Пути повышения эффективности работы буровых шарошечных долот

Сводная таблица  показателей бурения по скважинам.                Таблица 1.

Комплексный сопоставительный анализ качественных характеристик применительно к результатам бурения на Пиненковской площади скважин №38, №34, №33, №50 приводит к выводу, что важнейшим показателем является проходка на долото. Из таблицы 1 видно влияние качества импортных долот на среднюю проходку. Если средняя проходка на скважинах №33 и №50 практически идентична, то на скважине №38 - в 1,5 раза больше, чем на скважине №50, а на скважине №34 средняя проходка- в 2,3 раза, чем на скважине №50. При этом стабильность показателей у импортных и отечественных долот отличается незначительно. Применение импортных долот диаметром 215,9 мм в основном интервале бурения при глубине скважин 2000 м, 2500 м, 3000 м сокращает их количество на 5 - 10 штук. Соответственно, экономится время строительства скважин за счет сокращения СПО от 40 до 100 часов. При этом разброс по времени механического бурения на этих скважинах составил значительную величину.

Общие выводы по результатам представленных данных таковы:

1. Прирост проходки на долото за счет смешанного, наиболее рационального, применения импортных и отечественных долот на скважинах №38, №34, №33, в сравнении с применением на скважине №50 только отечественных долот составляет до 135%.
2. При проектировании строительства скважин, особенно при увеличении объемов бурения, наиболее целесообразно применение в верхних интервалах наиболее простых и дешевых долот с открытой опорой - отечественных, таких типов, как: III 490 С-ЦВ, III 393,7 С-ЦВ, III 393,7 С-ЦГВУ, III 295,3 С-ГВ, III 295,З СЗ-ГНУ, III 215,9 СЗ-ГВ, III 190,5 С-ГВ и бурильных головок 212,7/80ТЗ. В интервале с 1000-1100 метров и до проекта целесообразно применение импортных долот разных фирм типа ГАУ.

     Хороший  результат в решении проблемы  сокращения сроков строительства скважин дает и применение одно- и двухшарошечных долот. Однако, их эффективно применять только в породах средней твердости - несцементированных известняках при бурении глубоких скважин - от 3500 м и ниже. Это происходит за счет применения черпакообразных зубков режущего типа на одношарошечных долотах и достаточно острых черпакообразных зубков на двухшарошечных долотах и мощных, практически безаварийных опор. В то же время на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», где высок разброс по характеристикам пород - от мягких до твердых и твердо-крепких - наличие больших пропластков вязких сцементированных глин с вкраплением скварцованной гальки, диктует необходимость применения, в основном, трехшарошечных долот типов СЗ, ТЗ, ТКЗ, а применение долот РDС и одношарошечных нецелесообразно. Это подтверждено неоднократными промысловыми экспериментами в разные годы.

С целью определения  возможности работы опор скольжения при высокооборотном бурении проведены промысловые исследования долот диаметром 190,5 мм серии ГАУ в ПГО Мегионнефтегазгеология и Обьнефтегазгеология. Использовались турбобуры ТПС-172 и ЗТСШ1-172, имеющие частоту вращения вала в режиме максимальной мощности соответственно 300 – 350 и 475 – 525 мин^-1. Таблицы 2-3. Для всех типов долот, где наблюдается износ опоры П 2 и более, характерно нарушение герметизации опоры. По нашему мнению, это связано в первую очередь с износом козырьков лап. Наблюдения показывают, что козырьки лапы истираются преимущественно с набегающей стороны, что вызвано дроблением выносимого с забоя шлама между спинкой лапы и стенкой скважины. При этом мелкий шлам служит причиной интенсивного разрушения манжеты и затем опоры.

Износ элементов III 190,5 М-ГАУ при турбинном бурении.     Таблица 2.

Таким образом, можно  сделать вывод о том, что долота серии ГАУ при турбинном бурении работоспособны, а их стойкость лимитируется долговечностью вооружения, которая составляет 8 – 12 часов. Время работы долота в зависимости от литологических особенностей пород составляет 4,5 – 25часов.

Износ элементов III 190,5 С3-ГАУ при турбинном бурении.      Таблица 3.

Проведены испытания опытно-промышленной партии долот III 190,5 М3-ГВ. (Табл. 4.)  В ПГО Мегионнефтегазгеология в интервале 1000 – 2100 м было отработано 28, а в ПГО Обьнефтегазгеология в интервале 1050-2000 м – 29 долот. Они имели вооружение в виде зубков типа М (новой формы, разработанной нами) диаметром 11 и 13 мм на вершинных и основных венцах с вылетом 6 и 7 мм соответственно. Смещение осей шарошек в плане составляло 7 мм. Опора имела рациональное соотношение размеров тел качения подшипников. Параметры режима бурения изменялись в следующих пределах: осевая нагрузка на долото 80-160 кН; расход бурового раствора – 18-25 л/с, давление на стоянке 8-15 МПа. Буровой раствор имел плотность 1,04-1,20 г/см³, условную вязкость 18-32 с, водоотдачу 6 -10 см³/30 мин. Опытные долота и базовые серийные были отработаны в сочетании с турбобурами ТПС-172 и ЗТСШ-172. Сравнительные результаты испытаний приведены в таблице 5, из которой видно, что долота III 190,5 М3-ГВ превосходят III 190,5 С3-ГВ по проходке на 44,2 – 55,4%, по стойкости на 45,2 – 46,2 % при примерно равной механической скорости. Главным фактором выхода из строя опоры долота было увеличение радиального люфта подшипников из-за абразивного износа. Заклинка шарошек отмечалась не ранее, чем после 7 часов бурения.

Показатели  работы опытных и серийных долот.            Таблица 4.                                                                                    

Применение зубков новой формы  и разработка новых эффективных  уплотнений позволили создать гамму долот для высокооборотного турбинного бурения с опорой типа ЦАУ диаметром 190,5 и 215,9 мм.

Успешно проведены промысловые испытания новых, разработанных нами буровых шарошечных долот при бурении нефтяных и газовых скважин в ОАО «Самаранефтегаз», ПГО «Тюменьгеология», «Мегионнефтегазгеология» и многих других (Табл. 5.), а также горнорудных долот в ОАО «Ураласбест».

   Сводная таблица результатов работы долот, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин.                                          Таблица 5.