 |
Список подрисуночных подписей к главе 7
|
|
|
|
«Технологии проходки скважин при различных способах бурения. Специальные технические средства для их реализации»
| Рис. | Схема разработки и управления процессом высокооборотного алмазного бурения (ВИТР) |
| Рис. | Номограмма для определения нормативного ресурса коронки: Q- общее содержание алмазов в коронке; q – производственная норма расхода алмазов; H – нормативная наработка на коронку, м. Ход номограммы: q®Q®H |
| Рис. | Номограмма определения оптимальной сменной производитель-ности. Ход номограммы: Ik/Tспо ® Vмех ® Псм |
| Рис. | Номограмма определения допустимых осевых нагрузок на коронку при поддержании постоянной величины углубки Ход номограммы: K®Z®Fmax®Fmin®Z®Q®Fн |
| Рис. | Номограмма для определения расхода промывочной жидкости на один канал коронки в зависимости от линейной скорости вращения Vл, отношения длины и ширины канала ln / lk и проходного сечения канала по торцу коронки F Ход номограммы: ln / lk ® Vл ® Vп; F ® Vп® Q |
| Рис. | Оперативный определитель скорости бурения |
| Рис. | Бурильная труба комплекса ССК |
| Рис. | Бурильная свеча комплекса КССК-76: 1 – муфта замка, 2 – бурильная труба, 3 – соединительная муфта, 4 - ниппель |
| Рис. | Колонковый набор ССК: 1 – запорный узел, 2 – опорное кольцо, 3 – сигнализатор подклинивания керна, 4 – подшипниковый узел, 5 – колонковая труба, 6 – керноприемная труба, 7 – стабилизатор, 8 – расширитель, 9 – кернорватель, 10 – алмазная коронка |
| Рис. | Необходимые зазоры в колонковом наборе при его сборке: а – между торцом корпуса кернорвателя 2 и коронкой 1. б – между торцом переходника 3 и стопором 4 |
| Рис. | Колонковый набор ССК-59ЭВ: 1 – регулировочная гайка, 2 – шток, 3 – уплотнение, 4 – втулка, 5 – опорное кольцо, 6 – подшипниковый узел, 7 – груз вибратора, 8 – эжектор, 9 – керноприемная труба |
|
|
|
| Рис. | Овершот (ловитель): 1 – канатный замок, 2 – корпус, 3 – тяга, 4 – втулка, 5 – корпус нижний, 6 – пружина, 7 - защелки |
| Рис. | Приспособление ПРТ для свинчивания-развинчивания гладкоствольных бурильных труб ССК: 1 – ключ для свинчивания труб, 2 – ключ для развинчивания труб, 3 – плашки, 4 – клинья, 5 – поршень, 6 – цилиндр, 7 – механизм РТ- 1200 М. |
| Рис. | Гидравлический трубодержатель ТРГ-12,5: 1 – корпус, 2 – гидроцилиндр, 3 – бурильная труба, 4 – плашки, 5 – плита-основание, 6 - рычаги |
| Рис. | Ключи комплекса ССК: а – гладкозахватный ключ для бурильных труб; б – шарнирный ключ 55/56 для срыва резьбы; в – ключ для керноприемной трубы |
| Рис. | Наборы съемных керноприемников серии "Геобор-С" фирмы Кристенсен: а - без контакта промывочной жидкости с керном, б - с пилот-коронкой, в – с опережающим неподвижным штампом, г – с опережающим подпружиненным штампом, д – с задавливанием тонкостенного длинного штампа, е – бурение долотом, ж – прибор для определения проницаемости пород |
| Рис. | Гидроударная машина ГМ-76 (ГМ-59): 1 – переходник, 2 – центратор, 3 – патрубок, 4 – клапан, 5 – пружина клапана, 6 – ограничитель, 7,8 – регулировочные прокладки, 9 - манжета, 10 – поршень, 11 – цилиндр, 12 - утяжелитель, 13 – корпус, 14 – пружина ударника, 15 – насадка (ударник), 16 –наковальня, 17 – шайба, 18 – резиновое кольцо, 19 – шлицевой шток, 20 – шлицевой стакан, 21 – переходник. |
| Рис. | Колонковые наборы для ударно-вращательного бурения гидроударными машинами: а – колонковый набор ОК-81, б – эжекторный узел ОК-80М-76, в – двойной колонковый набор ОК-70М, 1 – кернорватель, 2 – коронка КГ-3-76-4, 3 – сопло, 4 – диффузор, 5 – щелевой фильтр, 6 – корпус кернорвателя, 7 – резиновое кольцо |
| Рис. | Гидроударник Г-151У: 1 – шаровой клапан, 2 – пружина клапана, 3 – поршень, 4 – утяжелитель, 5 – насадка ударника, 6 - наковальня |
|
|
|
| Рис. | Гидроударный реверсивно-эжекторный снаряд ГРЭС-59: 1 – алмазная коронка, 2 – кернорватель, 3 – колонковая труба, 4 – закрытая шламовая труба, 5 – эжекторный насос, 6 – гидроударник |
| Рис. | Гидровибратор ГВБ-76: 1 – переходник, 2 – колпачок, 3 и 6 – патрубки, 4 – корпус, 5 - генератор |
| Рис. | Колонковые снаряды с пневмоударником ПН: а - с одинарной колонковой трубой, б - с двойной колонковой трубой, в - с долотом 1 – труба шламовая, 2 – переходник, 3 – пневмоударник ПН, 4 – колонковая труба ТП, 5 – коронка КП, 6 – труба колонковая двойная ТДП, 7 – коронка КДП, 8 – долото ДП |
| Рис. | Погружные пневмоударники: а - пневмоударник ПН. б - кольцевой пневмоударник ПКР-190 1 – переходник, 2 – спираль, 3 – клапан, 4 – ударник, 5 – корпус, 6 – шнур, 7 – хвостовик-наковальня, 8 – муфта, 9 – колонковая труба или долото, 10 – коронка |
| Рис. | Инструмент для пневмоударника ПН: а - двойная колонковая труба ТДП 1 – кольцо пружинное, 2 – амортизатор, 3 – труба керноприемная, 4 – труба наружная, 5 – кернодержатель, 6 - канал, 7 – коронка КДП б - коронка КДП |
| Рис. | Схема расположения оборудования при пневмоударном бурении 1 – компрессор, 2 – воздухоподводящая линия, 3 – радиаторный холодильник, 4 – вентилятор, 5 – поверхностный влагоотделитель, 6 – воздухо-распределительная коробка, 7 – манометр, 8 – линия сброса воздуха, 9 – буровой станок, 10 – герметизатор, 11 – шламоотводящая труба, 12- циклон, 13 – вентилятор, 14 – отвод для подачи газожидкостной смеси и других вспомогательных целей, 15 – емкость для приготовления газожидкостной смеси |
| Рис. | Комплекс технических средств КГК-А а – общий вид; б – схема бурения 1 – буровая установка, 2 – буровой насос, 3 – мачта, 4 – сальник, 5 – подвижный вращатель, 6 – система промывки, 7 – элеватор, 8 – бурильные трубы, 9 – керноприемное устройство, 10- емкость, 11 – вспомогательный инструмент, 1 2 – стеллаж |
| Рис. | Комплекс технических средств КГК-Т 1 – буровая установка, 2 – прицеп-емкость, 3 – керноприемное устройство, 4 – комплект бурового инструмента. |
|
|
|
| Рис. | Комплекс технических средств КГК-В: 1 – трактор Т-150К, 2 – буровой блок |
| Рис. | Буровой блок комплекса КГК-В: 1 – мачта, 2 – механизм подачи, 3 – электрический пульт управления, 4 – буровой насос, 5 – стеллаж для бурильных труб, 6 – манипулятор, 7 - отопительно-вентиляционная система, 8 – маслобак, 9 – аварийный домкрат, 10 – гидравлический пульт управления, 11 – гидроцилиндр подъема мачты, 12- вращатель, 13- рабочий стол геолога, 14 – керноприемное устройство, 15 – емкость, 16 – откидной стул |
| Рис. | Комплекс технических средств КГК-АГ: 1 – буровая установка, 2 – комплект бурового инструмента, 3 – прицеп-емкость, 4 – керноприемное устройство |
| Рис. | Комплекс технических средств КГК-500Г: 1 – прицеп для бурильных труб, 2 – двойные бурильные трубы ТБДС-108, 3 – нагнетательный рукав, 4 – промывочный сальник, 5,6 – керноотводящий рукав, 7 – вентиль, 8 – керноприемное устройство, 9 – механизм свинчивания – развинчивания, 10 – буровые снаряды, 11 – набор породоразрушающего инструмента |
| Рис. | Устройство керноприемное БП-150: 1 – опора, 2 – цепи транспортера, 3 – толкатели, 4 – ось, 5 – втулка, 6 – прокладки, 7 – регулировочные болты, 8 – рама, 9 – регулировочные прокладки, 10 – опорные трубы, 11 – пластины, 12 – сливной желоб, 13 – пескосборник, 14 – крышка, 15 – масленка, 16 – лотки керноприемные, 17 – патрубок, 18 – керноотводящий рукав, 19 - маховик |
| Рис. | Керноприемное устройство с вращающимся барабаном типа УКП-1: 1 – револьверный барабан, 2 – крышка, 3 - кожух, 4 – рама, 5 – керноприемные каналы, 6 – храповой механизм, 7 – гидроцилиндр, 8,9 – шламоотводящий и керноподающий патрубки |
| Рис. | Керноприемное устройство с продольным транспортером: 1 – рама, 2 –вал, 3 – патрубок, 4 – цепи, 5 – эластичные пластины, 6 – сетчатый фильтр, 7 - направляющий кожух, 8 – керновый ящик |
| Рис. | Керноприемное устройство комплекса КГК-АП: 1 – подставка, 2 – лотки, 3 – транспортер, 4 – корпус, 5 - воздухоотделитель |
| Рис. | Типовой набор инструмента для бурения с гидротранспортом керна: 1 – двойные бурильные трубы, 2,3,4,5 – вспомогательный инструмент, 6,7 – соединительные переходники, 8 – лопастное долото, 9,12 и 14 – керноприемные трубы, 10 – шарошечное долото, 11,13 – твердосплавные коронки |
|
|
|
| Рис. | Конструкция стальной двойной бурильной трубы: 1 – гильза, 2 – муфта, 3 – обойма, 4 – наружная труба, 5 – внутренняя труба, 6 – ниппель, 7 – центратор, 8 – штуцер, 9 – резиновые кольца, 10 - верхний центратор |
| Рис. | Соединение внутренних труб двойной бурильной колонны повышенной герметичности: 1 – внутренняя труба, 2 – ниппель, 3 – гильза, 4 – манжета, 5 – штуцер, 6 – опорное кольцо, 7 – муфта |
| Рис. | Керноприемная труба с невращающимся клиновым керноломом: 1 – коронка, 2 – патрубок, 3 – центратор, 4 – клин, 5 – шарик, 6 – корпус, 7 – патрубок |
| Рис. | Керноприемные трубы комплексов КГКА и КГК-Т для бурения в мягких породах (а) и в породах чередующихся по твердости (б): 1 – шламопроводящие пазы, 2 – корпус, 3 – внутренний патрубок |
| Рис. | Керноприемная труба для бурения скважин увеличенного диаметра: 1 – предохранительное кольцо, 2 – корпус клапана, 3 – манжета, 4 – кольцо, 5 – шламоприемный конус, 6 – шарик, 7 – пружина, 8 и 13 – патрубки, 9 – корпус, 10 – промывочные каналы, 11и 14 – переходники, 12 – уплотнительное кольцо, 15 – резец |
| Рис. | Снаряд для бурения скважин шарошечными долотами: 1 и 3 – сопла, 2 – переходник, 4 – диффузор, 5 и 6 – патрубки |
| Рис. | Долото лопастное: 1 – шламозаборные крылья, 2 – лопасть, 3 – кольцо, 4 – корпус, 5 – керноприемный патрубок |
| Рис. | Долото лопастное с соплом: 1 -корпус, 2 – переходник, 3 – лопасть, 4 – сопло, 5 - трубка нагнетательная |
| Рис. | Коронки со спиральными ребрами |
| Рис. | Коронки для бурения скважин большого диаметра |
| Рис. | Классификация способа отбора коренных пород при бурении с гидротранспортом керна |
| Рис. | Схемы бурения поглощающих скважин с использованием колонны двойных бурильных труб (по А.В.Кузнецову) |
| Рис. | Расходомер Р-8 (по Н.С.Левченко) |
| Рис. | Расходомер ТулНИГП (по Н.Г.Егорову) |
| Рис. | Сливной кран для регулирования подачи промывочной жидкости в скважину (по А.С.Покальчуку) |
| Рис. | Распределитель потока жидкости Д1 ТулНИГП (по Н.Г.Егорову) |
| Рис. | Комплекс технических средств КОЭН для бурения с эрлифтной промывкой (ВИТР) |
|
|
|
| Рис. | Принципиальная схема эрлифтного насоса "Красноярскгеологии" |
| Рис. | Буровой снаряд с лопастным насосом для создания местной циркуляции промывочной жидкости (по А.И.Воронову, а.с. 1402660) |
| Рис. | Устройство со шнеко-лопастным насосом для бурения скважин с обратной циркуляцией (по Е.А.Загаренко, а.с. 1448025) |
| Рис. | Погружной поршневой насос ТулНИГП (по Н.Г.Егорову) |
| Рис. | Захватное устройство скважинного оборудования (по Н.Г.Егорову, а.с. 927958) |
| Рис. | Устройство для привода погружного поршневого насоса (по Н.Г.Егорову и др., а.с. 1137242) |
| Рис. | Устройство для создания призабойной циркуляции промывочной жидкости: а – принципиальная схема устройства, б – пульсатор (по Н.Г.Егорову, а.с. 1323694) |
| Рис. | Погружной насос для создания местной циркуляции в скважине (по Н.Г.Егорову, а.с. 1622626) |
| Рис. | Способ очистки забоя скважины (по Н.Г.Егорову, а.с. 1446272) |
| Рис. | Пульсационно-насосный гидроударник (по Н.Г.Егорову, а.с. 1599511) |
| Рис. | Поверхностный пеногенератор: 1 – корпус, 2 – сопло для подачи раствора ПАВ, 3 – пеногенерирующие кольца, 4 – сетчатые перегородки |
| Рис. | Компрессорно-дожимное устройство УКД-Н-3: 1 – гидроблок насоса НБЧ-160/63, 2 – втулка, 3 – корпус, 4 – головка, 5 – нагнетательный клапан, 6 – воздушный всасывающий клапан, 7 – трубка, 8 – проставка, 9 – крышка, 10 – эксцентричный переходник, 11 – всасывающий воздушный коллектор, 12 – всасывающий жидкостной коллектор, 13 – воздушный колпак, 14 – плунжер насоса, 15 – всасывающий жидкостной клапан, 16 – полость всасывания, 17 – полость нагнетания, 18 – нагнетательный коллектор, 19 – оправка, 20 – пробка, 21 – седло нагнетательного клапана, 22 – пружина нагнетательного клапана |
| Рис. | Пеноразрушитель эжекторного типа: 1 – втулка, 2 – корпус сальника, 3 – патрубок, 4 – трубопровод, 5 – сопло, 6 – приемная камера (конфузор), 7 – камера смешения, 8 – диффузор, 9 – корпус пеноразрушителя, 10 – патрубок, 11 – прокладка, 12 – кольцо |
| Рис. | Герметизирующее устройство конструкции Алтайской ГРЭ: 1 – головка, 2,3 – кольца уплотнительные, 4 – ведущая штанга, 5 - основание |
| Рис. | Универсальный вращающийся превентор УВП: 1 – корпус, 2 – крышка, 3 – зажимы, 4 – пакет уплотнений, 5 – вращающаяся опора, 6 – подшипник, 7 – уплотнитель, 8,9,10 – манжеты, 11 – стяжная втулка, 12 – подшипник, 13 – плунжер, 14 – манжеты, 15 – пакет уплотнений, 16 – манжеты, 17 – втулка предохранительная; А, Б – полости, соответственно открывающая и закрывающая превентор |
| Рис. | Оборудование устья скважины при бурении с ГЖС: 1 – люк сброса сухой пены и избытка пластовой воды, 2 – сальниковое уплотнение, 3 – хвостовик герметизатора, 4 – корпус герметизатора устья, 5 – ванна РТ-1200, 6 – линия отвода ГЖС, 7 – линия подвода воздуха |
| Рис. | Номограмма для расчета потерь давления в трубопроводах сжатого воздуха |
| Рис. | Расположение оборудования для бурения с ГЖС: 1 – буровой станок, 2 – приемная емкость, 3 – люк сброса пены, 4 – пеноразрушитель, 5 – шланг отвода пены, 6 – герметизатор устья скважины, 7 – ванна с труборазворотом, 8 – ограничитель крутящего момента ОМ-40, 9 – расходомер ЭМР-2, 10,13 – манометры, 11 – блок управления РТ-1200, 12 – пульт управления буровой установкой, 14 – выносной пульт управления НКБ, 15 – рычаг управления, 16 – вентиль сброса ГЖС, 17 – стояк, 18 – линия нагнетания ГЖС, 19 – насосы, 20 – трос управления, 21 – КДУ, 22 – нагреватели, 23 – трехходовой кран, 24 – пульт управления НКБ, 25 – электрошкафы, 26 – кабель выносного пульта управления, 27 – компрессор, 28,31,33 – нагнетательные шланги, 29 – ресивер, 30 – дозировочный насос, 32 – бак с насосом для охлаждения лебедки |
| Рис. | Схема ввода коммуникаций из НКБ в буровое здание: 1 – люк НКБ, 2 – люк бурового здания, 3 – гибкий шланг манометра компрессора, 4 – кабель выносного пульта управления, 5 – шланг подвода сжатого воздуха к пеноразрушителю, 6 – нагнетательный шланг ГЖС, 7 – всасывающий шланг дозировочного насоса, 8 – телескопический кожух, 9 – брезентовый рукав, 10 – шарнирный рычаг управления трехходовым краном, 11 – направляющий ролик, 12 –трос управления трехходовым краном |
| Рис. | Прибор Росс-Майлса: 1 – воронка, 2 – кран, 3 – трубка, 4 – мерный цилиндр, 5 – емкость |
| Рис. | Схема установки для определения факторов, влияющих на эффективность выноса воды и шлама из скважины: 1 – электродвигатель, 2 – воздуходувка, 3 – система заслонок, 4 – газовый счетчик, 5,6 – краны, 7 - дозатор, 8 - модель скважины, 9,10,11 – краны, 12 – емкость, 13 – манометр |
| Рис. | Расположение обратных клапанов в бурильной колонне: 1 – сальник-вертлюг, 2 – ведущая труба, 3 – переходники, 4,7 – верхний и нижний обратные клапаны, 5 – корпус замкового соединения, 6 – промежуточный обратный клапан, 8 - утяжеленная труба, 9 - породоразрушающий инструмент |
| Рис. | Схема обратных клапанов: а – обратный клапан с гильзовым затвором б – обратный клапан тарельчатый 1 – клапан закрыт, 2 – клапан открыт |
| Рис. | Приспособление для разгерметизации бурильной колонны: 1 – толкатель, 2 – быстросъемное соединение, 3 – корпус |
| Рис. | Шнеки: а – шнек с шестигранным соединением, б - полые шнеки с резьбовым соединением, в – магазинный шнек |
| Рис. | Долота для шнекового бурения: а –трехперое долото, б – шарошечно-резцовое долото, в – короткошнековый бур, 1 - лопасть-резец, 2 – шарошка, 3 – съемные резцы |
| Рис. | Специальные шнековые снаряды: а – шнекопневмоударный снаряд для твердых пород, б –шнеко-колонковый снаряд для углей и мягких пород, 1 – полый шнек, 2 – пневмоударник, 3 – долото, 4 – бурильная труба, 5 - подшипниковый узел, 6 – труба, 7 – спиральный бур-шнек |
| Рис. | Шнековый снаряд со съемным керноприемником МШ: 1 – подшипниковый узел, 2 – разъемная керноприемная труба, 3 – кернодержатель, 4 – коронка, 5 – грибок, 6 – защелки, 7 – ловитель |
| Рис. | Номограмма для определения подачи бурового инструмента при шнековом бурении |
| Рис. | Буровой инструмент к установке УСБР-25-2М: а – кассетный бур, б – обсадная колонна: 1 – клапан шариковый, 2 – коронка, 3 – днище ковша, 4 – долото опережающее, 5 – лопасть ковша, 6 – резец, 7 – кулачковая полумуфта, 8 – замок –фиксатор, 9 – башмак |
| Рис. | Колонковый снаряд КПР для бурения разведочных скважин на россыпных месторождениях: 1 – шламовая труба, 2 – чехол, 3 – пневмоударник, 4 – одинарная или двойная колонковые трубы, 5 - коронка |
| Рис. | Схемы обратной промывки скважины: а – с отсосом центробежным насосом, б – с эрлифтом, в – с отсосом эжекторным (водоструйным) насосом 1 – вертлюг-сальник, 2 – вращатель станка, 3 – вакуумный насос, 4 - центробежный насос, 5 – рукав для подачи сжатого воздуха, 6 - двойная колонна труб, 7 - смеситель эрлифта, 8 - эжектор |
| Рис. | Снаряд ударно-канатного бурения: 1 – замок канатный, 2 – раздвижная штанга, 3 – ударная штанга, 4 - долото |
| Рис. | Долота: а – плоское, б – двутавровое, в – округляющее, г – крестовое |
| Рис. | Желонки: а – с плоским клапаном, б – с полусферическим клапаном, в – поршневая желонка |
| Рис. | Канатный замок |
| Рис. | Расширитель |
| Рис. | Аварийный инструмент для ударно-канатного бурения: а – снаряд для извлечения каната: 1 – канатный замок, 2 – ударная штанга, 3 – раздвижная штанга, 4 – двурогий ерш. б – однорогий ерш, в – ловитель желонки (за дужку), г – ловитель с плашками, д – ловильный колокол, е – канаторезка, ж – боковое долото |
| Рис. | Принадлежности к обсадным трубам: а – элеватор с упором под муфту обсадной трубы, б – хомут, в – забивной снаряд, г – трубодержатель лафетный, д – выбивной снаряд, е – забивная резьбовая головка, ж – цепной ключ, и – шарнирный ключ |
Глава 7. ТЕХНОЛОГИИ ПРОХОДКИ СКВАЖИН ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ
БУРЕНИЯ. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ИХ
РЕАЛИЗАЦИИ
7.1. Высокооборотное алмазное колонковое бурение (по [ ])
Понятие «Алмазное высокооборотное бурение» включает в себя определенный диапазон применяемых в практике бурения частот вращения бурового снаряда. По этому признаку в настоящее время выделяют следующие виды бурения:
- низкооборотное (до 300 мин-1);
- на повышенных частотах вращения (до 700 мин-1);
- высокооборотное (свыше 700 мин-1).
Анализ этих понятий показывает, что появление каждого из них связано с определенной стадией развития техники и технологии алмазного бурения. Если на первых этапах при использовании станков и бурильных колонн старых типов можно было бурить в основном с применением оборотов до 300 мин-1, то второй вид алмазного бурения появился при переходе на бурение коронками малых диаметров, что позволило повысить частоты вращения в сравнении с применяемыми ранее. Затем, с появлением станков типа СКБ и АБ, позволяющих применять частоты вращения до 1500 мин-1, было введено понятие «высокооборотное бурение». Исходя из этого, «алмазное высокооборотное бурение» – есть процесс, проходящий на высоких частотах вращения бурового снаряда (более 700 мин-1), что и является основной особенностью проходки скважин этим способом.
7.1.1. Основы взаимодействия алмазной коронки и горной породы
При передаче на алмазную коронку нормальной осевой нагрузки и крутящего момента, вследствие волнистости и шероховатости каждого из элементов пары, соприкосновение их происходит на отдельных «пятнах», сосредоточенных на вершинах выступах. При этом более жесткие выступы (алмазы) внедряются в горную породу, образуя пятна реального контакта. При вращении коронки они разрушаются и образуются вновь. Глубина внедрения отдельных алмазов зависит от разновысотного их расположения на торце матрицы, свойств горной породы, параметров режима бурения, конструкции алмазной коронки.
В общем случае можно представить следующую картину взаимодействия алмазов с породой. Часть из них работает в режиме внешнего трения, т.е. деформирует горную породу упруго, без хрупкого разрушения; часть алмазов деформирует породу с хрупким разрушением, при этом сначала образуется растягивающая трещина, затем ядро уплотнения, после этого трещина скола и скол породы; часть алмазов скользит по разрушенному предыдущим алмазом слою породы; часть алмазов скалывает ослабленную в результате растягивающих напряжений горную породу.
Алмазная коронка, испытывающая сопротивление своему перемещению по породе, также подвергается износу, интенсивность которого связана с характером деформирования горной породы и имеет либо усталостный, либо абразивный или эрозионный износ.
Образующиеся продукты износа (шлам) горной породы в виде частиц различной формы (от лепестков до микрообломков породы) частично выносятся через промывочные каналы очистным агентом, частично увлекаются выступающими алмазами в направлении вращения коронки, образуя каналы шламоудаления в теле матрицы.
При скольжении коронки по породе в зоне пятен касания, размеры которых могут достигать нескольких десятков микрометров, в результате работы сил трения выделяется определенное количество тепла. Тепло во фрикционном контакте, благодаря двойственной природе трения, генерируется в двух зонах:
- непосредственно на поверхности трения в результате преодоления молекулярных связей;
- на некоторой глубине за счет деформации поверхностного слоя.
Контактная температура (на пятне контакта) может достигать очень высоких значений, а объемная, как в массиве породы, так и в теле матрицы при нормальных режимах бурения достигает 100-2000 С. При этом характерно ее быстрое убывание от пятна контакта вглубь породы. Выделяющееся тепло отводится от алмаза за счет генерирования его в горную породу и матрицу. Матрица, в свою очередь, охлаждается промывочной жидкостью. Таким образом, для эффективного отвода тепла необходимо обеспечить алмазу возможность постоянно контактировать с новыми слоями породы (при постоянном охлаждении коронки). В целом это и происходит при нормальном процессе бурения. Если же в силу различных обстоятельств (высокая твердость горных пород, недостаточная осевая нагрузка) невозможно обеспечить достаточное внедрение алмазов в породу, то температура на пятне касания резко повышается, число микронеровностей на поверхности алмаза уменьшается, фактическая площадь контакта увеличивается; происходит некоторое перераспределение нагрузки в сторону снижения ее воздействия на породу; наступает, так называемое, состояние «равновесной шероховатости», известное в бурении как заполирование алмазной коронки.
На износ алмазной коронки и породы большое влияние оказывает относительное сближение контактирующих поверхностей. В зависимости от этого изменяется глубина внедрения алмазов и микронеровностей матрицы, варьируется режим шламоудаления из-под торца коронки. Так как процесс связан с интенсивным теплообразованием, а количество тепла зависит от площади соприкосновения, то при определенном заглублении алмазов количество тепла, отдаваемого породе, будет меньше вновь образуемого. В результате износ алмаза начнет увеличиваться и при переходе через определенный нормативный уровень наступит стадия повышенного износа алмазов.
Исходя из представленного выше характера взаимодействия коронки с породой, можно сделать следующие выводы: нормальный процесс бурения ограничен с одной стороны величинами углубок, определяющими начало процесса микрорезания (порог заполирования); с другой - величинами углубок, обеспечивающими нормируемый износ алмазов (порог повышенного износа).
Таким образом, процесс бурения характеризуется углубкой за оборот коронки s; это показатель является критерием, отражающим ход процесса, а также комплексным показателем, связанным со свойствами горных пород, конструкцией коронки и параметрами режима бурения:
мм/об,
где Vмех – механическая скорость, м/ч; n – частота вращения, мин –1.
Характер изменения углубки показывает зависимость соотношения темпов роста n и Vмех. Выделяются три основные тенденции изменения s.
Величина s уменьшается, если темп роста n опережает темп роста Vмех. Частота вращения и осевая нагрузка не обеспечивают соответствующего внедрения алмазов в породу. Взаимодействующая пара «коронка-порода» стремится к стационарному режиму – режиму заполирования.
Величина s увеличивается, если темп роста Vмех опережает темп роста n. Происходит это при так называемом «силовом» методе бурения, когда эффективность бурения достигается в основном за счет все более увеличивающегося внедрения резцов в породу при возрастании осевой нагрузки. При этом под секторами коронки образуются все большее количество шлама, межконтактный зазор между поверхностью коронки и породой забоя соответственно все более уменьшается. В попытке найти выход шлам начинает интенсивно изнашивать матрицу и алмазы, увеличивается объемная температура. В результате при дальнейшем увеличении осевой нагрузки наступает падение Vмех, износ коронки резко возрастает, не обеспечивается достаточное внедрение алмазов в породу.
Величина s постоянна, когда темпы роста Vмех и n одинаковы или их значения находятся в постоянном соответствии, т.е. когда для данных условий найдено оптимальное значение углубки и интенсификации процесса разрушения горной породы и происходит за счет прогрессирующей скорости снятия разрушаемых слоев породы (интенсивный метод). Под секторами коронки, поскольку величина внедрения алмазов в породу постоянна, образуется одно и тоже количество шлама, межконтактный зазор не изменяется, что обеспечивает благоприятные условия для выноса продуктов износа и работы коронки в целом. Относительно постоянная величина внедрения алмазов в породу поддерживается осевой нагрузкой, изменение которой обусловлено увеличивающейся площадью контакта алмазов вследствие образования на них площадок износа.
7.1.2. Разработка режима высокооборотного алмазного бурения
Основные принципы разработки технологии высокооборотного бурения определяются требования отраслевой методики (см. главу 6).
Величина углубки за оборот s определяется исходя из категории пород по буримости, зернистости алмазов, соответствующих твердости пород, и ограничивается значениями, характеризующими заполирование и повышенный износ алмазов; граничные значения углубок приведены в табл.. При их расчете учитывалось следующее: выпуск алмазов из тела матрицы составляет для однослойных коронок не более 25% диаметров алмаза, для импрегнированных – 10%; число секторов у коронок – 4; для однослойных коронок значение углубки следует принимать, исходя из условия,s£ra/4, для импрегнированных – расчетную.
Частота вращения выбирается как максимально возможная в данных условиях и ограничивается прочностью колонны бурильных труб, мощностными показателями привода станка, а также степенью трещиноватости горных пород. По найденным значениям углубки и частоты вращения определяется рекомендуемая механическая скорость бурения, которую необходимо поддерживать в течение рейса (при условии неизменной твердости горной породы).
Механическая скорость бурения поддерживается соответствующим изменением осевой нагрузки на коронку и расходом промывочной жидкости, подаваемой в скважину.
Оперативный контроль за ходом процесса ведется по изменению механической скорости бурения и мощности, затрачиваемой на бурение. Временной интервал контроля при этом не должен превышать 5 мин, т.к. в противоположном случае теряется связь между осевой нагрузкой и Vмех.
Послерейсовый контроль заключается в осмотре коронки, замере ее износа, определении степени отработки и пригодности ее к дальнейшей эксплуатации в соответствии с правилами рациональной системы отработки алмазных коронок. В случае недостаточного для заданных условий выпуска алмазов, коронка определяется на электрохимическую заточку (ЭХЗ).
Структура разработки режима и управления процессом бурения при использовании показателя «углубка за оборот коронки» показана на рис..
Особенности управления процессом бурения. При выборе параметров режима бурения и управлении ими в процессе бурения необходимо учитывать некоторые особенности этого метода.
В табл. приведен широкий диапазон значений углубок s, соответствующий нормальному протеканию процесса. Учитывая случайный характер самого процесса бурения, необходимо в конкретных условиях провести уточнение значений углубок и выбрать те из них, которые соответствуют (но не превышают) нормативному износу коронок и расходу алмазов. Для этого рекомендуется использовать номограмму (рис.), которая построена на основании производственных норм расхода алмазов. Практика показывает, что при бурении твердых горных пород нижний предел значений углубок должен быть не менее 0,02 мм/об, верхний – не более 0,10-0,12 мм/об.
В случае если выбранный (или имеющийся в наличии) тип породоразрушающего инструмента не имеет достаточного выпуска алмазов из тела матрицы и не в состоянии обеспечить достаточный межконтактный зазор и соответствующую механическую скорость, коронку следует подвергнуть электрохимической заточке. Это же относится и к коронкам, уже бывшим в употреблении.
При выборе и поддержании частоты вращения за максимально возможную в данных условиях (с учетом ограничений по прочности колонны и мощности привода) следует принимать ту, при которой сохраняются одинаковые темпы роста Vмех и n. Если это условие нарушается из-за недостаточной мощности привода, следует возвратиться на ближайшее значение частоты вращения, удовлетворяющее поставленному условию. Проверку соответствия n и Vмех условию обеспечения роста сменной производительности с учетом глубины скважины, длины колонкового снаряда и времени спуско-подъемных операций рекомендуется проводить по номограмме (рис.). Порядок работы с номограммой заключается в определении для конкретных условий отношения длины колонковой трубы и времени одной спуско-подъемной операции и нахождения затем по номограмме значения Vмех, при котором обеспечивается прирост сменной производительности Псм.
Пример: при глубине скважины L = 1000 м и длине колонковой трубы lк = 3 м отношение lк/Тспо = 3,0/2,3 = 1,3. Этому значению соответствует прирост Псм при увеличении Vмех до 4 м/с. Дальнейший рост Vмех практически не изменяет Псм. Следовательно, применять значения Vмех свыше 4 м/ч нецелесообразно.
Выбранная частота вращения должна обеспечивать стабильный характер работы колонны бурильных труб (без сильных вибраций). Критерием стабильной работы может служить амплитуда колебаний расхода мощности на диаграммах ваттметров-самописцев любого типа: при размахе колебаний амплитуды, не превышающих 2 кВт от общего уровня затрат мощности, обеспечиваются наилучшие показатели бурения.
Оптимальная углубка поддерживается в течение рейса изменением осевой нагрузки на коронку. Для определения начальной нагрузки и диапазона ее возможного изменения с учетом прочностных свойств алмазов и допустимых нагрузок на колонну труб следует придерживаться загрузочных характеристик коронок в соответствии с рекомендациями [ ].
Для облегчения работы бурильщика рекомендуется номограмма (рис.) для определения допустимых нагрузок на коронку (правая часть номограммы) или на торцевой алмаз (левая часть). На номограмме показана область оптимальных нагрузок с учетом границ заполирования и повышенного износа алмазов. Суммарное значение осевой нагрузки для однослойных коронок определяется непосредственно из номограммы, для импрегнированных коронок результат делится на 4.
При определении режима приработки новой коронки или заточенной ЭХЗ рекомендуется учитывать, что первоначально работает около 20% торцевых алмазов, а по мере приработки коронки число их достигает 75-80%. Исходя из этого, начальную осевую нагрузку приработки можно находить расчетным способом.
Для однослойных коронок:
Рна = 0,65 · m · z · Fн (0,2-0,8) даН,
где m – масса алмазов в коронке, кар; z – зернистость алмазов, шт/кар; Fн – рекомендуемая минимальная нагрузка на алмаз (4-5 даН).
Для импрегнированн
