Шарошечное долото для бурения нефтяных и газовых скважин

втулка.cdw

Сталь 40Х ГОСТ 4543-71
КП-151000.62.03.-081103033.01.01.003

корпус.cdw

КП-151000.62.03.-081103033.01.01.001
Сталь 18ХНЗМА ГОСТ 4543-71

1,2,3.doc

Бурение скважин — это процесс сооружения направленной горной выработки
большой длины и малого (по сравнению с длиной) диаметра. Начало скважины на
поверхности земли называют устьем дно — забоем.
Нефть и газ добывают строя скважины. Основные процессы их
строительства — бурение и крепление. Необходимо осуществлять качественное
строительство скважин во все возрастающих объемах при кратном снижении
сроков их проводки с целью обеспечить народное хозяйство страны нефтью и
газом во все возрастающих количествах при снижении трудо и энергоемкости и
Весь цикл строительства скважин до сдачи их в эксплуатацию включает
следующие основные последовательные звенья:
- строительство наземных сооружений;
- углубление ствола скважины осуществление которого возможно только
при выполнении двух параллельно протекающих видов работ — собственно
углубления и промывки скважины;
- разобщение пластов состоящее из двух последовательных видов работ:
укрепления (крепления) ствола скважины опускаемыми трубами соединенными в
колонну и тампонирования (цементирования) заколонного пространства;
- освоение скважин. Часто освоение скважин в совокупности с некоторыми
другими видами работ (вскрытие пласта и крепление призабойной зоны
перфорация вызов и интенсификация притока флюида и др.) называют
заканчиванием скважин.
Подавляющее большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к
осадочным горным породам. Основными физико-механическими свойствами горных
пород влияющими на процесс бурения являются: упругие и пластические
свойства твердость абразивность и сплошность. Основной вид деформации
под действием которой породы в процессе бурения разрушаются — вдавливание.
Бурение скважин — единственный источник результативной разведки и
приращения запасов нефти и газа. При бурении нефтяных и газовых скважин
основным инструментом при помощи которого происходит разрушение горной
породы на забое и образуется собственно скважина является долото.
По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются
Долота режуще-скалывающего действия разрушающие породу лопастями
наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания
Долота дробящее - скалывающего действия разрушающие породу зубьями
или штырями расположенными на шарошках которые вращаются
вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим
действием зубья (штыри) шарошек проскальзывая по забою скважины скалывают
(срезают) породу за счет чего повышается эффективность разрушения пород.
Следует отметить что выпускаются буровые долота и бурильные головки только
дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в
результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою
скважины. Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для
разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости твердых крепких
и очень крепких пород.
Долота истирающе-режущего действия разрушающие породу алмазными
зернами или твердосплавными штырями располагающиеся в торцовой части
долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и
твердосплавными штырями в торцевой части применяются для бурения
неабразивных пород средней твердости и твердых. Долота лопастные
армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями — для
разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.
По назначению все буровые долота классифицируются по трем классам:
- долота для сплошного бурения разрушающие породу в одной плоскости
- бурильные головки для колонкового бурения разрушающие породу по
- долота для специальных целей (зарезные расширители фрезеры и др.).
Долота для сплошного бурения и бурильные головки для ко-лонкового
бурения предназначены для углубления скважины. Вы-пускаются они различных
типов что позволяет подбирать нужное долото. Долота для специальных целей
предназначены для работы в пробуренной скважине и в обсадной колонне.
Долота независимо от их назначения конструкции и типа нормализованы по
Буровое долото испытывает при работе значительные статические и
динамические осевые нагрузки и действие переменного крутящего момента.
Поэтому их конструкция должна быть рассчитана на экономически обоснованный
срок службы так как долото является инструментом одно-разового
использования. Восстановление долот экономически не оправдывается при
современной технике их производства. Попытки создания долот со сменными
рабочими органами до настоящего времени не дали положительных результатов.
1 Описание устройства
Шарошечные долота представляют собой наиболее универсальный
породоразрушающий буровой инструмент поскольку область их применения
охватывает практически все многообразие горных пород: от очень мягких до
В России а также в США и других зарубежных странах для бурения
нефтяных и газовых скважин в основном используют шарошечные долота с
коническими шарошками. Шарошечные долота предназначены для сплошного
бурения нефтяных газовых и геологоразведочных скважин а также скважин
различного назначения в горнодобывающей промышленности и строительстве с
очисткой забоя жидкостью или воздухом.
Шарошечные долота имеют следующие преимущества по сравнению с
- площадь контакта шарошечных долот с забоем значительно меньше
чем у лопастных долот но длина их рабочих кромок больше что
значительно повышает эффективность разрушения горных пород;
- шарошки долота перекатываются по заоою в отличие от лезвии
лопастного долота скользящих по нему вследствие чего интенсивность
износа зубьев шарошек значительно меньше интенсивности износа лезвий
- вследствие перекатывания шарошек по забою крутящий момент
потребляемый долотом сравнительно невелик поэтому опасность
заклинивания шарошечного долота сводится к минимуму.
Для повышения ресурса долот в их конструкции используются опоры
скольжения и вооружение шарошек твердосплавными зубками. Для наиболее
тяжелых условий эксплуатации разработаны долота с элементами герметизации
Шарошечные долота изготовляют с различным числом шарошек. В
свою очередь шарошки могут быть одно- двух- и трехконусными со смещением
или без смещения оси вращения относительно оси долота. Несмотря на их
большое разнообразие конструктивно шарошечные долота выполнены однотипно.
Шарошечное долото представляет сложный механизм. В процессе его
изготовления обеспечивается выполнение 414 размеров. Размерные цепи долот
состоят из 224 звеньев геометрически связанных .линейными и угловыми
размерами выполняемыми по различным системам допусков и посадок. В
зависимости от размеров долото изготовляют секционным или цельнокорпусным
Простейшая конструкция корпусного трехшарошечного долота (в отличие от
секционного и бескорпусного) с центральной промывкой показана на рис. 1
(без сопел) и на рис. 2 (с соплами).
Рисунок 1- Корпусное шарошечное долото Д394С
– корпус 2 – лапа 3 – цапфа 4 – подшипники 5 – подшипники
– каналы 7 – шарошки.
Долото состоит из следующих основных узлов: литого корпуса 1 лап 2
узла опор включающего цапфу 3 и подшипники 4—6 шарошек 7 и очищающего или
промывочного узла. В состав последнего могут входить сопла 8 и 9
формирующие высоконапорный поток бурового раствора а также каналы 10 (рис.
) просверленные в корпусе 1. Верхняя часть 11 корпуса обычно называется
присоединительной головкой так как она служит для присоединения к
переводнику или нижнему концу бурильной колонны. В данном случае она
выполнена в виде муфты с внутренней конической резьбой 12.
На нижней части корпуса 1 обычно предусмотрены пазы в которые
вставляют лапы 2 со смонтированными шарошками. Лапы приваривают к корпусу 1
прочными сварными швами.
Рисунок 2- Корпусное шарошечное долото Д394Г
– присоеденительная головка 2 – бобышки 3 – лапа 4 – торец
– поверхность 6 – тыльная часть 7 – козырек лапы 8 – покрытие
– кольца 10 – сопла 11 – уплотнения 12 – приливы.
Конструкция показанная на рис. 1 характерна для отечественных долот
диаметром 394 мм и более; большинство трехшарошечных долот выполняются
секционными. Внешний вид и внутренние элементы секционного трехшарошечного
долота показаны соответственно на рис. 3 и рис. 4.
Секционное шарошечное долото собирается из секций свариваемых вместе
по всему наружному контуру сопрягаемых поверхностей. При этом верхние
сегментные части секций образуют присоединительную головку 1 на которой
затем нарезается коническая наружная (ниппельная) резьба (см. рис. 3).
Средняя часть долота составляет также единое целое в результате сваривания
лап 3. На наружной поверхности лап 3 предусмотрены приливы 12 кромки и
ребра жесткости а также округлые полуцилиндрические приливы («бобышки») 2
под промывочные сопла (насадки) 10.
В СНГ сопла изготовляют обычно из металлокерамического материала.
Сопла 10 закрепляют при помощи удерживающего замка (в данном случае
стопорного кольца 9). Герметизация зазора между соплом и внутренней стенкой
полости (гнездо пролива 2) обеспечивается обычно резиновым уплотнением 13.
Козырек 7 лапы обычно (как и в приведенном случае) защищается
антиабразивным покрытием 8 приближенным к торцу
шарошки и ее тыльной части 6 называемой часто обратным конусом. На
тыльной части 6 шарошки также наплавляют защитное покрытие с хорошо
сопротивляющейся абразивному износу калибрующей поверхностью 5 разделяемой
одной из конических поверхностей корпуса шарошки. Вершина первой шарошки в
данном случае как и у долота со стальным вооружением некоторых других
типов выполняется с лопатовиднымн элементами и называется лопаткой 28.
Ряд породоразрушающих элементов расположенных примерно по одной
окружности называется венцом. Венец 22 находящийся на периферии (у
основания) шарошки называется периферийным или калибрующим поскольку он
не только углубляет забой но и калибрует стенку скважины. Средние 21 и
привершинные 20 венцы принято называть основными. Основными конусами
шарошек условно именуют конические поверхности находящиеся не на тыльной
а на передней (основной) стороне шарошки ближе к вершине; от них начинают
Рисунок 3- Секционное трехшарошечное долото типа XV
Различают также промежуточные дополнительные конусы расположенные
между основным и обратным конусом в двух- и трехконусных шарошках.
Часть конуса 16 шарошки расположенная между двумя венцами называется
межвенцовой расточкой 30. Если она выполняется в виде узкого но
значительного углубления между венцовыми поясками над которыми выступают
рабочие породоразрушающие элементы то в этом случае ее иногда называют
Стальной выфрезированный породоразрушающий элемент шарошки принято
называть зубом или реже зубцом а твердосплавный вставной (изготовленный из
спекаемого обычно карбидовольфрамового порошка) — зубком или штырем 29 (см.
рис. 3). Углубление между двумя соседними зубьями расположенными на одном
и том лее венце называют обычно выемкой 23. Значительную выемку
образованную на месте одного-двух срезанных зубьев или сбоку одного из них
принято называть выфрезировкой.
Нижняя часть 18 зуба — основание а верхняя 19 — вершина. Ребра
сопряжения поверхностей вершины зуба а нередко и всю вершину полностью
неправильно обобщают единым названием «режущая кромка».
Поверхность 26 зуба обращенную к периферии — к периферийному венцу
шарошки принято называть обычно наружной стороной а поверхность 27
обращенную к вершине — внутренней стороной зуба. Поверхность 25
обращенная по направлению вращения шарошки называется набегающей или
передней гранью (реже передней стороной или передним крылом зуба) а
поверхность 24 направленная в противоположную сторону — тыльной или
задней гранью (стороной). Рабочие поверхности стальных зубьев шарошки и
других быстроизнашивающихся элементов долота нередко защищаются
наплавляемым антиабразивным покрытием.
На верхнем торце присоединительной головки 1 выбивают размер
заводской номер и тип долота товарный знак и номер партии долот.
Широкий проходной канал ограниченный внутренними стенками головки 1
принято называть внутренней полостью 14 долота а заплечики
— упорным уступом (торцом) который обычно имеет скошенную фаску.
На рис. 3 видны также крышка 17 компенсатора и предохранительный
сбрасывающий обратный клапан 11 автономной герметизированной принудительной
системы смазки элементов опоры шарошки.
Внутренние элементы долота показаны на рис. 4 и рис. 5 а крышка или
пробка 20 компенсатора 25 — на рис. 5. Опора шарошки долота обычно состоит
из консольной цапфы 2 составляющей единое целое с лапой 15 и подшипников
позволяющих шарошке при вращении долота свободно вращаться относительно
цапфы и передавать осевые и радиальные
нагрузки. Один из подшипников одновременно с отмеченными функциями
выполняет также роль запирающего фиксирующего устройства удерживающего
шарошку на цапфе от продольного смещения. Поэтому такой подшипник называют
замковым. Как правило он выполняется в виде шарикоподшипника 12. Его шары
заводятся в соответствующее гнездо через цилиндрический проход 16
просверливаемый в цапфе и запираемый после их установки специальной
деталью называемой замковым пальцем 18. Эта деталь имеет форму7 штыря а
выполняет роль пробки заходящей в проход
и не позволяющей шарам выкатываться из беговой дорожки 10.
В пальце 18 на одном его конце (переднем) вытачивается сферический
вырез 17 точно соответствующий (при совместной обработке пальца с цапфой)
профилю внутренней беговой дорожки 10 замкового подшипника а на другом —
канавка 19 под сварочный шов фиксирующий правильное положение пальца и
препятствующий его смещению и выпадению.
Рисунок 4- Элементы опоры шарошки.
– плоскости 2 – торец 3 – подшипник 4 – втулка 5 – днище
– шайба 7 – гнездо 8 – гнездо 9 – подшипник 10 – буртик
- ролик 12 – дорожка 13 – уплотнение 14 – резервуар 15 – канал
– диафрагма 17 – пробка 18 – подпятник.
По обеим сторонам замкового подшипника обычно монтируют большой и
малый подшипники. Большой подшипник у многих отечественных и зарубежных
долот состоит из беговой дорожки 14 роликов 13 и направ
ляющих плоскостей 1. Он отделяется от замкового шарикового подшипника
Малый подшипник чаще всего выполняется в виде подшипника скольжения с
втулкой 4 которая впрессовывается в гнездо 8 высверливаемое в шарошке.
Втулку 4 часто называют фрикционной. Торцовая (концевая) 3 и боковая
поверхности цапфы на участке этого подшипника как правило наплавляются
тонким антиабразивным покрытием.
В состав опоры как правило входит также подшипник 9 в виде планшайбы
с накаткой 6 по боковой поверхности и со шлифованным днищем 5. Подпятник
впрессовывают в соответствующее ему гнездо 7 высверленное в днище шарошки.
Его нередко называют концевым упорным подшипником однако под концевым
подшипником также подразумевается малый подшипник с фрикционной втулкой 4
или весь комплекс элементов скольжения включая втулку 4 и подпятник 9.
В случае если опора долота герметизирована (см. рис. 5) в ее состав
чаще всего включают также сальниковое уплотнение 23 гибкую диафрагму 21
(являющуюся основной деталью компенсатора) заполняемый смазкой резервуар
(или лубрикатор) 24 каналы для смазки 22 и крышку или пробку 20
перекрывающую полость резервуара 24.
В Российской Федерации для бурения нефтяных скважин выпускаются одно-
двух- и трехшарошечные долота.
Рисунок 5- Секция долота с герметизированной опорой.
2 Виды шарошечных долот
2.1 Одношарошечные долота
Эти долота разработаны в СевКавНИПИ. Все они относятся к одному классу
(с твердосплавным вооружением) и одному типу С3 (по прежнему обозначению
С1) – для средних преимущественно карбонатных хрупких пород таких как
доломиты конгломераты известняки и др.
По своим конструктивным особенностям они разделяются на модификации
показанные на рис. 6. Одношарошечное долото состоит из корпуса с
присоединительной головкой лапы и сферической шарошки. Промывочное
устройство в виде сквозного периферического отверстия просверливается в
лапе недалеко от основания цапфы направляющего струю раствора по
касательной к поверхности шарошки.
Рисунок 6- Модификация отечественных одношарошечных долот
а — основная (серийная); б — с кольцевыми расточками на шарошке; в — с
нижней промывкой; г — с коническими зубками; 1 — корпус долота; 2 —
Корпус выполнен с утолщенной консольной лапой изготовляемой с цапфой
ось которой наклонена под углом 30° к оси долота.
Опора включает два шарикоподшипника один из которых выполняется
замковым и два подшипника скольжения. В новом долоте основные нагрузки
несут шарикоподшипники.
2.2 Двухшарошечные долота
Эти долота разрабатывает СКБ «Геотехники» вместе с Верхнесергинским
долотным заводом. Их применяют главным образом при
бурении геологоразведочных скважин.
Современные модели двухшарошечных долот можно распределить на два
класса четыре типа и несколько модификаций отличающихся одна от другой по
схеме и конструкции промывочного узла либо опоры шарошек.
Долота первого класса изготовляют двух типов – М.
Рисунок 7- Двухшарошечные долота: 1- секция герметизированной опоры долота
6 — боковые и центральное промывочные отверстия; 3 4 5 —
подшипники шариковый роликовый и скольжения соответственно.
Двухшарошечные долота типа М предназначены для бурения скважин
сплошным забоем и в слабых наиболее мягких и вязких несцементированных
породах таких как суглинки слабые глины и мергели. Эти долота изготовляют
трех типоразмеров: В112МГ В132МГ и В151МГ.
Долото В112МГ выполняется двухсекционным. Секции сопрягаются
плоскостями на фиксирующих штифтах и свариваются сварным швом. Угол наклона
цапф к оси долота 57°30`. Опора каждой шарошки выполнена по схеме СШР т.е.
подшипник скольжения – шарикоподшипник (замковый) –
роликовый подшипник. Шарошки – самоочищающиеся со смещением их осей
относительно осей долота на 3 мм.
Фрезерованные зубья шарошек – крупные заостренные защищенные
твердосплавной наплавкой. Такое вооружение обеспечивает наиболее высокую
эффективность в очень мягких и вязких породах. Промывка – боковая.
Промывочные каналы иногда оснащают металлокерамическими соплами
направляющими струи жидкости в зазоры между шарошками.
Долото В132МГ состоит из двух сварных секций. Оси цапф и шарошек
наклонены под углом 57°30` к оси долота. Опора шарошки выполнена по схеме
ШШР. Один из шариковых подшипников (большой) – замковый. Шарошки –
самоочищающиеся оснащены крупными фрезерованными зубьями. Рабочие
поверхности зубьев армированы зернистой твердосплавной наплавкой (релит
Т3) а угол заострения зубьев изменяется в диапазоне 48°36`–51°50`.
Промывочное устройство – боковое со струйными соплами.
Примерно такой же конструкцией характеризуется долото В151МГ но у
него смещение осей шарошек относительно оси долота составляет 5 мм а
заострение зубьев 45–49°.
К типу С относятся долота 2В93С и 2В112СМ предназначенные для бурения
скважин в средних породах таких как известняки аргиллиты алевролиты
уплотненные глины мергели. Долото 2В93С состоит из двух сварных секций
плоскость прилегания которых расположена симметрично относительно шарошек.
Оси цапф шарошек наклонены под углом 47°30` к оси долота. Шарошки –
самоочищающиеся. Опора шарошки состоит из двух подшипников скольжения и
одного шарикового (замкового) подшипника. Вооружение шарошек представлено
выфрезерованными стальными зубьями армированными релитом. Высота и шаг
зубьев – средние несколько меньше чем у долот типа М. Промывка забоя –
центральная через одно отверстие круглого сечения.
Долото 2В112С по опоре шарошки аналогично долоту В112МГ а по
вооружению и промывочному устройству – долоту 2В93С. Однако у долота 2В112С
угол наклона цапф к оси долота составляет 50°.
Двухшарошечные долота второго класса т.е. со вставным твердосплавным
(штыревым) вооружением выпускают типа К. Они предназначены для бурения
скважин в крепких и абразивных породах. Долота указанного типа выпускают
диаметрами 59 76 93 и 112 мм под шифрами 2Ш59К В76К 4В93К и Ш112К
соответственно. Долота В76К 4В93К и Ш112К отличаются от долота 2Ш59К в
основном размерами своих элементов.
2.3 Трехшарошечные долота
Современные отечественные долота указанной разновидности можно
разделить на шесть серий: 1АН; 2АН или ГНУ; 1АВ; опытную 2АВ; 3АН (ГАУ);
долота в конструктивном и качественном отношении соответствующие
отраслевой нормали ОН-26-02-128–69 и отличающиеся от остальных целыми (без
десятых долей миллиметра) числовыми значениями номинального диаметра в их
шифре например В97С В118Т Д394МГ и др.
Долота каждой из перечисленных серий могут быть любого класса (т.е. со
стальным фрезерованным штыревым или комбинированным вооружением шарошек)
любого типа и любой модификации. Различия проявляются в технологии их
изготовления а также в конструкции опоры и их элементов и частично в
Долота серии 1АН предназначаются преимущественно для низкооборотного
(на что указывает литера Н в обозначении серии) способа бурения.
Рисунок 8 - Трехшарошечные долота
Их применяют при роторном бурении с винтовым или другим забойным
двигателем вращающим долото с относительно невысокой частотой вращения (до
0 обмин). Долота данной серии характеризуются повышенной точностью
изготовления (литера А в обозначении серии) удлиненной присоединительной
резьбой а также открытой не защищенной от шлама негерметизированной
опорой выполненной по схеме РШС (точнее большой роликоподшипник –
замковый шарикоподшипник – узел
скольжения состоящий из радиального и торцового фрикционных подшипников
(рис. 8 а). Первые долота серии 1АН были разработаны во ВНИИБТ.
Долота серии 2АН предназначены для низкооборотного (40–250 обмин)
способа бурения. Их опора как и у долот серии 1АН выполнена по схеме РШС.
Отличие заключается в том что эта опора изготовлена герметизированной и
включает устройства для принудительной подачи смазки к трущимся элементам в
процессе бурения. С этой целью в спинке лапы каждой секции долота
высверливают карман 1 (рис. 8 б) служащий резервуаром-лубрикатором и
перекрываемой крышкой 2 после заполнения его смазкой и установки в него
эластичного компенсатора 3. Под давлением бурового раствора проникающего в
компенсатор через боковое отверстие в крышке 2 смазка проталкивается к
смазочному каналу 4 к подшипникам 6-8. Утечке смазки из полости шарошки
препятствует сальниковое уплотнение 5 которое перекрывает зазор между
Главная особенность этих долот заключается в том что их изготовляют с
опорой состоящей только из подшипников качения. Опора может быть выполнена
по схеме ШШШ (см. рис. 8 а) по схеме РШР и ШШР (в основном в долотах
диаметром до 190 мм); опора негерметизированная.
Отечественной промышленностью выпускаются трехшарошечные долота трех
классов 13 типов нескольких десятков модификаций 26 размеров более 150
(включая опытные долота) моделей.
Наименьшее число типов модификаций и моделей приходится на малые
(диаметром 76–151 мм) и большие (диаметром 346–490 мм особенно 445 и 490
В наиболее широком ассортименте (по числу серий классов типов
модификаций и моделей) изготовляют долота диаметром 190 (1905) мм и
особенно 214 (2159) мм. Это объясняется наибольшим объемом проходки для
указанных диаметров ствола скважины и многообразием свойств пород
встречающихся при бурении таких стволов.
Сопла выполняют двух модификаций: НД или НКВ (рис. 9). Сопло НД
выполняется укороченным с относительно крутым сужением внутреннего
радиального профиля проходного канала характеризующимся радиусом кривизны
R. Значения этого и других параметров обозначенных на рис. 9 зависят от
номера (размера) сопла.
Рисунок 9 - Сопла (насадки) для шарошечных долот марок НД и НКВ
Большинство долот с опорой качения в настоящее время выпускается в
соответствии с ГОСТ 20692–75 серии 1АВ. В этом случае они обозначаются
литерой В стоящей в конце шифра например долота III 2159 КПВ.
3 Классификация шарошечных долот по назначению.
Теоретически для каждой горной породы должно иметься долото способное
наиболее эффективно ее разрушать. Однако невозможно иметь на вооружении
столько типов долот сколько существует разновидностей горных пород с
различными физико-механическими свойствами. На практике применяют долота
обеспечивающие хорошую эффективность в определенной группе пород.
Выбор наилучшего долота для конкретных условий бурения является
важнейшим фактором оптимизации и снижения стоимости буровых работ.
Настоящий классификатор составлен для облегчения процесса выбора долот и
является всеобъемлющим но в то же время простым в применении справочником
по классификации и сопоставленю зарубежных и отечественных шарошечных
долот. Долота в таблице классификатора разделены на два класса: долота с
фрезерованным вооружением и долота с твердосплавным вооружением. В пределах
классов долота разделены по типам в соответствии с ГОСТ 20692-75.
К первому классу относятся пять типов со стальным выфрезерованным
вооружением: М МС С СТ и Т. Наименование типа совпадает с первой буквой
в шифре после цифрового обозначения диаметра характеризующей основное
Долота типа М предназначены для бурения скважин в мягких и вязких
породах характеризуемых низким сопротивлением сжатию и
раздавливанию (пески рыхлые глины суглинки супеси мерзлые глинистые
Долота типа МС используют для бурения скважины в среднемягких
неплотных породах занимающих по своим механическим свойствам промежуточное
положение между мягкими и средними породами или для бурения скважин в
мягких породах чередующихся пропластками средних пород (не очень плотные
глины мел каменные соли гипс слабые известняки и др.).
Долота типа С предназначены для разбуривания пород средней крепости
(аргиллиты плотные глины алевролиты слабые мергели и др.).
Долота типа СТ применяют для бурения в породах занимающих по
свойствам промежуточное положение между средними и твердыми а также для
разбуривания средних пород перемежающихся твердыми пропла-стками (плотные
мергели неплотные алевролиты с глинистым поровым цементом песчаники
пористые органогенные известняки различные ангидриты вязкие сланцы и
Долота типа Т предназначены для бурения скважин в твердых плотных и
трещиноватых породах (плотные алевролиты глинистые сланцы доломиты
конгломераты твердых и иных формаций различные песчаники и др.).
Ко второму классу относятся долота шести типов со вставным
твердосплавным или штыревым вооружением: МЗ СЗ ТЗ ТКЗ К и ОК.
Литера З в обозначении типов МЗ СЗ ТЗ ТКЗ а также МСЗ следующего
класса указывает на то что вооружение шарошек долот данных типов
представлено твердосплавными зубьями с заостренной клиновидной головкой.
Долота типа МЗ спроектированы для бурения скважин в мягких абразивных
породах (рыхлые и слабые песчаники песчанистые глины) а также в различных
по составу неплотных формациях перемежающихся прослойками
слабосцементированных песчаников и алевролитов.
Долота типа СЗ предназначены для бурения средних абразивных пород
(песчаники средней плотности плотные песчанистые породы алевролиты
абразивные и др.). Однако эти долота можно применять и при разбуривании
обычных мягких среднемягких средних и перемежающихся пород.
Долота типа ТЗ предназначены для бурения среднетвердых и твердых
абразивных пород (плотные песчаники песчанистые доломиты
слабокварцованные известняки и алевролиты и др.). Эти долота можно
применять и при разбуривании средних пород перемежающихся более твердыми.
Долота типа ТКЗ спроектированы для бурения твердокрепких абразивных
пород (плотные песчаники доломиты слабокварцованные
известняки и доломиты кремнистые сланцы и др.). Их можно применять и для
разбуривания твердых пород перемежающихся прослойками крепких.
Долота типа К предназначены для бурения скважин в крепких абразивных
породах (граниты диабазы окварцованные доломиты порфириты пириты очень
крепкие песчаники и др.).
Долота типа ОК внешне мало отличаются от долот типа К. Они
предназначены для бурения скважин в очень крепких и очень абразивных
породах (кварциты сливной кварц джеспилиты такониты кремень крепкие
порфириты и др.). Эти долота применяют главным образом в горнорудной
промышленности. Они оснащены самым мощным твердосплавным вооружением
оказывающим дробяще-скалывающее воздействие на породы забоя.
Долота типа МСЗ разработаны для бурения мягкосредних абразивных пород
(слабосцементированные песчаники песчанистые мергели полуабразивные
песчано-глинистые моренные отложения нетвердые карбонатные породы
перемежающиеся с прослойками песчаников и алевролитов и т.п.). Эти долота
могут разбуривать также неабразивные мягкие средние и среднемягкие
формации (супеси суглинки мел глины аргиллиты известняки и др.).
4 Материалы применяемые для изготовления шарошечных долот.
Долговечность шарошечных долот определяет эффективность процесса
углубления скважин при этом их прочность и износостойкость во многом
определяются правильным выбором и качеством сталей и других конструкционных
и упрочняющих металлов и сплавов резин и смазок.
В связи с тем что буровые долота эксплуатируются в исключительно
тяжелых условиях подбор сталей и других материалов должен быть строго
дифференцирован для каждого отдельного элемента долота — от тел качения и
подшипников скольжения до корпусов лап шарошек и армирующих твердосплавных
Опора лапы долота — цапфа на которой вращается шарошка подвергается
воздействию значительных статических и динамических нагрузок. Особенности
условий работы цапфы характеризуются контактно-усталостным изнашиванием в
случае негерметизированной опоры. Поэтому сталь используемая для
изготовления лапы долота должна обеспечивать высокую прочность и вязкость
в сочетании с высокой контактной выносливостью и хорошей износостойкостью.
Кроме того конструктивные особенности буровых долот обусловливают
необходимость хорошей свариваемости материала лап.
4.1 Стали применяемые для изготовления деталей долот.
К материалу корпуса шарошки особенно с твердосплавным вооружением
предъявляется не менее сложный комплекс требований поскольку он должен
обеспечивать надежное удержание твердосплавных зубков закрепляемых в
отверстиях шарошки способом холодной запрессовки.
Основные материалы (стали) предусмотренные ОСТ 26-02-1315-84 для
изготовления лап и шарошек долот приведены в табл. 1.
Таблица 1- Стали применяемые дли изготовления деталей долот
Наименование деталиДиаметр долота ммМарка стали
Долото с опорой скольжения
Шарошка 460-2127 17 НЗМА-Ш
Лапа 460-1510 14ХНЗМА-Ш
Долото с опорой качения
Шарошка 1120-1905 17НЗМА-Ш
Лапа 1120-1905 14ХНЗМА-Ш
1 Патент на изобретение №:2182640
Рисунок 9- Шарошечное долото
– корпус 2 – каналы 3 – шарошка 4 – втулка 5 – кольцевая камера
– полость 7 – сопло 8 – пружина 9 – шайба 10 – окна 11 - крышка
Изобретение относится к бурению скважин на карьерах шарошечными
долотами с очисткой забоя сжатым воздухом или воздушно-водяной смесью и
может быть использовано при проходке неглубоких
скважин в горной промышленности.
При проходке таких скважин призабойная часть всегда содержит буровой
шлам представляющий собой абразивную пасту которая в случае прекращения
продувки заполняет центральный продувочный канал каналы в лапах и опоры
шарошек. Длительное прекращение работы приводит к тому что шлам
цементируется в каналах и опорах шарошек и дальнейшее бурение долотом
становится невозможным оно преждевременно выходит из строя.
Чтобы предотвратить зашламование продувочных каналов и опор шарошек
долота оснащают устройством для принудительной продувки промывки и смазки
опор в виде укрепленной на ниппеле втулки и расположенного внутри втулки
сопла с возможностью продольного перемещения. Втулка выполняется с
кольцевой камерой образованной по внутренней поверхности и сообщается с
полостью ниппеля отверстиями просверленными параллельно продольной оси и
сообщающими кольцевую камеру с полостью ниппеля а сопло выполняется со
сплошной перегородкой в средней части и боковыми окнами под перегородкой и
в два ряда над перегородкой один из которых расположен над камерой а
другой - под камерой причем сопло с обоих концов подпружиненно
относительно втулки расположенной с возможностью перекрытия всех окон
сопла при нерабочем положении долота и с возможностью сообщения камеры с
верхним рядом отверстий при нижнем положении сопла и с нижним
расположенным над камерой рядом отверстий при верхнем положении сопла.
Однако упомянутая конструкция обладает следующими существенными
) кольцевая камера сообщается с полостью ниппеля несколькими осевыми
отверстиями сравнительно небольшого диаметра что вызывает повышенное
аэродинамическое сопротивление и потерю давления при подаче в забой
промывочно-продувочного агента;
) сопло шарошечного долота имеет сплошную перегородку в средней части
и три ряда боковых окон и промывочно-продувочный агент прежде чем
поступить в забой скважины проходит из полости сопла над перегородкой
через верхний ряд окон в кольцевую камеру втулки затем из кольцевой камеры
втулки по осевым отверстиям идет в полость ниппеля а из полости ниппеля
через нижний ряд окон - в полость сопла под перегородкой и только потом
выходит в забой между шарошками.
В этом долоте по сравнению с аналогом увеличена примерно в два раза
высота (и объем) кольцевой камеры втулки; в продувочном сопле сплошная
перегородка заменена подпружиненным поршнем; вместо трех рядов боковых окон
в сопле оставлено только два ряда. В результате этого удалось уменьшить
потери давления увеличить устойчивость работы узла
распределения потока продувки обеспечить приоритетную продувку и смазку
опор в начальный момент подачи промывочно-продувочного агента в полости
подшипников шарошек.
Тем не менее конструкция долота осталась довольно сложной а потери
давления промывочно-продувочного агента значительными особенно при
увеличении подачи в забой воды и сжатого воздуха что предусмотрено в
станках нового поколения (потери давления увеличиваются пропорционально
квадрату расхода продувки).
Изобретение направлено на упрощение конструкции шарошечного долота и
уменьшение потерь давления промывочно-продувочного агента при продувке
Это достигается тем что в шарошечном долоте содержащем корпус с
ниппелем к которому прикреплены лапы с каналами для продувки промывки
опор установленные на цапфах лап шарошки узел принудительной продувки
промывки и смазки опор в виде укрепленной на ниппеле втулки сообщенной с
полостью ниппеля кольцевой камеры образованной внутренней поверхностью
втулки и расположенным внутри втулки соплом удерживаемым пружиной
опиравшейся одним концом в дно полости ниппеля а другим концом на
четырехлапчатую шайбу соединенную с соплом имеющим боковые окна которые
в нерабочем положении долота перекрыты втулкой кольцевая камера втулки
выполнена открытой в полость ниппеля и оснащена боковыми окнами для подачи
рабочего агента а сопло сверху закрыто крышкой.
Шарошечное долото содержит корпус 1 с полым ниппелем к которому
прикреплены лапы с каналами 2 для продувки промывки опор установленные на
цапфах лап шарошки 3 узел принудительной продувки промывки и смазки опор
в виде укрепленной на ниппеле втулки 4 сообщенной с полостью 6 ниппеля
кольцевую камеру 5 образованную внутренней поверхностью втулки 4 и
расположенным внутри втулки соплом 7 удерживаемым пружиной 8 опирающейся
одним концом в дно полости 6 ниппеля а другим концом на четырехлапчатую
шайбу 9 соединенную с соплом 7 имеющим боковые окна 10 которые в
нерабочем положении долота перекрыты втулкой 4 кольцевая камера 5 втулки 4
выполнена открытой в полость 6 ниппеля и оснащена боковыми окнами 11 для
подачи рабочего агента а сопло 7 сверху закрыто крышкой 12.
Таким образом трудно представить себе более простую и рациональную
систему принудительной продувки промывки и смазки опор шарошек.
2 Патент на изобретение №:2160350
Рисунок 10- Шарошечное долото
– лапа 2 – ниппель 3 и 4 – каналы 5 – шарошка 6 – клапанный узел
Изобретение относится к области породоразрушающего инструмента а
именно к шарошечным долотам для бурения скважин с продувкой сжатым газом
или воздухом. Эффективность работы этих долот зависит от надежности
герметизации опор шарошек от попадания шлама при наращивании бурового става
и аварийном прекращении подачи очистного агента на забой скважины.
Известно буровое долото содержащее корпус с ниппелем и продувочными
каналами и установленные в них клапанные узлы состоящие
из запорного органа и возвратной пружины [1].
Недостатком данного долота является выход запорного органа и части
возвратной пружины во время работы за пределы корпуса долота. Это приводит
к тому что рабочая часть запорного органа попадает в зону обратного потока
очистного агента содержащего частицы абразивного шлама. В результате этого
происходит абразивный износ запорного органа и пружины. Кроме того крупные
частицы шлама попадая в открытую полость между седлом клапана и запорным
органом не позволяют сократиться пружине и тем самым нарушают
герметичность клапана.
Наиболее близким к предложенному по технической сущности и
достигаемому результату является буровое шарошечное долото содержащее лапы
с каналами для охлаждения опор шарошек и очистки забоя от шлама и
установленные в очистных каналах клапанные коробки состоящие из корпуса со
сквозными отверстиями и размещенных внутри него запорного органа и
возвратного элемента
Недостатком этого долота является возможность зашламования полости
между запорным органом и дном-экраном клапанной коробки а также между
штоком и пружиной. Это нарушает герметичность клапана и не исключает
возможность попадания шлама в опоры долота с последующим выходом долота из
Техническим результатом изобретения является повышение проходки на
долото и механической скорости бурения за счет повышения эффективности
работы клапанного узла.
Достижение поставленного технического результата обеспечивается тем
что в буровом шарошечном долоте содержащем лапы с каналами для охлаждения
опор шарошек и для очистки забоя от шлама и установленные в очистных
каналах клапанные коробки состоящие из корпуса со сквозными отверстиями и
размещенных внутри него запорного органа и возвратного элемента согласно
изобретению возвратный элемент выполнен из эластичного материала и имеет в
верхней части форму конгруэнтную внутренней поверхности корпуса коробки в
зоне расположения возвратного элемента при этом сквозные отверстия в
корпусе коробки выполнены в его боковых стенках.
Дополнительно достижению указанного технического результата
способствует также и то что:
-возвратный элемент выполнен в виде эластичной камеры объем
которой в свободном состоянии больше чем под нагрузкой;
-запорный орган выполнен с выпуклой рабочей частью например
сферической или конической формы причем дно запорного органа жестко
соединено с эластичной камерой;
-сквозные отверстия на боковых стенках корпуса выполнены с
поперечным сечением щелевидной формы и направлены под острым углом
к продольной оси очистного канала;
-возвратный элемент выполнен с несколькими выемками на наружной
Буровое долото содержит лапы 1 с ниппелем 2 каналами 3 и 4
соответственно для охлаждения опор шарошек 5 и для очистки забоя от шлама и
размещенные в очистных каналах 4 клапанные узлы 6 (коробки). Последние
состоят из корпуса 7 в полости которого расположены запорный орган 8 и
возвратный элемент 9. Корпус 7 жестко соединен с лапами 1 посредством
стопорного штифта 10 или любого другого известного приспособления
например посредством резьбы 11 и выполнен с радиальными отверстиями 12
расположенными на боковых стенках и имеющими в поперечном сечении форму
круга эллипса овала и т.д. Предпочтительной формой является щелевидная
ориентированная длинной стороной параллельно продольной оси очистного
канала 4. При этом продольная ось радиальных отверстий 12 расположена под
острым углом к боковым стенкам корпуса 7. Запорный орган 8 имеет выпуклую
например сферическую или конусообразную рабочую часть 8а и 8б
соответственно боковая поверхность которых служит направляющей для
очистного агента. Нижняя часть запорного органа 8 может иметь выпуклую
вогнутую или плоскую форму и соединена с возвратным элементом 9 верхнее
основание которого соответствует форме нижней части запорного органа 8.
Возвратный элемент 9 выполнен из эластичного материала например из резины
и имеет в верхней части участок с наружной поверхностью конгруэнтной
внутренней поверхности корпуса 7 клапанной коробки в зоне расположения
возвратного элемента 9. Последний может быть выполнен в виде эластичной
камеры полость 13 которой заполнена например сжатым воздухом или другим
газом. Таких полостей 13 может быть несколько причем они могут быть
разъединены или сообщены между собой. На наружной поверхности возвратного
элемента 9 выполнены одна или несколько выемок 14 для обеспечения
перемещения запорного органа при минимальных потерях давления в очистных
каналах 4. С этой же целью дно корпуса клапанного узла может быть выполнено
с пазом 15 любой формы.
3 Патент на изобретение №:3011566
Рисунок 11- Шарошечное долото
– хвостовик 2 – резьба 3 – корпус 4 – вал 5 – вал 6 –
роликовые подшипники 7 – корпус фрезы 8 – режущие зубья 9 -
– штиф вала 11 – вершина шарошки 12 – камера
– опорная поверхность
Изобретение относится к шарошечным долотам для глубокого бурения
скважины. Более конкретно данное изобретение представляет собой
усовершенствованное долото в том числе структуры в нем который позволяет
индикацию чрезмерного износа роликовых подшипников и шариковых подшипников
содержащихся в бите .
Данное изобретение обеспечивает немного из которых условие подшипниках
ролика подшипника может быть получена в то время как долото находится в
нижней части ствола скважины. Это структура позволяет максимально
использовать каждый бит без сопутствующей опасности потери ролика резака в
Обычные роликовые битов для бурения нефтяных скважин включают в себя
битовую головку в которой смонтированы роликовые резаки с зубьями
проникнуть в образование когда голова повернута на обычной буровой штанги.
Во время бурения буровой раствор такой как буровой раствор закачивают
вниз через бурильную ствола и бита и поднимается вверх в пространство между
бурильной штанги и стенкой скважины чтобы сохранить резцы круто чтобы
удалить буровой шлам и для выполнения другие функции хорошо известны
специалистам в данной области.
Во время буровых работ режущие элементы немного подвергаются большим
износом. Часто подшипники в бите поддерживать чрезмерный износ в
результате потери одного или нескольких роликовых резаков вместе с
соответствующими подшипниками. Это требует промысловые операции чтобы
найти потерянные части. Как правило единственным средством определения
количества износа подшипников заключается в удалении стебель сверла и
подключенными к нему немного к поверхности земли. Немного затем
4 Авторское свидетельство СССР № 920187
Рисунок 12- Шарошечное долото
– корпус 2 – присоединительная резьба 3 – шарошки 4 – хвостовик
– паз 6 – лапы 7 – клиновидный выступ 8 - втулка
Изобретение относится к горной промышленности в частности к
разборному породоразрушающему инструменту и может быть использовано при
бурении скажин различного назначения.
Известно разборное шарошечное долото содержащее секции с щарошками и
хвоставиками размещенными в расходящихся в направлении к оси долота пазах
корпуса-стакан который с помощью резьбы взаимодействует с центральным
полым стержнем и свободно размещенную распорную втулку установленную с
возможностью взаимодействия с внутренними поверхностями хвостовиков сеций
по коническим поверхностям.
Известно также разборное буровое долото содержащее корпус хвостовики
с породоразрушающими органами втулку сопряженную с хвостовиками по
конической поверхности.
Недостатком известных разборных буровых долот является надежность
крепления хвостовиков. Целью изобретения является повышение надежности
крепления хвостовиков. Эта цель достигается тем что в корпусе выполнены
клиновидные пазы для хвостовиков при этом долото снабжено гайкой с двумя
резьбами различного шага для
взаимодействия с корпусом и втулкой.
5 Патент на изобретение №:2012764
Рисунок 13- Шарошечное долото
– лапа 2 – ниппель 3 – сопло 4 – втулка 5 – маслоотражатель
– окна 7 – клапан 8 – опорная ось 9 – опора 10 – пружины
– проходное сечение 12 – канал 13 – опоры шарошек 11 - стенки
Изобретение относится к буровой технике в частности к конструкции
шарошечных долот используемых при бурении скважин шарошечными станками с
очисткой забоя от буровой мелочи газообразным агентом.
Известно шарошечное долото для бурения скважин шарошечными станками с
очисткой забоя газообразным агентом содержащее лапы с ниппельной частью и
каналы для подачи смазывающего агента в опоры шарошек центральное
продувочное сопло с установленной в нем смазкоотделительной втулкой с
боковыми окнами и конусным отражателем закрепленным в ее верхней части и
обратный клапан для защиты опор шарошек от шлама размещенный внутри
маслоотделительной втулки с перекрытием ее боковых окон выполненный из
эластичного материала имеющий форму цилиндрического стакана.
Недостатком такой конструкции является малая надежность в работе
обратного клапана из-за нарушения его целостности.
За прототип принято шарошечное долото для бурения скважин с очисткой
забоя газообразным агентом содержащее лапы с ниппельной частью и каналами
продувки опор шарошек центральное продувочное сопло закрепленную в сопле
втулку с диаметрально расположенными боковыми окнами и конусным
маслоотражателем установленным навстречу потока газообразного агента и
размещенный внутри втулки с перекрытием боковых окон обратный клапан
выполненный в виде подпружиненных между собой заслонок установленных на
двух общих осях с возможностью одновременного радиального перемещения.
Недостатком такой конструкции долота является возможность частого
заклинивания заслонок обратного клапана и неполное их открытие из-за
наличия шлама во втулке при перерывах в работе что ухудшает очистку забоя
и приводит к снижению стойкости шарошечного долота.
Целью изобретения является повышение срока службы шарошечных долот за
счет более надежной работы обратного клапана.
Указанная цель достигается тем что в шарошечном долоте содержащем
лапы с ниппельной частью каналами для продувки опор шарошек и центральным
продувочным соплом прикрепленные к лапам шарошки расположенную в
ниппельной части и закрепленную к центральному соплу втулку с боковыми
окнами и маслоотражателем и размещенный внутри втулки обратный клапан
согласно изобретению последний выполнен в виде диска боковая поверхность
которого конгруэнтна внутренней поверхности втулки в ее наклонном сечении
и закреплен с возможностью поворота и перекрытия проходного сечения втулки
наклонно ниже боковых окон посредством опорной оси закрепленной во
втулке со стороны нижнего торца диска со смещением относительно оси долота
к его верхней части нижняя часть которого подпружинена со стороны нижнего
торца диска относительно втулки причем опора пружины радиально смещена от
опорной оси в сторону нижней части диска.
Сущность изобретения заключается в том что предлагаемой совокупностью
признаков решается задача надежного перекрытия газообразного потока
исключения попадания частиц шлама в шарошки и разрушения их что
увеличивает стойкость шарошечных долот до 20% .
Шарошечное долото содержит лапы 1 ниппельную часть 2 центральное
продувочное сопло 3 втулку 4 конусный маслоотражатель 5 боковые окна 6
обратный клапан 7 опорную ось 8 опору 9 пружины 10 проходное сечение 11
втулки 4 продувочный канал 12 опор шарошек 13 стенки 14 ниппельной
полости 2. Обратный клапан 7 выполнен в виде диска боковая поверхность
которого конгруэнтна внутренней поверхности втулки 4 в ее наклонном
сечении. При круглом сечении внутренней поверхности втулки каким оно
преимущественно бывает в промышленности диск имеет эллипсовидную форму.
Диск установлен ниже боковых окон 6 и закреплен с возможностью поворота и
перекрытия проходного сечения втулки 4 наклонно ниже боковых окон 6. Для
этого диск опирается на опорную ось 8 которая закреплена во втулке со
стороны нижнего торца диска 7 со смещением относительно оси долота к его
верхней части а нижняя часть диска подпружинена со стороны нижнего торца
диска относительно втулки. Опора 9 пружины радиально смещена от опорной оси
в сторону нижней части диска.
6 Патент на изобретение №:2170320
Рисуонок 14- Шарошечное долото
– корпус 2 – хвостовик 3 – клиновидное соединение 4 – кольцевое
соединение 5 – двугранный профиль 6 – болт 7 - отверстие
Известно буровое шарошечное долото содержащее корпус с размещенными в
нем хвостовиками лап с шарошками. На внутренней поверхности корпуса
выполнены эксцентричные проточки а на хвостовиках лап - эксцентричные
выступы благодаря чему обеспечивается передача
крутящего момента от корпуса лапам с шарошками.
Недостатком этого долота является сложная технология изготовления
корпуса с эксцентричными проточками и хвостовиков лап с эксцентричными
выступами. Кроме того при самотормозящем эксцентриковом соединении лап с
корпусом осуществить разборку такого долота затруднительно так как
требуется большой крутящий момент для возвращения лап в положение при
котором их можно вынуть из корпуса; в таком случае без специального
приспособления для разборки долота не обойтись.
Известно также буровое шарошечное долото содержащее корпус с
размещенными в нем хвостовиками лап с шарошками. Крепление каждой лапы с
корпусом выполнено в виде кольцевого клинового соединения поверхности
которого образованы прямыми линиями при их вращении вокруг продольной оси
долота при этом угол клина Буровое шарошечное долото патент № 2170320
меньше двух углов трения Буровое шарошечное долото патент № 2170320 между
лапой и корпусом. Соединение каждой лапы с корпусом снабжено резьбовыми
штифтами расположенными в плоскости проходящей через ось вращения долота
и ось симметрии лапы [2].
Недостатком этого долота являются значительное продольное перемещение
лап относительно корпуса и сложность его разборки так как для съема лап
требуется большое усилие возникающее из-за того что угол клина Буровое
шарошечное долото патент № 2170320 меньше двух углов трения Буровое
шарошечное долото патент № 2170320 между лапой и корпусом при значительной
длине кольцевого клинового соединения. Разборку такого долота приходится
выполнять в специальном приспособлении.
Задача изобретения - упрощение разборки долота.Указанный технический
результат достигается тем что в корпусе бурового шарошечного долота
укреплены посредством кольцевого клинового соединения лапы с шарошками
причем в нижней части корпуса наружная поверхность каждой лапы и
сопряженная с ней внутренняя поверхность корпуса выполнены в виде
двугранника а внутренняя поверхность образована прямой линией при ее
вращении вокруг продольной оси долота. Каждая лапа снабжена страховочным
болтом размещенным в корпусе параллельно центральной оси долота и в
плоскости проходящей через ось симметрии лапы а угол Буровое шарошечное
долото патент № 2170320 клина равен или больше двух углов Буровое
шарошечное долото патент № 2170320 трения между лапой и корпусом.
Техническое предложение
Рисунок 15- Буровое шарошечное долото
– корпус 2 – резьба 3 – пазы 4 – хвостовик 5 – шарошки 6 –
– выступ 8 – втулка 9 – гайка 10 и 11 – резьба 12 – головка
– шайба 14 и 15 - поверхность 16 и 17 – отверстие 18 и 19 –
– кольцевая выточка 21 – винт 22 - пружина
В качестве протатипа было взято долото - Авторское свидетельство
СССР N 920187 кл. E 21B 1020 1982.
Недостатком известных долот является ненадежность крепления
Известно также разборное буровое долото содержащее корпус с
клиновидными пазами вмещающими хвостовики соединенные с лапами и
породоразрушающими органами и втулку сопряженную с хвостовиками
конической поверхностью и соединенную с корпусом гайкой с центральным
каналом и двумя резьбами различного шага.
Недостатком данного долота является низкая производительность бурения
вследствие перекрытия гайкой и втулкой значительной площади кольцевого
пространства над долотом из-за чего затруднен вынос выбуренного шлама с
забоя скважины. Шлам подвергается дополнительному разрушению в результате
чего падает механическая скорость бурения и долото подвергается
интенсивному износу.
Цель изобретения повышение производительности бурения путем улучшения
условий очистки забоя от шлама.
Цель достигается тем что в известном разборном буровом долоте
содержащем корпус с клиновидными пазами вмещающими хвостовики с
породоразрушающими органами и втулку сопряженную с хвостовиками конической
поверхностью и соединенную с корпусом гайкой с центральным каналом и двумя
резьбами различного шага центральный канал гайки выполнен в виде
последовательного сопряжения конической вершиной вниз и цилиндрических
поверхностей образующих струйный насос с камерой смешивания потоков и
наклонно-радиальными сквозными отверстиями в стенке при этом во втулке и
лапах выполнены соосные и дополнительные к ним отверстия ориентированные в
набегающую сторону лап а между резьбами снаружи гайки выполнена кольцевая
полость в которую открыты отверстия гайки втулки и лап; на набегающих
поверхностях лап и на поверхности корпуса выполнены соответственно
наклонные и винтовые пазы сопряженные друг с другом; участок хвостовика
примыкающий к втулке выполнен в виде клиновидного к породоразрушающему
органу выступа а на наружной поверхности втулки имеются ответные выступу
Выполнение центрального канала гайки в виде последовательного
сопряжения конической вершиной вниз и цилиндрических разного диаметра
поверхностей образующих струйный насос с камерой смешивания потоков
ограниченной цилиндрической поверхностью максимального диаметра и наклонно-
радиальными сквозными отверстиями позволяет расширить функциональные
возможности крепежной детали каковой является гайка и придать устройству
свойства струйного насоса использующего эффект эжекции для улучшения
очистки забоя от шлама.
Выполнение в лапах и втулке соосных и дополнительных к ним
отверстий ориентированных в набегающую сторону лап а резьб на гайке
наружными и разделенными кольцевым каналом в полость которого открыты
отверстия гайки лап и втулки обеспечивает создание системы каналов для
оттока жидкости со шламом от забоя скважины. При этом шлам по наклонным и
винтовым пазам на лапах и на корпусе выносится в затрубное пространство над
Выполнение участка хвостовика примыкающего к втулке в виде
клиновидного к оси долота и к породоразрушающему органу выступа а на
наружной поверхности втулки ответного ему паза повышает надежность
крепления хвостовика.
На рис. 15 изображено предлагаемое устройство..
Долото содержит корпус 1 с присоединительной резьбой 2 в пазах 3
которого размещены хвостовики 4 с шарошками 5. При этом верхние торцы
хвостовиков 4 и их лапы 6 имеют упор в торцы корпуса 1. Хвостовики 4 имеют
клиновидный выступ 7 взаимодействующий с ответным ему пазом на конической
втулке 8. Дифференциальная гайка 9 контактирует с втулкой 8 резьбой 10 а с
корпусом 1 резьбой 11 причем направление резьб одинаково но имеется
разница величин шагов этих резьб (025-05 мм). Для предотвращения
развинчивания резьб между головкой 12 гайки 9 и корпусом 1 устанавливают
упорную пружинную шайбу 13. Центральный канал гайки 9 выполнен в виде
сопряжения конической поверхности 14 с цилиндрической поверхностью 15
затем с другой цилиндрической поверхностью 16 максимального диаметра затем
с цилиндрической поверхностью 17 диаметр которой больше чем у поверхности
но меньше чем у поверхности 16 образуя струйный эжекторный насос у
которого полость с поверхностью 17 является камерой смешивания потоков так
как является зоной пониженного давления. Она сообщена наклонно-радиальными
отверстиями 18 с кольцевой выточкой 19 на наружной поверхности гайки 9
между резьбами 10 и 11. На уровне этой выточки 19 во втулке 8 и хвостовике
выполнены отверстия 20 и 21 соответственно. Они сообщены отверстиями 22
направленными в сторону набегающей поверхности лап 6 и забоя с призабойной
зоной долота. Отверстия 22 открыты в наклонные пазы 23 на набегающих
поверхностях лап 6 сопряженные с винтовыми пазами 24 на поверхности
корпуса 1. В стенке корпуса 1 на уровне отверстия 21 в хвостовике 4
выполнено отверстие с резьбой снабженное винтом 25 служащим для
дополнительного удерживания хвостовика 4 в корпусе 1. Для завинчивания
гайки 9 на ее головке 12 выполнены пазы 26.
1000.62.03- 081103033 - ПЗ
Расчетно-пояснительная записка
ПЗ- 151000.62.03- 081106210

Компоновка низа бкрильной колонны.cdw

КП-151000.62.03.-081103033
Компоновка низа бурильной колонны
Сталь-36Г2С ГОСТ Р 51245
Промежуточный подшипник
Кольцевой трубопровод

Спецификация к сборочному чертежу.spw

КП-151000.62.03.-081103033.01.00.
КП-151000.62.03.01.000.
КП-151000.62.03.01.001
КП-151000.62.03.01.002
КП-151000.62.03.01.003
КП-151000.62.03.01.004
КП-151000.62.03.01.005
КП-151000.62.03.01.006
КП-151000.62.03.01.007
КП-151000.62.03.01.008
КП-151000.62.03.01.009
Винт 2 М12 х 125-6g х 25.58.35Х.01 ГОСТ Р 11738-84
КП-151000.62.03.01.010
Гайка 1 М12 х 125-6H.12.40Х.16 ГОСТ 5915-70
КП-151000.62.03.01.011
Шайба 20 Л 65Г029 ГОСТ 6402-70

лапа.cdw

КП-151000.62.03.-081103033.01.01.006
Сталь 18ХНЗМА ГОСТ 4543-71

Клиновидный выступ.cdw

КП-151000.62.03.-081103033.01.01.004
Сталь 40Х ГОСТ 4543-71

6 7.docx

1000.62.03 – 081103033 - ПЗ
При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется собственно скважина является долото.
Шарошечные долота представляют собой наиболее универсальный породоразрушающий буровой инструмент поскольку область их применения охватывает практически все многообразие горных пород: от очень мягких до весьма твердых.
Для повышения ресурса долот в их конструкции используются опоры скольжения и вооружение шарошек твердосплавными зубками. Для наиболее тяжелых условий эксплуатации разработаны долота с элементами герметизации опор.
По конструктивному исполнению корпуса шарошечные долота разделяются на:
- корпусные применяемые для бурения скважин большого диаметра
- секционные (бескорпусные) состоящие из двух (трех) сваренных между собой секций со стандартной присоединительной резьбой.
Основные конструктивные особенности долот:
- конструкция шарошек
- система промывочных устройств
- наплавка зубьев твердым сплавом
- оснащение шарошек твердосплавными зубьями
Основные конструктивные параметры долот:
- расположение на оси шарошек по отношению к оси долота и вершин шарошек относительно оси долота
- величина угла наклона осей шарошек к оси долота; число конусов на шарошках
- расположение венцов зубьев
Список используемой литературы
Булатов А.И. Проселков Ю.М. Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для вузов. – М.:ООО “Недра-Бизнесцентр” 2003.
Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т. – М.: Недра 2000.
Ильский А.Л. Лесецкий В.А. Буровые машины и механизмы. – М.: Недра 1980.
СТО 4.2–07–2012 Система менеджмента качества. Организация учета и хранения документов. Введ. впервые; дата введ. 22.12.2009. Красноярск: ИПК СФУ 2009. 41 с.
Даниленко О.Д. Джафаров К.И. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие науч. изд. М.1997. РД 39-71-0001-89
Валов В.М. Даниленко О.Д. Инструкция по расчету бурильных колонн : учеб. пособие науч. изд. М.1997.РД 39 0147014 502-85

шарошка.cdw

КП-151000.62.03.-081103033.01.01.005
Сталь 18ХНЗМА ГОСТ 4543-71

титульный лист.doc

Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов»
по дисциплине «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин»
«Разработка шарошечного долота»
Расчетно-пояснительная записка
должность ученая степень инициалы фамилия
номер группы номер зачетной
книжки подпись дата инициалы фамилия

Сборочный чертеж.cdw

В процессе сборки вертикально установленные хвостовики 4
сопряженные с втулкой 8 клиновидными выступами 7 надевается
корпус 1 таким образом чтобы хвостовики 4 попали в пазы 3. Затем
в центральное отверстие корпуса 1 завинчивается гайка 9 под
головку 12 которой установлена пружинная шайба 13. Вращением
дифференциальной гайки 9 в резьбах 10 и 11 благодаря разнице
величин шагов резьб происходит затяжка хвостовиков 4 втулкой 8
в пазы 3 корпуса 1. Затем завинчивают винты 25 и на бурильных
трубах опускают долото на забой.
КП-151000.62.03.-081103033.01.00.
Сталь 18ХНЗМА ГОСТ 4543-71

Приложение к спецификации.docx

СПЕЦИФИКАЦИЯ К СБОРОЧНОМУ ЧЕРТЕЖУ
1000.62.03 – 081103033 - ПЗ

4 5.docx

4 Расчет обсадных колонн
1 Расчет эксплуатационной обсадной колонны
Диаметр эксплуатационной колонны Dэксп=140мм.
Расстояние от устья скважины:
- до башмака колонны L=3850м;
- до башмака предыдущей колонны L0=2490м;
- до уровня жидкости в колонне H=1480м (при испытании на герметичность);
-до уровня жидкости в колонне H=1980м (при освоении скважины).
- цементного раствора за колонной γц=19200 Hм3 ;
- испытательной жидкости γж=10000 Нм3;
- бурового раствора за колонной γр=14600 Hм3;
- жидкости в колонне γв=9500 Hм3 (при освоении);
- жидкости в колонне γв=8500 Hм3 (в период ввода в эксплуатацию);
- жидкости в колонне γв=9500 Hм3 (при окончании эксплуатации).
- жидкости в колонне γв=10200 Нм (при испытании на герметичность)
Эксплуатационный объект расположен в интервале 3750- 3850м.
Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n1=116.
Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений а также избыточных давлений.
Определим диаметры обсадных колонн
Dдолота = Dмуф. + 2 = 140 + 2*20 = 180 мм.
По данным ГОСТ выбираем ближайшее стандартное Dдолота = 190 мм
Диаметр муфты под эксп. колонну :
Dмуфт. под э. к. = Dдолота + 5 = 190 + 5 = 195 мм.
Диаметр промежуточной колонны :
Dпром.колонны = Dмуфт. под э. К. + 21 = 195 + 2*10 = 215 мм.
где 1 это толщина стенки. По данным ГОСТ выбираем ближайшее стандартное значение равное 219 мм.
Dдолота = 219 + 30 = 249 мм.
Ближайшее значение по ГОСТ равно 269 мм. Прибавим 5 мм от муфты получим 274 мм.
Оставляем 10 мм на толщину стенок :
Dколонны = Dдол + 21 = 274 + 2*10 = 294 мм.
По данным ГОСТ выбираем ближайшее стандартное значение равное 324 мм.
Dd = 324 + 45 = 369 мм
По данным ГОСТ выбираем 394мм.
Dk = 394 + 2*12 + 5 = 421 мм
Dд = 425 + 50 = 490 мм.
1.1 Построение эпюр внутренних давлений
Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле:
pпл=pплL-10-6γв(L-z) при 0≤z≤L (4.1)
При z=0 pв=356-10-685003850-0=3.775 МПа;
Внутреннее давление по окончании эксплуатации определяем по формуле:
pbz=10-6γв(z-H) при Н≤z≤L (4.2)
При z=L pвz=10-695003850-1980=17765 МПа.
Рисунок 16 - Эпюра внутренних давлений
1.2 Построение эпюр наружных давлений
Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле:
pнz=10-6γрz при 0≤z≤h (4.3)
При z=h=1980м; pнz=10-6146001980=28908 МПа
Определяем наружное давление для зацементированной зоны:
- в интервале закрепленной предыдущей колонной по формуле:
pнz=10-6γрz+10-6γгс(z-h) при h≤z≤L0 (4.4)
При z=h=1980м; pнh=28908 МПа;
pнL0=10-6146002490+10-6110002490-1980=419 МПа.
- в интервале открытого ствола с учетом пластового давления
z=L=3850м; pнL=7678 МПа.
Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования:
pнz=10-6γрz при 0≤z≤h (4.5)
При z=h=1980м; pнh=10-6146001980=28.908 МПа;
pнz=10-6[γрh+γц(z-h)] при h≤z≤L; (4.6)
pнL=10-6[146001980+19200(3850-1980)]=64812МПа
Рисунок 17 – Эпюра наружных давлений
1.3 Построение эпюр избыточных наружных давлений
Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам:
pниz=10-6(γр-γв)z при 0≤z≤h (4.7)
При z=h pниz=10-614600-95002440=1244 MПа;
pниz=10-6[(γц-γв)z-(γц-γр)h при h≤z≤L; (4.8)
pниz=10-619200-95003850-19200-146002440= 26 МПа
Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:
- в незацементированной зоне – по формулам:
pниz=10-6γрz при 0≤z≤h
При z=H=1480м pниH=10-6146001480=216 МПа
pниz=10-6[γрh-γв(z-H)] при H≤z≤h; (4.9)
pниh=10-6146002440-102002440-1480=258 МПа
- в зацементированной зоне – по формуле:
pниz=pнz-10-6γв(z-H) при h≤z≤L; (4.10)
pниL0=3635-10-6102002490-1480=26.052 МПа
pниL=562-10-6102003850-1480=32026 МПа
Определяем избыточное давление наружное давление при освоении скважины:
При z=0 pниz=0 МПа; при 0≤z≤H;
pниH=10-6146001980=289 МПа при H≤z≤h
pниh=10-6146002440-95002440-1980=3125 МПа
pниL0=3635-10-695002490-1980=315 МПа
pниL=5612-10-695003850-1980=38355 МПа
Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации:
При z=0 pниz=0 МПа; при 0≤z≤H;
В зацементированной зоне – по формуле где pHz в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с удельным весом γГС=11*104 Нм3
При z=L0 pниL0=2739-10-695002490-1980=225 МПа
При z=L pниL=4235-10-695003850-1980=2458 МПа
Строим эпюру ABC’D’E
Рисунок 18 - эпюр избыточных наружных давлений
1.3 Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера
Избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность в один прием без пакера определяем:
- в незацементированной зоне – по формуле:
pвиz=11pву-10-6(γp-γж)z при 0≤z≤h; (4.11)
При z=0 pви0=3916 МПа (pву=356 МПа)
pвиh=11356-10-614600-100002440=279 МПа
- в зацементированной зоне – по формуле
pвиz=11pву+10-6γжz-pнz (4.12)
При z=L0 pвиL0=11356+10-6100002490-3635=277 МПа
При z=L pвиL=11356+10-6100003850-562=215 МПа
Рисунок 19 - Эпюра внутренних избыточных давлений
Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям полученным ранее (эпюра АВС’D’E) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность (эпюра ABCD):
pHИL=3835 МПа pHИL*n1=(38355*116)МПа=4448 МПа.
Определим что найденному нами давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки =105 мм для которых pкр=452 МПа.
Длина 1-ой секции l1=1980м. Вес ее Q1=(1980*0473)=93654 кН [q1=0473].
По эпюре определяем расчетное давление pниz на уровне верхнего конца I-ой секции на глубине L1=2490м; pниz=31 МПа. Этому давлению при n1=10 соответствуют трубы группы прочности Д c =92 мм для которых pкр=377 МПа. Определяем значение p’кр2 для труб 2-ой секции для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса I-ой секции:
pкр2'=pкр21-03QQт (4.13)
Этому значению pкр2' соответствует глубина спуска 2-ой секции равная L1'=2600м следовательно уточненная длина I-ой секции
l1'=(3850-2600)м=1250м а вес ее Q1'=12500473=59125 кН
Для 3-й секции выбираем трубы группы прочности Д c =77 мм pкр=288 МПа. Это давление имеет место на глубине L2=2000м.
Следовательно длина 2-й секции l2=L1'-L2=2600-2000=600м а вес ее Q2=6000430=258 кН.
Определим величину pкр3' для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух первых секций Q1'+Q2=258+59125=849.25 кН.
pкр3'=[2881-032581216=2696 МПа
Для полученного значения pкр3'находим уточненную глубину спуска 3-й секции L3'=1800 м и уточненную длину 2-й секции l2'=L2-L2'=2600-1800=800м а вес ее Q2'=8000430=344 кН.
Длину 3-й секции выбираем из расчета на растяжение pст=931 кН; q4=0252 кН.
l3= [Р]-Qqi=931116-7450252м=232м (4.14)
Q3=2320252=58464 кН.
Вес трех секций 13Q=1253 кН
Определяем внутреннее давление для 3-й секции. Давление на уровне верхней трубы расположенной на глубине L3=(3850-1980-800-232)=838м составляет pвиz=15 МПа.
pт=259 МПа для =77 мм запас прочности n2= pт pвиz=36615=172.
-ю секцию составляем из групп прочности Д с =92 мм pст=1068 кН q=0293 кН
l4=1068116-83570293м=290м
Вес четырех секций 14Q=1340 кН
Определяем внутреннее давление для 4-й секции. Давление на уровне верхней трубы расположенной на глубине L4=(3850-1980-800-232-290)=548м составляет pви548=9 МПа
pт=345 МПа для =92 мм запас прочности n2= pт pвиz=3459=383.
-ю секцию составляем из групп прочности Д с =105 мм pст=1127 кН q=0333 кН
l5=1127116-81560333м=468м
Для 5-й секции достаточно длина 548м вес ее Q5'=5480333=1825 кН.
Запас прочности на внутреннее давление для 6-й секции достаточен.
Общий вес колонны 15Q=15225 кН
Таблица 2- Конструкция обсадной колонны колонны d=140 мм
Расчет бурильной колонны
Таблица 3 - Исходные данные к расчету бурильной колонны
Значение показателя
Вид технологической операции
К началу проведения операции спущена промежуточная колонна диаметром мм
Бурение ведется под эксплуатационную колонну диаметром мм
Частота вращения колонны обмин
Давление бурового раствора кгсмм^2
Нагрузка на долото тс (кН)
Перепад давление на долоте (Δp) кгсмм2
Необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб и длины ступеней компоновки УБТ.
Для неосложненных условий бурения выбираем по таблице 3 для 1-й ступени УБТС.2 с наружным диаметром DУБТ=159мм. Эти трубы имеют необходимую жесткость при бурении под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм.
Диаметр нижней секции бурильной колонны согласно таблице необходимо принять 127 мм.
Существует плавный переход DУБТ и DБК
Данное соотношение не выполняется. Принимаем DУБТ=159мм.
Длина основного УБТ находится исходя из нагрузки на долото осуществляемого весом УБТ увеличенного на 025.
lУБТ=1qУБТ125P(1-γжγм)-qУБТ125-qУБТ225 (5.2)
lУБТ=11161253850(1-1178)-0*25-0*25=105м
1.2 Расчет конструкции бурильной трубы
Будем использовать трубы типа ТБВ (ГОСТ 631-75 тип 1) диаметром 127 мм с толщинами стенок 8910 групп прочности ДКЕЛ.
Сформируем последовательность труб.
Начинаем перебор последовательности с бурильной трубы под порядковым номером 1 (БТ №1).
Производим проверку соответствия этой БТ
Устанавливаем следующее:
- наружный диаметр соответствует зафиксированным значениям;
- наружный диаметр замкового соединения (155мм) не ограничивает применение данной трубы;
- БТ №1 не соответствует условиям для компоновки 1-ой секции (над УБТ) КБТ.
Из представленной последовательности условиям соответствует только БТ №9 которая удовлетворяет также требованиям предварительным к наружным диаметрам тела трубы и замкового соединения.
Проверяем бурильную трубу №9 на соответствие расчетных запасов прочности по усталости нормативным значениям по следующим формулам.
Таблица 4 – Последовательность труб
Группа прочности материала
Тип замкового соединения
Примечания: 1. Ограничения на длину (250м) существует только для комплекта №9 ТБВ. Эти трубы вводятся в колонну в соответствии с рекомендациями.Минимально допустимую длину секции принимаем равной 500м.
Длина полуволны при вращении колонны:
l=097nJq=097506335321=1677м (5.3)
Длина полуволны в нейтральном сечении:
L=L0=66408nl=66408501677=172м (5.4)
Стрела прогиба бурильной колонны:
f=Dскв11-Dзам2=21511-1552=4075мм (5.5)
Радиус кривизны бурильной колонны
R=1000L022f=1000172231424075=714м (5.6)
Крутящий изгибающий момент
Mизг=EJR100=211046335714100=1863 кгсм (5.7)
Изгибающее напряжение в теле трубы
изгибmax=MиWi=18636012=31 кгсмм2 (5.8)
Амплитуда переменного напряжения
Коэффициент запаса прочности на выносливость
n=n=-1a1-рв1+-1вma=70155=451 (5.9)
Что больше нормативного значения n=150
Предельное (соответствует пределу текучести материала) избыточное внутреннее давление рассчитываем по формуле
pт=0875т2D=087538210127=651кгсмм2 (5.10)
Проверяем условие прочности 25≤pв=pтn=651116=561 кгсмм2
Таким образом бурильная труба №9 удовлетворяет всем требованиям.
В связи с тем что длина секции бурильных труб №9 задана и равна 250м проверим эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по формулам:
Растягивающая нагрузка:
Qр=ql=321250=8025 кг (5.11)
р=8025+3850F=118755406=219 кгмм2 (5.12)
где φ=974 кгсмм2- коэффициент пересчета
N- число оборотов вращения
N=Nв.к+Nв.дол (5.14)
Nв.к=13510-4lD2n15Dc05γж (5.15)
Nв.к=13510-43850014025015215051=5281Вт
Nв.д=φмс10-4nD04Q13 (5.16)
Nв.д=51410-26910-45021504802513=1809 Bт
φм-переводной коэффициент
с=69 для мягких пород
Касательное напряжение:
=МкрWk=570427471310-9=21 МПа= 21кгсмм2 (5.17)
Wk=(D4-d4)16D=314(2154-1274)16215=274713мм3 (5.18)
=тn=3815=2533 кгсмм2 (5.19)
э=(р+и)2+32=(219+31)2+3212=74 (5.20)
Для компоновки 2-й секции рассмотрим бурильную трубу №1. Эта труба соответствует условиям:
- по наружному диаметру тела трубы и замкового соединения;
- по избыточному внутреннему давлению.
По формулам соответственно получаем:
pт=0875т2D=08753829127=525кгсмм2
Проверяем условие прочности 25≤pв=pтn=525116=452 кгсмм2
Заметим что труба №1 имеет наименьшее допускаемое внутреннее избыточное давление из двух труб представленных для проектирования. В связи с тем что это допускаемое давление выше действующего давления и кроме того все остальные трубы соответствуют по диаметру тела и замкового соединения необходимым условием в дальнейшем расчете остается проверять трубы только на сопротивление усталости.
l=097nJq=097505318268=21604м
L0=66408nl=664085021604=1952м
Длина полуволн для секций:
L=19521+8025268216042+802526821604=3432 м
Qp=ql1-γжγр=2682501-1785=4553 кгс
Стрела прогиба бурильной колонны:
f=Dскв11-Dзам2=21511-1552=4075мм
Радиус кривизны бурильной колонны:
R=1000L022f=10001952231424075=948м
Крутящий изгибающий момент:
Mизг=EJR100=211045318948100=1178 кгсм
Изгибающее напряжение в теле трубы:
изгибmax=MиWi=11785108=23 кгсмм2
Амплитуда переменного напряжения:
Коэффициент запаса прочности на выносливость:
n=-1a1+-1вma-1=701151+706515115-1=233
Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №1 по формуле:
Qрmax=тFn=38421815=59584 кгс
lm=Qрmaxk-k(Qб+Q)qk1-γжγр
lm=59584104-115(3850+8025)1152681-1785=1627м
Общая длина скомпонованной части БК равна
l0+l1+l2=105+500+1627=1232м
Для дальнейшей компоновки бурильной колонны (секция 3-ая) рассмотрим БТ №13.
l=097nJq=097506335321=2154м
L0=66408nl=66408502154=1949м
L=19491+(8025+4020653212154)2+8025+4020653212154=7296 м
Qp=ql1-γжγр=32116271-1785=455736 кгс
R=1000L022f=10001949231424075=945м
Mизг=EJR100=211046335945100=1407 кгсм
изгибmax=MиWi=14076012=234 кгсмм2
m=Qр=4557362706=1684
n=-1a1+-1вma-1=701651+70651684165-1=81
Mk=05771042-145573615373=62095 кгс*м
n=0577т=0577тWkМк=05775521537362095=15713
n=nnn2+n2=8115713812+157132=719
Определяем наибольшую допустимую длину 2-й секции БТ №13 по формуле:
Qрmax=тFn=555406015=86240 кгс
lm=86240104-115(3850+8025+455736)1153211-185785=1618м
Для 3-й секции достаточна длина 1868 м
l0+l1+l2+l3=105+500+1627+1618=3850м
Таким образом в результате проведенного проектировочного расчета бурильная колонна скомпонована полностью.
Таблица 5 - Конструкция бурильной колонны (секции указаны снизу - вверх)
На основе полученных данных выбрираем буровую установку 3900225 ЭК-БМ из каталогов Уралмашзавода.

Патентно информационный обзор.cdw

-Четырехлапчатая шайба
-Боковые окна втулки
-Центральное продувочное сопло
-Конусный маслоотражатель
-Стенки ниппельной полости
-Кольцевое клиновое соединение в
виде цилиндрической поверхности
виде конической поверхности
-Отверстия под болты
-Роликовые подшипники
-Вершина шарошки с режущим инструментом
-Цилиндрическая камера
-Опорная поверхность
-Шариковые подшипники
-Присоединительная резьба
Рисунок 1 - российский патент на
изобретение № 2182640
Рисунок 2 - российский патент на
изобретение № 2160350
Рисунок 3 - американский патент на
изобретение № 3011566
Рисунок 4 - авторское свидетельство
Рисунок 5 - российский патент на
изобретение № 2012764
Рисунок 6 - российский патент на
изобретение № 2170320
Патентно-информационный обзор

Кольцевая выточка.cdw

КП-151000.62.03.-081103033.01.01.002
Сталь 40Х ГОСТ 4543-71

Содержание.docx

1000.62.03 – 081103033 - ПЗ
Расчетно-пояснительная записка
СФУ ИНиГ гр. НБ11-02
Шарошечные долота .5
Патентный поиск ..22
Техническое предложение 35
Расчет обсадных колонн .38
Расчет бурильной колонны 45
Список используемой литературы . .62