями.............................................329
          13.6.1.1. Влияние физико-механических свойств горных пород на зависание долота..................................331
    13.6.2. Зависание инструмента в обсаженном стволе и при выходе из него.......................................334
    13.6.3. Зависание инструмента в кавернах ствола скважины......335
    13.6.4. Зависание инструмента от гидравлики процесса бурения..339
13.7. Оценка уровня зависания инструмента в скважине..............340
    13.7.1. Выбор базы сравнения в определении уровня зависания инструмента................................................341
14. ВИБРАЦИИ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА............................346
14.1. Источники энергии в колебательной системе бурильного инструмента........................................349
14.2. Крутящий момент и вибрации в бурильных трубах при их изгибе.350
14.3. Колебания, возбуждаемые при работе шарошечного долота....353
    14.3.1. Колебания долота, вызываемые работой его вооружения...353
    14.3.2. Вибрации в опорах долота и ГЗД.....................356
14.4. Колебания бурильного инструмента, определяемые взаимодействием его со стенками скважины.......................357
     14.4.1. Колебания долота, связанные с потерей устойчивости
           бурильного инструмента.................................359
     14.4.2. Колебания инструмента, вызываемые его качением по стенке скважины........................................363
     14.4.3. Колебания инструмента, вызываемые подъемной силой при его работе............................................364

8

14.5. Высокоамплитудные колебания бурильного инструмента...367
     14.5.1. Крутильные колебания бурильного инструмента...369
     14.5.2. Крутильные колебания инструмента, возбуждаемые приводом ротора...........................371
     14.5.3. Крутильные колебания инструмента в скважине с локальными искривлениями ствола......................371
    14.5.4. Крутильные колебания инструмента в кавернозном стволе скважины...........................373
14.6. Трансмиссия привода БУ как виброударная система......375
14.7. Вибрации в турбинном бурении..........................376
     14.7.1. Продольные колебания в работе турбобура.......379
     14.7.2. Поперечные колебания в гидравлическом забойном двигателе....................................382
     14.7.3. Резонансы и самоцентрирование вала ГЗД........383
     14.7.4. Синхронизация колебаний в турбинном бурении...388
14.8. Виброреология в буровом процессе.....................393
14.9. Влияние дизайна долота и режимов бурения на колебательные процессы в инструменте и износе долота.....395
14.10. Снижение вибраций бурильного инструмента............396
14.11. Взаимодействие бурильного инструмента со строящейся скважиной в представлении зарубежных специалистов.....................403
15. ВЫБОР РЕЖИМОВ ПО МОДЕЛИ БУРЕНИЯ «INSITU»................410
15.1. Тест Бп11-оЦ..........................................411
15.2. Модель бурения in situ...............................412
15.3. Примеры формирования «моделей бурения in situ» с выбором долот и режимов бурения..........................414
16. МАЛОЛИТРАЖНЫЙ РЕЖИМ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ. НИЗКОВИБРАЦИОННЫЙ ЩАДЯЩИЙ РЕЖИМ............................422
16.1. Методика применения щадящего режима..................426
16.2. Результаты бурения в щадящем режиме..................429
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.................................................432

9

    ВВЕДЕНИЕ


    Становление современного бурения скважин обозначено патентованием в I860 году шарошечного породоразрушающего инструмента. В 1886 году Сваней запатентовал «шарошечное» долото, которое использовалось для разбуривания крепких пород. Развитие бурения обусловлено не только усовершенствованием конструкции долота, но и других составляющих буровой установки (БУ) таких как первый ротор, созданный в 1890 году, который во многом является прототипом современного; двухцилиндровые двойного действия поршневые насосы, заимствованные из промышленных паровых силовых установок, впервые примененные в роторном бурении в 1890 году; сам паровой привод и, наконец, стальные канаты, изготовленные впервые в 1849 году Дж. Реблингом.
    Современное бурение начинается с патента Говарда Хьюза (старшего) 1909 года на шарошечное долото с коническими шарошками. Нынешнее трехшарошечное самоочищающееся долото запатентовано только в 1933 году. С середины ХХ века в конструкцию долота внесено много изменений по вооружению, включая переход на вставное вооружение из твердого сплава в 1951 году с армированием вставок алмазами в 1977 году; по подшипникам и их смазке с герметизацией опоры в 1959 году и созданием лубрикатора с компенсационной системой в 1970 году; по гидравлической системе, с переходом на применение гидромониторных насадок в 1948 - 1953 годах, и по технологии их изготовления.
    С усовершенствованием породоразрушающего инструмента совершенствовалась и технология его эксплуатации. Для создания нагрузки на долото и увеличения жесткости низа бурильного инструмента начали применять утяжеленные бурильные трубы (УБТ). К 1933 году длина отдельной трубы УБТ увеличилась с 1,8 м до 6,0 и 9,1 м. Общая длина тяжелого низа выросла до 183 м и более с использованием в нагружении долота 75 % веса УБТ. Бурильный инструмент из простой колонны труб с долотом на конце преобразовался в сложную систему, взаимодействующую с забоем и стенками скважины и включающий УБТ различного типа, калибраторы, стабилизаторы, центраторы и даже амортизаторы. Частота вращения долота, обусловленная вращением бурильного инструмента, от хаотично высокой в форсированных режимах, в погоне за скоростью бурения, приобрела, с учетом безопасности работы инструмента, упорядоченную закономерность ее снижения пропорционально росту твердости пород. Для выноса выбуренной породы и охлаждения долота в 1901 году впервые была использована прокачиваемая через трубы вода. Позже, опытным путем, перешли к качественным глинистым буровым растворам. С 1920 года, после изобретения промывочных жидкостей, содержащих утяжелители, функции

10

промывочной жидкости расширились до управления дифференциальным давлением для обеспечения безопасности бурения. Такой успех, привлекший повышенное внимание к качеству промывочной жидкости, привел к приданию ей еще одной функции - обеспечение устойчивости стенок скважины. Кроме того, это еще и канал передачи энергии с устья скважины на забой в турбинном бурении, а позже, и канал связи с забоем.
    Турбинный способ бурения объединен с началом освоения отечественной промышленностью вращательного (роторного) способа взамен канатному и штанговому. Он возник и развивался параллельно роторному способу. В 1923-1924 годах М. А. Капелюшниковым осуществлена идея переноса привода долота к забою скважины применением гидравлического источника энергии, возникшая из-за несовершенства роторного способа. Турбобур состоял из одноступенчатой турбины мощностью в 7-10 л. с. и одно-, двух- или трехъярусного редуктора с планетарной зубчатой передачей, который снижал частоту вращения турбины с 2000-2500 мин⁻¹ до 15 - 30 мин⁻¹.
    Развитие роторного способа с увеличением нагрузки на долото диаметром 298 и 248 мм до 2,0 - 4,5 • 10 КН при частоте вращения ротора не более 60-70 мин⁻¹ и умеренной подаче промывочного раствора вытеснило к 1934 году бурение турбобурами М. А. Капелюшникова из-за сравнительно низких технико-экономических показателей. С этого времени совершенствование бурения идет в постоянном соревновании турбинного и роторного способов бурения.
    В 1935-1938 годах П. П. Шумиловым, Р. А. Иоаннесяном, Э. И. Тагиевым и М. Т. Гусманом создана конструкция безредукторного турбобура с многоступенчатой мощной турбиной, достаточно высокого КПД. Рост показателей эффективности при меньших осевых нагрузках по сравнению с бурением роторным способом был незначительным, как, в прочем, и результативность внедрения турбобура. Но через 2 года, благодаря улучшению качества обслуживания оборудования, разработке и реализации монтажной схемы, а также освоению способа турбинного бурения, показатели резко возросли, что и способствовало полному переходу на применение турбобуров. В 1949 году буровые работы с использованием забойных двигателей составляли 93 % общего объема бурения.
    В 1956-1957 годах при пересмотре и введении более рациональных конструкций скважин с общей тенденцией к уменьшению их диаметра до 214 и 190 мм начался новый этап развития турбинного бурения - борьба за оптимальные режимы бурения: уровень расхода промывочной жидкости, нагрузки на долото и частоты его вращения.
    На сегодня основной объем бурения горизонтальных и наклонно направленных скважин в России и за рубежом выполняется низкооборотными высокомоментными винтовыми забойными двигателями (ВЗД). Это объясняется

11

определенными преимуществами такого привода перед гидродинамическим (типичный представитель - турбобур): более высоким КПД, значительной величиной вращающихся моментов при сохранении необходимой частоты вращения, компактностью и простотой конструкции. Сегодня ВЗД разделены на среднеоборотные и высокооборотные двигатели. Среднеоборотные двигатели применяются в длительном цикле бурения вертикальных скважин и наклонных стволов большой протяженности на повышенных механических скоростях проходки при сохранении срока службы долота. Высокооборотные двигатели особенно эффективны при малой нагрузке на долото в корректировке направления ствола и зарезке боковых стволов.
    Снижение стоимости бурения при решении общей проблемы наращивания запасов энергетических ресурсов достигается повышением эффективности использования оборудования и инструментов, а также повышением техникоэкономических показателей, во многом зависящих от интенсификации процесса разрушения горных пород, долговечности работы долота и режимов эксплуатации бурильного инструмента.
    Целью предлагаемой книги ознакомление читателя с исторически передовыми компаниями, производящими шарошечные долота, с прогрессивными разработками этих сообществ, а также некоторыми конструкциями долотчиков ВНИИ буровой техники и частными решениями автора в долотостроении и технологии их применения.
    Методологически работа построена на классическом научном подходе, описанным еще Ньютоном. Метод определяется четырьмя фазами: наблюдение, анализ, моделирование или размышление и опыт. Для наблюдений в качестве статистической информации использован массовый производственный результат, например, информация по отработке долот, информация регистрирующих процесс бурения приборов и т. д. Использованы также наблюдения непосредственно буровой практики. Результаты наблюдений анализируются с учетом теоретических и практических изысканий других исследователей, а также косвенной информации при проведении нецелевых исследований. На базе этого формировались модели процессов, протекающих в скважине, необязательно математические, в большинстве случаев в данной работе лингвистические. Проводились экспериментальные исследования по уточнению сформированных моделей и определению возможностей управления внутри этих моделей. Экспериментальные исследования проводились как в лабораторных условиях с учетом методов физического моделирования, так и непосредственно на буровой, где коэффициенты подобия приравниваются единице. Отработанные модели переносились на бурящиеся скважины для реализации, т. е. опыта, в классическом понимании. В результате выработаны методологические решения, в которых описанный научный метод используется постоянно в ходе бурения,

12

например, выбор нагрузки на долото и частоты его вращения в начале долбления и, как минимум, при наращивании бурильного инструмента.
    Темп роста проходки за счет улучшения конструкций долот и режимов бурения, незначителен, что можно объяснить недостаточной изученностью ряда вопросов, касающихся процесса разрушения горных пород с дифференцированным учетом забойных условий, совершенствования шарошечных долот и усовершенствования режимов их эксплуатации.
    Изложение предлагаемой работы построено в классическом стиле, поэтому начинается с анализа исторического становления ведущих компаний по развитию шарошечных долот. Рассматривается история образования Hughes Tool Company, история образования Baker Oil Tools и Baker Hughes Incorporated с ее совместными предприятиями Schlumberger, и альянсом с PetroSkills. Анализируется ее предлагаемое приобретение компанией Halliburton и приобретение General Electric. Разбираются разделы группы бурения и оценки, а также бизнес-единицы: компания BJ Services, буровые растворы, направленное бурение и алмазные долота, измерения при бурении и Baker Hughes и General Electric.
    Представлены краткая история компании Security (сегодня Security-DBS Буровые долота и Сервисы Halliburton) и краткая история компании NOV REED Hycalog (нынешнее название компании NOV Downhole), а также истории компании Smith (сегодня Smith Bits дочерняя компания Schlumberger), компании ОАО «Волгабурмаш» (Россия) и компании Kingdream (Китай).
    Рассмотрено историческое становление шарошечного долота и вклад компании Hughes в буровую индустрию.
    Разобраны последние разработки ведущих компаний и состояние современных шарошечных долот компании Hughes Christensen: высокопроизводительные долота Ultra Max для роторного и высокоскоростного применения, долота Hydra Boss, долота STAR, долота со стальным вооружением, долота для твердых пород, долота MAXGT/MAX, долота ATMGT/ATM, долота новейшей технологии GT, долото ATJ и долота GTX/ATX. Рассмотрена технология RWD. Проанализированы дополнительные возможности трехшарошечных долот компании Hughes Christensen.
    Приведены гибридные долота «Кимера» компании Baker Hughes.
    Проанализирован вклад в бурение шарошечными долотами компании Security-DBS (теперь Буровые долота и Сервисы Halliburton). В частности, долотами со вставным вооружением, долотами со стальным вооружением.
    Представлены конструкции подшипников долот, в частности подшипник с двойным уплотнением, а также с гидродинамическим уплотнением.
    Отдельно к специальным характеристикам долота выделена HF-148 наплавка зубьев.

13

    Рассмотрены долота со стальными зубцами и долота со вставными зубьями Долота со вставными зубьями для мягких пород, для пород средней твердости и для твердых пород.
    Особо выделены долота с продувкой воздухом герметичные и негерметичные с подшипниками качения.
    Рассмотрены долота, применяемые в управлении отклонением ствола скважины, долота для направленного бурения и направляющая-Тгак ™ Groove, а также дополнительные возможности долот компании Security.
    Вклад компании Smith Bits в дизайн шарошечного долота за счет изменения в конструкциях шарошечных долот. Разработано герметизированное долото Gemini с двойным уплотнением, долото ТС1, оптимизированное под карбонаты Shamal, долото Xplorer Premium, Xplorer Expanded долото с фрезерованными зубцами для бурения от мягких до твердых пород. Разработаны долота Kaldera для бурения геотермальных и высокотемпературных скважин, а также долото FH ТС1. Разработана технология двухшарошечного долота ТСТ. Представлены долота с открытыми подшипниками и обычным стальным и твердосплавным вооружением, а также дополнительные возможности долот компании Smith Bits.
    В авторском дизайне установлено, что отрицательное смещение осей шарошек способствует самонагружению долота. Разработана модель и скомпонованы самонагружающиеся шарошечные долота 0190,5 мм из секций серийных долот 190,5С-ЦВ с реализацией в бурении на воду.
    Установлено различие в износе периферийного и основного вооружения у долот типа «ТЗ», «СЗ» и «М3». Износ твердосплавного вооружения в глубоком бурении не дает сколько-нибудь ясного представления о влиянии износа периферии на стойкость долота. Подклинка шарошек при выходе из строя опоры способствует большему износу вооружения периферии, чем основных венцов. При износе периферийных венцовхи долота реакция со стороны стенки скважины может достигать удвоенной величины реакции забоя, приходящейся на изношенную часть периферии.
    Значимый (троекратный) рост крутящего момента на долоте вследствие увеличения реакции со стороны стенки скважины на изношенную периферию является причиной смены долота в горнорудной промышленности.
    Снизить износ периферийного вооружения шарошечных долот и облегчить условия работы периферии долота возможно формированием ступенчатого забоя у стенки скважины разделением функций по разрушению забоя и фрезерованию стенки скважины между венцами, определяющими ступеньку.
    Размеры ступеньки определяются размерами зоны естественного скола, происходящего при минимальных энергетических затратах.

14

    Экспериментально установлено, что поле размеров периферийной ступеньки делится на области эффективного ее разрушения и минимальной эффективности, в которой характер разрушения приближается к характеру разрушения плоского забоя.
    Для больших гидростатических давлений (условия глубокой скважины) оптимальные размеры периферийной ступеньки несколько большие с соблюдением соотношения.
    Стендовые исследования натурных долот со ступенчатой периферией оптимального размера показали полное отсутствие ступеньки на забое, что свидетельствует об эффективности методики по выбору размеров и форм ступенек.
    Промысловая отработка долот со ступенчатой периферией оптимального размера показали превосходство над серийными в 50-79 % по проходке и 30 % по механической скорости бурения.
    Методика по выявлению наиболее эффективной конструкции долота, связывающая последовательную цепочку комплексов исследований от разрушения единичным зубом, через бурение модельными долотами, до выхода на реальную конструкцию долота с его промышленным испытанием и последующим внедрением высокоэффективна и достаточно надежна.
    Усовершенствованная модель долота Э 215,9 Т-ПВ под шифром 10Э 215,9 Т-ПВ внедрена малой промышленной партией в количестве 60 шт. на различных предприятиях горнорудной промышленности.
    Установлено влияние баланса скольжения между основным и периферийным вооружением на его износ. Нарушение баланса в ту или иную сторону закладывается в зависимости от задач, поставленных перед конструкторами долота. Расчет вооружения каждой шарошки производится отдельно, при этом максимальное значение ширины периферийной ступеньки принимается за основу для всего долота.
    Усилить зацепление периферийного вооружения со стенкой скважины можно изменением геометрии периферии, в частности введением обратного «стабилизирующего» конуса, образующая которого может быть определена с привлечением результатов исследований по разрушению ступеньки, точнее, полем ее размеров. Все варианты положения «стабилизирующего» обратного конуса относительно плоскости чистого качения шарошки эффективны.
    Разработано долото 2Э 215,9 Т-ПВ, у которого при постоянстве притупления зуба снижена площадь контакта за счет уменьшения длины его рабочей поверхности, что достигается размещением этой поверхности в плоскости перпендикулярной оси долота в рамках многоконусности шарошек. Долото 2Э 215,9 Т-ПВ превосходит серийные по механической скорости на 40-70 %, причем это превосходство повышает проходку на долото на 30 %. Характер износа вооружения долота 2Э 215,9 Т-ПВ отражает рациональную форму забоя,

15

неплохо согласующуюся с проблемами очистки забоя и пространственную форму рабочей поверхности долота, поскольку она получена путем естественного износа.
    Разработана и изготовлена серия многоступенчатых долот двух моделей: ЗЭ 215,9 Т-ПВ и 6Э 215,9 Т-ПВ, превосходящих серийные долота по скорости бурения на 70-З00 % в зависимости от физико-механических свойств горных пород, предопределяемых районами отработки и достаточности мощности компрессоров, выносящих выбуренную породу.
    Для глубокого бурения разработаны конструкции многоступенчатых долот с твердосплавным вооружением: 215,9 СЗ-ГВ; 215,9 СЗ-ГАУ, подготовлены рабочие чертежи на их изготовление.
    Разработано антитрекинговое вооружение шарошечных долот в виде широких дисков на последующих шарошках, разрушающих гребни, формируемые вооружением впереди идущих шарошек.
    Представлены макеты вооружения долота типа «М» содержащими наряду с зубчатым дисковое вооружение, которое предназначено для нарезания породы лентой с последующим дроблением зубьями. Варианты формы забоя облегчают сдвиг породы в направлении периферии. Как вариант для изменения направления сдвига породы в сторону периферии возможно применение отрицательного смещения осей шарошек. Для улучшения зацепления периферийного вооружения на периферии забоя, наряду с увеличенным смещением осей шарошек, вводится «стабилизирующий» обратный конус, а также максимально выносятся гидромониторные узлы с направлением струй с максимальным углом под набегающую периферию долота для локального упрочнения породы на периферии забоя в момент взаимодействия с ней периферийного вооружения.
    В плане дизайна опоры предложены опоры с механическими компенсаторами люфтов узлов и деталей в виде тарельчатых пружин, устанавливаемых под пятой шарошки и концевым пальцем, а также механизма, в виде концевого пальца, соединенного с цапфой левым резьбовым соединением и подпружиненного относительно цапфы.
    Для долот с менее защищенной периферией и большим смещением осей шарошек разработан компенсатор осевого люфта в радиальном направлении, снижающий потерю диаметра долота при износе периферии за счет износа замкового подшипника. Внутренний «буртик» замкового подшипника выделен в виде подвижного по резьбе вдоль оси цапфы кольца. К преимуществам рассмотренной опоры следует отнести ее «холодную» сборку.
    Для снижения или даже устранения радиального люфта предложена опора с самовосполнением изношенной части подшипника скольжения за счет при

16

менения вкладыша переменной толщины, убывающей по ходу вращения шарошки.
    Испытаны опоры с повышенным объемом смазки, в которых удаленная часть объема цапфы, не участвующая в работе опоры и не влияющая на ее прочность, используется как полость для смазывающего материала, размещенного в непосредственной близости от области контакта сопрягающихся поверхностей.
    Разработана полимерная смазка высокой теплопроводности и повышенной прочности для долот с открытой опоры взамен применяемой в таких долотах промывочной жидкости. Повышение теплопроводности достигается введением в состав полимера пудры и мелких частиц из мягких металлов высокой теплопроводности.
    Партия долот, наполненных полимерной смазкой состава материала: ЭД-16-60 %, дибутилфтолат - 20 %, отвердитель - 10 %, графитовая смазка -5 %, алюминиевая пудра - 5 %, на скважине № 10 Сев. Хоседаю Нарьян-Марской НГРЭ в интервале 2765-2926 м установила превосходство по проходке над серийными в 1,5-2 раза.
    Разработанная технология массовой герметизации долот с открытой опорой смазкой УС-1, основой которой является эпоксидная смола К-153 и отвердитель и в составе которой, в качестве наполнителя используется графит, медная пудра, цинковый и свинцовый порошки с дополнительным введением 1,5 % бронзовой пудры и 5 % смазывающей добавки «Литол-24», реализована на производственной базе предприятия ООО Актюбнефтемашсервис. Изготовлена и смонтирована термокамера, подготовлен персонал.
    В качестве полимера для наполнения открытой опоры целесообразно использовать рекламируемый компанией Hughes Christensen «Оптимизированный эластомерный материал» с испытанными и заявленными в а. с. № 3964911 наполнителями.
    Опыт применения полимерной смазки целесообразно распространить на использование и в других механизмах с подшипниками качения, которые работают в абразивной среде бурового раствора, например, в шпинделях ГЗД.
    Разработана схема герметизации опоры долота гидравлическим затвором, в которой высоковязкая смазка (пушечное сало) выдавливается из пенала, размещенного в полости ниппеля долота, давлением промывочной жидкости в гидравлические затворы, размещенные на месте уплотнений шарошек.
    Предложена схема утилизации продуктов износа герметизированной опоры размещением на ней карманов-ловушек.
    В дизайне гидравлики долота предложен макет, формирующий профиль забоя, обеспечивающий улучшение его очистки.

17