Ключевые слова: буровое долото, резцы PDC, инновационные конструктивные решения, полевые испытания инструмента, стабилизирующая, антивибрационная коронка.
Известно, что в России более 80 % объема бурения нефтяных и газовых скважин осуществляется с применением долот, армированных резцами PDC. Подобрать долото, как и конструировать его, является довольно сложной задачей [1].
В настоящее время известно множество долот, армированных резцами PDC, выпускается широкий ассортимент различных резцов PDC, защищены по этой теме десятки диссертаций и изданы сотни статей. Но проблема осталась не решенная. Накоплен большой опыт конструирования и эксплуатации долот, армированных резцами PDC, который позволяет определить «узкие» места, как в конструкции, особенно в выигрышной комбинации расположения резцов PDC, так и в технологии их отработки, применительно к бурению конкретных горных пород [2, 3].
С целью оптимизации технологии бурения резцами PDC на кафедре «Нефтегазовые техника и технологии» Южно-Российского государственного политехнического университета было разработано, изготовлено и апробировано двухъярусное антивибрационное долото (рис. 1), стабилизирующая, антивибрационная буровая коронка (рис. 6, 7).
Антивибрационное двухъярусное долото (патент RU № 2740954) включает нижний забуривающий ярус 1, стабилизаторы 7 нижнего забуривающего яруса 1 и режущие лопасти 3 нижнего забуривающего яруса 1, верхний разбуривающий ярус, хвостовик 10, внутренний канал долота 2, стабилизаторы 8 верхнего разбуривающего яруса и режущие лопасти 5 верхнего разбуривающего яруса 2, режущие лопасти 3 нижнего забуривающего яруса 1 и режущие лопасти 5 верхнего разбуривающего яруса 2 выполнены симметрично с радиально расположенными режущими элементами 4 нижнего забуривающего яруса 1 и режущими элементами 6 верхнего разбуривающего яруса 2, стабилизаторы 7 нижнего забуривающего яруса 1 и стабилизаторы верхнего разбуривающего яруса 2 представляют собой цилиндрические калибрующие поверхности, стабилизаторы 8 верхнего разбуривающего яруса 2 оснащены штырями 9, обладающими калибрующим действием, промывочные отверстия 11 расположены в нижнем забуривающем ярусе 1 долота. Количество режущих элементов 4 на лопастях 7 нижнего забуривающего яруса 1 равно количеству режущих элементов 6 на лопастях 5 верхнего разбуривающего яруса 2. Режущие лопасти нижнего забуривающего яруса и режущие лопасти верхнего разбуривающего яруса выполнены по прямой линии под углом от 10 до 20 градусов к продольной оси долота. Режущие элементы разбуривающих лопастей выполнены в виде резцов PDC и установлены под отрицательным углом резания от 10 до 20 градусов. За резцами PDC с плоской передней гранью установлен второй ряд резцов PDC с выпуклой конусообразной формой, расположенных в линиях резания между резцами PDC с плоской передней гранью. Схема установки резцов PDC показана на рис. 2.
Двухъярусное долото, отличающееся от известных тем, что с целью гашения вибрации от крутильных и продольных колебаний долота, вызывающих поломки резцов, за режущими резцами PDC с плоской передней гранью установлен второй ряд резцов PDC с выпуклой конусообразной формой, расположенных в линиях резаний между плоскими резцами PDC. Таким образом, двухъярусное долото является антивибрационным.
Применение на долоте оптимальных по конструкции резцов PDC позволит обеспечить более высокую износостойкость и ударную прочность по сравнению с обычными резцами. Они создают более высокую концентрированную нагрузку на породу и способствуют эффективному разрушению породы с высокой прочностью на сжатие и категорией по буримости до Х включительно. Достоинством разработанного долота является его высокая ремонтопригодность, то есть все три части долота соединяются на резьбе и могут быть, в случае выхода из строя, заменены. Сменные гидравлические насадки позволяют оперативно производить их смену в зависимости от прочности горных пород.
Рекомендуемая конструкция долота предназначена для бурения крепких и абразивных горных пород. Известно, что чем дальше от центра на долоте располагаются резцы PDC, тем в большей степени они изнашиваются. Поэтому предлагается именно такая конструкция долот. Алмазные резцы в виде синтетических штапиков и пластин PDC закрепляются на корпус долота с помощью пайки.
Экспериментальные исследования разработанного долота показали, что именно двухъярусность долота и оптимальная схема расположения резцов PDC (угол поворота и угол установки резца) придают ему антивибрационные свойства. Таким образом, комплекс вышеперечисленных свойств разработанного долота будет способствовать повышению механической скорости бурения, уменьшению вибрации и повышению проходки на долото. Долото отличается от известных тем, что с целью гашения вибрации от крутильных и продольных колебаний, вызывающих поломки резцов, оно выполнено двухъярусным с выпуклой конусообразной формой. Углы установки резцов PDC увеличиваются от периферии к центру долота. Ступенчатый забой, образующийся при бурении скважины долотом способствует меньшему искривлению ствола скважины, уменьшению вибрации и, как результат, увеличению скорости бурения и проходки на долото (рис. 3).
К преимуществам двухъярусного, антивибрационного долота, армированного пластинами PDC в два ряда, относится:
– высокая механическая скорость и проходка на долото при бурении горных пород V категории по буримости (контактная прочность Рк – 810 МПа), VI категории по буримости (Рк – 960 МПа), VII категории по буримости (Рк – 1200 МПа), VIII категории по буримости (Рк – 1780 МПа), IX категории по буримости (Рк – 2200 МПа);
– стойкость резцов к нагрузкам (до 350 Кн);
– улучшенная очистка забоя скважины и долота от шлама за счет оптимального расположения насадок, что исключает повторное истирание шлама;
– улучшенная стабилизация долота по стволу скважины за счет его двухъярусности, особенно при сооружении наклонно-направленных скважин и бурении трещиноватых и абразивных горных пород, залегающих под определенным углом к горизонту;
- установка конусного резца PDC в центре долота;
- установка вращающихся резцов PDC;
- установка специальных гидромониторных насадок;
- возможность замены любой из трех частей долота.
Традиционные и современные породоразрушающие инструменты (ПРИ) режущего типа, применяемые при бурении эксплуатационных и разведочных скважин, армируют вольфрамокобальтовыми сплавами и алмазно-твердосплавными пластинами (АТП). У твердосплавных ПРИ рабочие передние, задние и углы заострения не взаимосвязаны, так как армирующие пластины могут быть различной формы, а резцы PDC чаще всего – круглые цилиндры. Угол заострения δ таких пластин равен 90°, а передний β и задний α взаимосвязаны. От величины переднего угла β зависит усилие резания Fрез и формирование сколов пород. На рис. 4 показаны схемы формирования сколов режущими элементами с различными передними углами.
Чем больше отрицательность переднего угла, тем выше сопротивляемость породы резанию. Величина заднего угла зависит от кинематических, технических, горнотехнологических условий резания [4–8].
Экспериментальные исследования показывают, что сопротивление породы дроблению Rд и скалыванию Rск пропорциональны контактной прочности Pк.
Rд = 0,24Pк;
Rск = 0,06Pк – для резцов с положительным передним углом β;
Rск = 0,07Pк – для резцов с нулевым передним углом β;
Rск = 0,08Pк – для резцов с отрицательным передним углом β.
Тогда усилие резания Fрез определяется по формуле, будет увеличиваться с ростом Rск и уменьшением угла скалывания τ:
где: Fзат – площадка затупления, мм2;
h – толщина срезаемого слоя породы, мм;
R – радиус установки режущего элемента, мм;
δ – угол резания, град;
τ – угол скалывания, град;
µс – коэффициент трения режущих элементов о породу.
Работоспособность любого ПРИ режущего типа определяется надежностью при разрушении пород на малых радиусах у оси ПРИ, где углы наклона винтовой траектории резания (рис. 3) имеют наибольшее значение и определяются зависимостью:
где: h – глубина внедрения ПРИ за один его оборот мм/об;
R – радиус установки режущего элемента, мм.
Посадка режущих элементов на заднюю грань приводит к поломкам от действия сил по задней грани.
Поэтому, исходя из расчетов, видим, что для резцов PDC, у которых передний β и задний α углы взаимосвязаны конструктивно, целесообразно принимать меньшие значения заднего угла. Это приведет к уменьшению угла резания δ и уменьшению отрицательного переднего угла β, а следовательно, к уменьшению усилия резания Fрез.
Чтобы предотвратить посадку режущего элемента на заднюю грань при прохождении через вершину на спуске с каждой волны, необходимо, чтобы задний угол превышал 14,50. Принимаем α=15°. А так как у ПРИ армированных АТП передний β и задний α углы взаимосвязаны конструктивно (при угле заострения δ = 90°), то максимальной отрицательностью при минимальном возрастании усилия резания для коронок нового поколения является передний угол β, равный 15°.
С учетом выполненных исследований нами впервые предложены буровые коронки, армированные резцами PDC, для бурения горных пород VI–VIII категории по буримости (патент РФ 2359103), РФ № 242613, РФ № 2435927), а также разработана, изготовлена и испытана стабилизирующая, антивибрационная буровая коронка (патент РФ № 2577351, рис. 6, 7).
Стабилизирующая, антивибрационная буровая коронка (рис. 6, 7) содержит корпус 1 с присоединительной резьбой 2, разделенная основными промывочными каналами 3 на секторы 4, которые с торцевой поверхности снабжены алмазно-твердосплавными пластинами 5, установленными разнонаправленно под углом -15о к направлению резания.
Основные промывочные каналы 3 и дополнительные промывочные каналы 6 выполнены встречно под углом. Основные 3 и дополнительные 6 промывочные каналы выполнены по всей высоте корпуса 1 коронки по винтовой линии вправо по ходу вращения коронки. Высота корпуса 1 коронки зависит от шага винтовой линии основных 3 и дополнительных 6 промывочных каналов внутри дополнительных промывочных каналов 6 размещены 2 и более алмазно-твердосплавные калибрирующие пластины 7, каждая из которых представляет собой элемент отдельной винтовой линии и закреплена на корпусе с помощью пайки и предназначена для обработки боковой стенки скважины.
При бурении очень абразивных пород на коронке монтируется не два, а четыре ряда калибраторов, то есть 12 штук PDC Ø 10 мм.
Предлагаемая коронка работает следующим образом. Промывочная жидкость, предназначенная для охлаждения коронки и транспортировки продуктов разрушения на поверхность скважины от промывочного насоса, движется через вращающуюся вправо колонну бурильных труб, корпус коронки попадает на забой скважины. Выходя из-под торца коронки 1, промывочная жидкость забирает буровой шлам и транспортирует его по основным 3 и дополнительным 6 промывочным каналам на поверхность в режиме наивысшей степени турбулентности, так как основные и дополнительные каналы расположены встречно под углом по винтовой линии вправо. При этом калибрирущие резцы PDC 7 закреплены в дополнительном промывочном канале 6 и калибруют стенки скважины, уменьшая искривление скважины. Основные алмазно-твердосплавные пластины работают в режиме резания с разнонаправленным усилием. Все это в целом дает возможность улучшить вынос шлама с забоя скважины, уменьшить вибрацию, количество сколов и поломок, придать плавность траектории бурения и, как результат, добиться увеличения механической скорости бурения и ресурса или проходки на коронку. Таким образом, все силы, действующие на коронку, являются разнонаправленными, то есть направлены в сторону забоя скважины и керна и не дают коронке вибрировать.
Для повышения эффективности работы основных резцов выход их под торцом делают на разную величину для того, чтобы забой получился ступенчатой формы. При ступенчатом расположении резцов PDC порода разрушается более эффективно, так как образуются дополнительные плоскости обнажения породы (рис. 8) [9–10].
Таким образом, нами предложена антивибрационная буровая коронка, содержащая корпус с присоединительной резьбой, разделенный основными промывочными каналами на секторы, которые с торцевой поверхности снабжены алмазно-твердосплавными пластинами, имеющие отрицательные передние углы в плане к боковым внутренней и внешней поверхностям резания и отрицательные передние углы к торцевой поверхности забоя скважины, основные промывочные каналы выполнены встречно под углом, кроме того, в корпусе коронки в секторах встречно под углом расположены дополнительные промывочные каналы, выполнены по всей высоте корпуса коронки по винтовой линии вправо по ходу вращения коронки, высота корпуса коронки зависит от шага винтовой линии основных и дополнительных промывочных каналов, внутри дополнительных промывочных каналов размещены две и более алмазно-твердосплавные калибрующие пластины, каждая из которых представляет собой элемент отдельной винтовой линии и закреплена на корпусе с помощью пайки под отрицательным углом от минус 50 до минус 150 относительно поверхности резания, отличающаяся тем, что алмазно-твердосплавные пластины на торце коронки расположены разнонаправлено под отрицательным углом 150 к направлению резания.
Выводы
- Для породоразрушающего инструмента, армированного резцами PDC, обоснован выбор рабочих передних и задних углов.
- При выборе рабочих передних и задних углов ПРИ, армированного резцами PDC, определяющим является уменьшение усилия резания и прироста площадки затупления, а также предупреждение посадки режущих элементов на заднюю грань.
- Постоянное улучшение конструкций ПРИ, подбор инновационных резцов PDC и угла установки их на корпусе инструмента являются важнейшими условиями увеличения механической скорости проходки и стойкости буровых долот и коронок.
Исследования выполнены по госконтракту с Фондом содействия инновациям, программа «Старт-1» по теме: «Разработка и лабораторные испытания образца двухъярусного долота принципиально нового вида» (договор № 3324ГС1/55594 от 16 декабря 2019 г.).
Литература
1. Третьяк А.А., Литкевич Ю.Ф., Борисов К.А. Определение скорости бурения и наработки коронок нового поколения, армированных алмазно-твердосплавными пластинами // Деловой журнал Neftegaz, 2016. – № 10. – С. 29–33.
2. Третьяк А.А., Литкевич Ю.Ф., Борисов К.А. Определение рациональных значений рабочих углов армирующих элементов буровых коронок // Деловой журнал Neftegaz.Ru, 2017. – № 3. – С. 70–73.
3. Третьяк А.А., Борисов К.А., Сидорова Е.В. Влияние вибраций на прочностные свойства буровых долот, армированных PDC // Разведка и охрана недр. – 2019. – № 12. – С. 33–37.
4. Нескоромных В.В. Разработка породоразрушающего инструмента с резцами PDC / В.В. Нескоромных, М.С. Попова, Е.В. Парахонько // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331, № 2. – С. 131–138.
5. Биратко А.В. Влияние резцов RLS PDC на эффективность бурения / А.В. Биратко // Студенческий вестник. – 2024. – № 20–21 (306). – С. 29–32.
6. Нескоромных В.В. Влияние среды призабойной зоны скважины на эффективность разрушения горной породы резцом PDC / В.В. Нескоромных, М.С. Попова, Л. Баочанг // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т. 332, № 9. – С. 119–127.
7. Трушкин О.Б. Давление резцов PDC на пластично-хрупкую горную породу в процессе ее разрушения / О.Б. Трушкин, Х.И. Акчурин // Записки Горного института. – 2020. – Т. 244. – С. 448–453. – DOI 10.31897/PMI.2020.4.7.
8. Ермилов Г.Е. Влияние угла резания на показатели работы резцов PDC / Г.Е. Ермилов, О.Б. Трушкин // Концепция развития и эффективного использования научного потенциала общества: Сборник статей Международной научно-практической конференции. В 2-х частях, Калуга, 19 мая 2020 года. Том Часть 1. – Калуга: Общество с ограниченной ответственностью «ОМЕГА САЙНС», 2020. – С. 25–28.
9. Юнейс М. о. Влияние установки резцов PDC на эффективность разрушения горной породы / М. о. Юнейс, Р.А. Мулюков // Материалы 75-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, Уфа, 17–18 апреля 2024 года. – Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2024. – С. 28.
10. Мельнов К.В. Конструкторско-технологические методы снижения динамических нагрузок на резцы PDC при бурении / К.В. Мельнов, А.Н. Гаврилин, А.Р. Хайруллин // XXVIII Международная инновационно-ориентированная конференция молодых ученых и студентов (МИКМУС – 2016) : сборник трудов конференции, Москва, 07–09 декабря 2016 года. – Москва: Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук, 2017. – С. 376–379.
