• Снижение обратного угла повышает Vmex;

• Выбирается в соответствии с условиями бурения с учётом получения максимальной производительности долота.

Больший обратный угол резания соответствует более мягким породам и наоборот.

Величины обратных углов

• 5° – 10° Очень мягкие – глины, сланцы, высокие скорости бурения;

• 15° Универсален, мягкие поды – сланцы;

• 20° Универсален, дольше жизнь резца, абразивные породы;

• 30° Крепкие породы, типично для калибрующих резцов. [94]

Рис. 5.13. Типовые обратные углы резания

Рис. 5.14. Обратный угол резания

• С твердосплавным вооружением;

• С комбинированным вооружением:

• Твердосплавное вооружение + PDC;

• Для бурения с отбором керна;

• Для зарезки боковых стволов;

• Для наклонно-направленного бурения;

• Для бурения с одновременным расширением ствола скважины (бицентричные долота)

• Ступенчатые.

Рис. 5.15. Типы долот PDC

Рис. 5.16. Характеристика износа сегментов долот PDC

Таблица 11. Классификация долот PDC по коду IADC

Перспективным направлением совершенствования долот PDC, являются долота с матричным корпусом. Матрица изготавливается из композиционных материалов. Металлическая матрица композиционных материалов (спеченный твердый сплав, обладающий высокими противо абразивными, упруго пластичными свойствами и микро твёрдостью) выбирается из условий получения максимальной удельной прочности материала, обеспечения связи между упрочняющими элементами и получения необходимых технологических и эксплуатационных свойств. Она обеспечивает передачу нагрузки на волокна, вносит существенный вклад в модуль упругости и снижает чувствительность к концентраторам напряжений. В качестве матриц используются магний, алюминий, титан, кобальт, никель и их сплавы, стали. [48]

В отличие от долот с одноразовым стальным корпусом, матричные долот подлежат ремонту. Восстановление PDC долота позволяет значительно увеличить его ресурс. Износ PDC долота в основном заключается в абразивном истирании PDC резцов, скалывании их алмазных пластин, а также утрате PDC долотом номинального диаметра и возникновении кольцевых проточек на его корпусе.

Бицентричные долота рис 5.17. предназначены для бурения с одновременным расширением ствола скважины, разработаны как альтернатива раздвижным шарошечным расширителям. Область применения – бурение ниже башмака спущенной колонны, диаметром более диаметра колонны. Пилот центрует долото по оси скважины, расширитель расширяет и формирует увеличенный ствол скважины. [48] Разработаны в СССР в г. Киеве. Впервые успешно применены и доработаны с участием автора в Арчединском УБР П/О Прикаспийбурнефть, при бурении скважин под хвостовик на Тенгизском нефтяном месторождении. Были оснащены твердосплавным вооружением, получен диаметр 240 мм. В дальнейшем компании Smith bits, Bakker, Reed и др. западные компании значительно улучшили показатели бицентричных долот, за счет использования резцов PDC.

Рис. 5.17. Бицентричное долото

Код IАDC является универсальным и при наличии большого количества производителей всегда можно подобрать аналог долота любого производителя. Зная код износа по коду IАDC, можно оперативно подобрать замену долота, что снизит риск простоя (Табл. 12). В России износ долота определяется по коду ВНИИБТ обозначается, где В – износ вооружения, %; П – износ опоры; Д – износ по диаметру, К – количество заклиненных шарошек. 215,9МСЗВ-04 В2П2Д3(к-1).

Результаты работы долота заносятся в карточку работы долот: по горизонтам, под каждую колонну (т. е. по диаметрам), по вооружению, в целом по скважине, в целом по буровому предприятию.

Зарубежные долота описываются более детально, для чего разработана методика оценки износа долота.

Рис. 5.18. Код IADC стандартная форма описания долот

Группа «Т» – режущая структура долота

1 – Внутренние венцы (I) – описывается средний износ резцов, расположенных внутри 2/3 радиуса долота.

2 – Наружные венцы – описывается средний износ резцов, расположенных на наружной 1/3 радиуса долота

3 – Характеристика износа режущей структуры долота

4. Местоположение (L)

Буквенный или цифровой код используются, чтобы указать местоположение на режущей поверхности долота, где отмечен характерный износ

5. Подшипниковые узлы(B)

Это графа используется для оценки и описания только для шарошечных долот. В случаях работы с алмазными долотами поставьте букву «Х».

6. Потеря диаметра долота (G)

8. Причина прекращения отработки долота ®

Восьмая графа используется для записи причины прекращения отработки долота. [43]

Таблица 12. Характеристики износа шарошечных долот.

Таблица 13. Коды операций производимых работ по скважине

Алмазные бурильные головки, как по своим конструктивным особенностям, так и по характеру воздействия на породу и столбик керна, в наибольшей степени подходит для колонкового бурения. По конструкции оси очень просты. Недостаток – высокая стоимость алмазов. По технологии изготовления имеют много общего с алмазными залежами. Поэтому могут классифицироваться на два класса – с природными и синтетическими алмазами и те же разновидности – радиальную, радиально-ступенчатую и спиральную.

С природными алмазами – три разновидности радиальные, однослойные ступенчатые и импрегнированные. КР 212 / 80 СТ2. К – бурголовка колонковая, Р – радиальная разновидность, 212/80 – наружный диаметр головки и керноприемника.

С синтетическими алмазами – две разновидности однослойные и импрегнированные ступенчатые. Бурильные головки ИСМ вооруженные вставками со сверхтвердым материалом; славутич выпускается одной разновидности МС – для бурения с отбором керна в среднемягких породах (М, МС, С). [9]

Одной из главных задач при бурении скважин является получение информации о породах залегающих на глубинах, перспективных по наличию углеводородов, а в параметрических скважинах все вскрываемые скважиной породы представляют интерес, как для исследователей, так и для практического применения. Керноприемное устройство предназначено для приема, отрыва от массива горных пород и сохранения керна в процессе бурения и во время его транспортирования по скважине и далее вплоть до его извлечения для исследований Керноприемные устройства, согласно ГОСТ 21949–76, должны выполняться в следующих разновидностях: 1) Р – для роторного бурения; 2) Т1 – для турбинного бурения со съемным керноприемником; 3) Т2 – для турбинного бурения без съемного керноприемника. Керноприемное устройство Р2 1-го типа производится в единственной модификации – в виде снаряда Недра, в одной модели КДПМ-190 / 80 – для отбора керна диаметром 80 мм. Керноприемные устройства 2 типа предназначены для отбора керна из средне – и малопористых, перемежающихся пород, слабо размываемых промывочной жидкостью, мало разрушаемых. Они выполняются с несъемным, изолированным от потоков промывочной жидкости керноприемником и применяются при низкооборотном бурении.