Начинается...

Буровое долото с разноориентированными алмазными резцами

Буровое долото с разноориентированными алмазными резцами

Р. М. БОГОМОЛОВ – д.т.н., профессор Самарского государственного технического университета
А. М. ГРИНЕВ – главный инженер проектов породоразрушающих инструментов АО «Волгабурмаш»
Д. Ю. СЕРИКОВ – д.т.н. доцент РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина serrico@rambler.ru

В статье даны результаты исследований по разработке конструкций алмазных долот с резцами PDC для бурения глубоких нефтяных и газовых скважин. Приводятся рекомендации по созданию принципиально новых долот с эффектом регулируемого воздействия на динамику разрушения породы резцов PDC, что позволяет целенаправленно интенсифицировать направление разрушающей силы сдвигающей нагрузки на породу и тем самым повышать механическую скорость бурения.

Ключевые слова: алмазные буровые долота, резцы PDC, стойкость пластины PDC, динамика разрушения породы, механическая скорость бурения.

Известны буровые долота с поликристаллическими монолитными алмазными пластинами на резцах PDC (Polycrustalline Diamond Cutter), со стальным корпусом и стальными лопастями, выступающими в сторону забоя скважины [1,2].

Рабочие пластины на резцах PDC состоят из множества синтетических алмазов. Процесс изготовления пластин для резцов PDC был предложен в 1976 году американской фирмой «Дженерал Электрик». Он начинается с формирования монолитной пластины из алмазного порошка с зернами микронной величины под действием экстремально высоких температур и давления (до 3000°F и давлении 1 млн. фунтов на квадратный дюйм), когда происходит образование одиночного кристалла в форме круглой алмазной пластины, которая сваривается с цилиндрическим твердосплавным основанием в виде подложки. Готовые резцы PDC закрепляются пайкой в отверстиях на стальных лопастях, наклонно к поверхности забоя таким образом, чтобы кромки алмазных пластин при вращении долота врезались в породу и перекрывали ее поверхность, углубляя скважину.

В начале 90-х годов прошлого века фирма «Хьюз Кристенсен» (США) разработала технологию изготовления резцов PDC с неплоской границей раздела алмазной пластины и твердосплавной подложки, что значительно повысило прочность резцов. Внутри отверстий на лопастях стального корпуса долота резцы закреплены с помощью пайки низкотемпературным припоем. В процессе эксплуатации резцы PDC подвергаются абразивному износу и разрушению. Их прочность зависит от двух факторов – сопротивления ударам и высокотемпературной износостойкости [4,11]. Способность сопротивляться ударам зависит от состава алмазной пластины, карбидвольфрамовой подложки, фаски на кромке, объема и величины выступания пластины, твердости и абразивности разрушаемой породы, коэффициента трения при ее резании. Под действием осевой нагрузки и вращающего момента от колонны или гидравлического двигателя, часть круглой поверхности пластины резца погружается в забой на глубину единичного среза и срезает породу по всей кольцевой поверхности траектории своего движения.

Для бурения различных по крепости пород может обеспечиваться угол наклона плоской поверхности резцов PDC к поверхности забоя.

Он может варьироваться от более агрессивного к менее агрессивному. В отечественной и зарубежной практике для бурения мягких пород угол наклона плоскости резца к плоскости забоя может быть принят более агрессивным, величиной до 15°.

В этом случае фактор износостойкости не так важен. Для бурения средних пород угол наклона плоскости резца к плоскости забоя может быть менее агрессивным – до 20°. В случаях, когда важна высокая износостойкость при бурении более твердых пород или при оснащении периферийных венцов долота, угол наклона плоскости резца к плоскости забоя может увеличиваться до 30° [7,8].

Однако, независимо от указанных величин углов наклона плоскости резца к поверхности забоя, положение контактной поверхности максимального диаметрального сечения пластины резца всегда совпадает с плоскостью, проходящей через центр резца на плоскости пластины и центральную ось долота. Другими словами, угол между положением контактной поверхности максимального диаметрального сечения пластины резца и плоскостью, проходящей через центральную ось долота и центр на плоскости пластины равен нулю.

Известны также матричные буровые долота с резцами PDC [2]. В отличие от предыдущих эти долота выпускаются с комбинированным корпусом, состоящим из твердосплавной матричной части, обращенной к забою, и стальной части с присоединительной резьбой для присоединения к бурильной колонне. Матричная часть корпуса изготавливается из литого сплава карбида вольфрама, соединенного с никельмедным сплавом – литейным крепителем. Порошковый состав матрицы заливают в графитовую литейную форму с внутренней конфигурацией будущего долота и помещают в печь. Для крепления резцов в матрице предварительно, перед ее заливкой, формируют каркас с гнездами для будущего закрепления резцов PDC.

Затем в гнездах размещают патроны для установки резцов. После отливки, в освобожденные от патронов ориентированные гнезда, устанавливают резцы PDC и закрепляют их низкотемпературным серебряным припоем. Положение и ориентация пластин по отношению к поверхности забоя осуществляются по тому же принципу, который представлен в описании предыдущих долот.

И, хотя технологии изготовления аналога и прототипа сильно отличаются друг от друга положение, и ориентация резцов PDC по отношению к поверхности забоя обеспечивается аналогично.

Преимуществами обоих типов упомянутых долот являются установка и закрепление в отверстиях на лопастях корпусов резцов с пластинами PDC, постоянно ориентированными, с нулевым углом между границей поверхности максимального диаметрального сечения пластины резца и линией, проходящей через центральную ось долота и центр на плоскости пластин резцов PDC. Такая ориентация поверхности пластин обеспечивает постоянство направления равнодействующей силы, срезающей породу, направленной перпендикулярно центру плоскости поверхности диаметрального сечения пластин резцов, постоянство их глубины внедрения по всей траектории движения за каждый оборот долота. Это способствует снижению радиального биения долота и управляемости долота во время бурения.

Однако, наряду с указанными преимуществами, такая схема ориентирования пластины не позволяет менять направление упомянутой равнодействующей нагрузки, передаваемой на срезаемую породу, а значит, не может целенаправленно регулировать и интенсифицировать внутренние напряжения на разных участках нагружения породы по периметру контакта кромок резцов с забоем [5,6].

Техническим результатом нового предлагаемого долота является исключение этого недостатка характерного и первому, и второму упомянутых типов долот PDC при использовании их преимуществ.

Этот результат достигается тем, что в буровом долоте с резцами PDC, содержащем стальной или матричный корпус с присоединительной резьбой для соединения с бурильной колонной, выступающими над его торцевой поверхностью лопастями, промывочными герметизированными узлами с износостойкими насадками в пространствах между лопастями, венцы резцов РОС с алмазными породоразрушающими пластинами, режущие поверхности которых расположены по линиям, связывающим центры и диаметры на плоскостях пластин с осью долота, с наклоном вокруг этих линий (или без такового) относительно плоскости забоя, в которых плоскости режущих поверхностей пластин дополнительно развернуты относительно проекций на плоскости забоя линий, проходящих через центры на плоскостях пластин и ось долота, поворотами режущих поверхностей под острыми углами по часовой стрелке в пределах от 5° до 35°, или поворотами против часовой стрелки, в тех же пределах; при этом резцы с поворотами по и против часовой стрелки, следующие по круговым траекториям друг за другом, могут чередоваться. Это позволяет целенаправленно регулировать и интенсифицировать направление результирующей силы сдвигающей нагрузки на породу относительно боковых стенок кольцевой лунки внедрения по периметру контакта кромок резцов с породой забоя и тем самым повышать механическую скорость бурения [11].

Для понятия существа необходимы следующие пояснения. В опубликованной литературе имеется много материалов по одноосному нагружению и развитию напряжений в массиве породы при вдавливании инденторов с различной формой породоразрушающей поверхности, но практически нет материалов с более сложными схемами нагружения, подобно осевому нагружению породы при внедрении резцов PDC, с одновременным их срезающем породу вращением вдоль поверхности забоя, под действием момента вращения.

С точки зрения изучения этого процесса, интерес представляют результаты вдавливания в стекло плоскосимметричных инденторов в виде небольших наклонных дисков, близко напоминающих круглую форму пластины резца PDC, полученные Р. М. Эйгелесом [3]. Он наблюдал стабильное возникновение вертикальной трещины в плоскости симметрии, проходящей под круглой контактной площадкой индентора. Такие трещины были как бы продолжением формы кромки закругленного диска, а ширина их ограничивались по бокам индентора величиной, близкой ширине лунки внедрения. Эпюра давления, соответствующая трещинам под дисковым индентором, всегда была максимальной по оси нагружения и уменьшалась по мере удаления от этой оси в сторону концов ширины лунки на поверхности от внедрения диска [11]. Указанная форма трещины хорошо прослеживается и при опытах внедрения в оргстекло клиновидных твердосплавных зубков со скругленной вершиной, имитирующей часть круглой вершины резца PDC.

Если при вдавливании полусферического индентора, напряжения в объеме стекла распределяются равномерно по всем направлениям без образования видимых трещин, то под скругленными клиновидными лезвиями наблюдаются трещины в виде продолжения плоскостей симметрии клиновидных частей. Это особенно показательно наблюдается при внедрении скругленного клиновидного индентора, когда образуется вертикальная трещина с максимальной эпюрой в форме овала, проходящей вдоль плоскости нагружения, в виде продолжения направления внедрения индентора, с уменьшением ее величины по краям трещины.

Поскольку круглая пластина резца PDC, внедряемая в породу забоя, аналогична форме испытанного небольшого диска или форме скругленного клиновидного твердосплавного зубка, можно условно, с достаточной долей уверенности, смоделировать схему воздействия внутренних напряжений, вызывающих нагружение и трещины внутри породы забоя при вдавливании и вращении круглых пластин резцов PDC, a так же зону близких боковых пределов напряжений относительно длины хорды на поверхности породы, возникающей при их внедрении.

Резец PDC с монолитной плоской алмазной пластиной и цилиндрической твердосплавной подложкой

Рис. 1. Резец PDC с монолитной плоской алмазной пластиной и цилиндрической твердосплавной подложкой 
Рис. 2. Схема взаимного положения режущей поверхности резца PDC относительно поверхности забоя

На рис. 1 обозначены: плоская алмазная режущая пластина 1 резца PDC. цилиндрическая твердосплавная подложка резца 2, прикрепленная к пластине. Для повышения стойкости пластины от скалывания края и абразивного износа, на поверхности пластины делают неглубокую фаску, (не показано). В процессе длительной эксплуатации резцы PDC подвергаются разрушению. Их прочность зависит от двух факторов – сопротивления удару и высокотемпературной износостойкости Способность сопротивляться ударам зависит от состава алмазной пластины, качества твердосплавной подложки, фаски на кромке, объема пластины, твердости и абразивности разрушаемой породы, коэффициента трения при резании породы и др.

Резцы закрепляются в отверстиях, выполненных на поверхностях отдельных лопастей корпуса, обращенных к забою и устанавливаются на их поверхностях таким образом, чтобы обеспечить непрерывный контакт кромок пластин с разрушаемой породой. Под действием осевой нагрузки и вращающего момента от колонны или гидравлического двигателя, часть круглой поверхности пластины резца погружается в забой на глубину единичного среза и срезает породу по всей кольцевой поверхности вращения, углубляясь с каждым новым оборотом, как показано на рис. 2, где позицией 1 обозначена пластина, позицией 2 обозначена подложка резца, позицией 3 обозначена порода на забое, позицией 4 – получающаяся под резцом стенка среза, позицией 5 – положение срезаемой стружки породы, позицией 6 – начальная поверхность забоя. Буквой h обозначена глубина внедрения резца за один оборот долота.

На рис. 3 показана схема взаимного расположения кольцевых траекторий двух соседних резцов 2, перекрывающих часть радиуса долота. Позициями 7 условно обозначены внутренние границы лунки внедрения получающихся следов по отношению к центру, а позициями 8 – наружные границы следов, получающихся при работе резцов 2. Буквой О обозначен центр долота. Ранее уже отмечалось, что по известным методикам проектирования долот PDC, принятым в нашей стране и за рубежом, торцевые поверхности пластины резцов PDC располагаются на линии, проходящей через центр режущей плоскости пластины и через ось долота, как показано на рис. 3. При такой ориентации режущей пластины равнодействующая создаваемого нагружения на породу, всегда максимальна в центре площадки пластины и направлена под прямым углом к центру ее плоскости, в сторону вращения долота.

Схема установки резцов PDC с положением поверхностей режущих пластин в вертикальных плоскостях, проходящих через центры на их плоскостях и ось долота

Рис. 3. Схема установки резцов PDC с положением поверхностей режущих пластин в вертикальных плоскостях, проходящих через центры на их плоскостях и ось долота

Также упоминалось, что для бурения различных по крепости пород режущая поверхность пластин может поворачиваться вокруг линии, проходящей через центр режущей плоскости пластины и через ось долота, под некоторым углом к поверхности забоя. Этот угол α обеспечивает более или менее «агрессивное» разрушение породы и регулирует интенсивность нагрузки на режущую кромку.

На рис. 4 представлены возможные варианты таких углов для различных по твердости пород. Позицией 9 обозначен менее агрессивный резец PDC, предназначенный для бурения мягких пород – с углом наклона α1 = 150 относительно вышеуказанной линии; позицией 10 – с углом наклона α2 = 200 – для средних пород; и позицией 11 – с углом наклона α3 = 300 для среднихтвердых пород.

Варианты наклона режущих плоскостей пластин относительно поверхности забоя, когда центры поверхностей и диаметры пластин расположены на линиях, проходящих через ось долота

Рис. 4. Варианты наклона режущих плоскостей пластин относительно поверхности забоя, когда центры поверхностей и диаметры пластин расположены на линиях, проходящих через ось долота

В первом упомянутом долоте ориентированное положение алмазных пластин в пространстве и относительно поверхности забоя обеспечивается соответствующим направленным сверлением отверстий на поверхностях лопастей корпуса долота, с последующим закреплением в них резцов PDC методом пайки низкотемпературным припоем. А во втором упомянутом случае ориентирование режущих поверхностей алмазных пластин в пространстве и относительно забоя обеспечивается установкой перед заливкой порошкового состава в литейную форму специального каркаса, с закрепленными в нем заранее ориентированными гнездами для временных, разрушаемых патронов. После застывания состава и удаления патронов, на их место устанавливают и «запаивают низкотемпературным припоем резцы РDС.

И в первом и во втором вышеуказанных типах долот расположение резцов PDC в пространстве, и относительно забоя одинаково – торцовые поверхности режущих пластин располагаются на линиях, проходящих через центр их плоскости и через ось долота.

Преимущества этой схемы состоят в постоянстве образующихся кольцевых лунок соседних кольцевых венцов с постоянной глубиной внедрения h пластин и одинаковой глубиной условно обозначенной позицией 13 эпюры нагружения h1, как показано на рис. 6 характерной для работы резцов 15 при вращении долота. При этом крылья эпюры 14 равномерно уменьшаются по обе стороны от оси нагружения, по аналогии с эпюрой нагружения и трещинами, возникающими при внедрении в оргстекло скругленных клиновидных лезвий.

Рис. 5. Варианты расположения без дополнительного разворота и с дополнительными разворотами по часовой или против часовой стрелки плоскостей режущих пластин относительно линии проекции на забой линии, проходящей через центр на диаметре поверхности пластины и ось долота

Рис. 5. Варианты расположения без дополнительного разворота и с дополнительными разворотами по часовой или против часовой стрелки плоскостей режущих пластин относительно линии проекции на забой линии, проходящей через центр на диаметре поверхности пластины и ось долота

Указанные преимущества способствуют уменьшению радиального биения долот при бурении.

Однако, как уже отмечалось выше, наряду с указанными преимуществами такая схема ориентирования режущих пластин не позволяет изменять и регулировать направление равнодействующей нагрузки N1, передаваемой пластиной на срезаемую ей породу, а значит не может целенаправленно регулировать и интенсифицировать внутренние напряжения в срезаемой породе и изменять направление равнодействующей нагрузки N1 (рис. 5).

Решение задачи целенаправленного регулирования напряженного состояния в породе достигается тем, что режущие пластины, дополнительно к вышеуказанной в аналоге и прототипе ориентации, развернуты относительно линий, проходящих через центр и диаметр плоскостей пластин и ось долота, разворотом под острым углом β по часовой стрелке, в пределах от 50 до 350, как показано в варианте с пластиной 16 на рис. 5 или разворотом против часовой стрелки под тем же углом γ, в тех же пределах – от 50 до 350, как показано в варианте с пластиной 17 на том же рис. 5.

При развороте режущей поверхности пластины 16 на рис. 5 по часовой стрелке под утлом β. возникает равнодействующая сила N1 от давления на породу площади пластины. Она меняет свое направление на этот же угол по часовой стрелке.

Чем больше величина разворота, тем значительнее увеличивается дополнительно возникающая сила дополнительного скольжения разрушаемой породы F1 по плоскости пластины, в сторону внутренней границы 7 лунки внедрения, показанной на рис. 3 и рис. 5.

Эта сила F1, совместно с силой N1, образуют параллелограмм сил, новая равнодействующая F2 которого направлена уже не под прямым углом к радиусу забоя, как было в варианте с пластиной 15 на рис. 5, а под острым углом в целенаправленном направлении к границе следа 7 со стороны центра долота.

При внедрении пластины 18, развернутой под углом β в указанных пределах, равнодействующей сила N1 меняет симметричные зону и эпюру относительно направления нагружения, как показано на рис. 7. Величина крыльев эпюры 19, а значит и боковая нагрузка сдвига на стенку лунки породы в зоне границы 7 увеличиваются, а величина крыльев эпюры 20, со стороны границы 8 (рис. 5), уменьшается.

Известно, что предел прочности на сдвиг у большинства пород составляет от 6 до 10% предела прочности на сжатие. Поэтому увеличение бокового сдвига нагружения породы на стенку лунки внедрения, создаваемого за счет разворота режущей пластины резцов PDC, позволяет кратно увеличить интенсивность разрушения пород, а значит и механическую скорость бурения.

На рис. 5 при повороте пластины 16 величина боковой силы F2 из параллелограмма сил, построенного при развороте равнодействующей нагрузки N1 на угол 50 от линии, проходящей через центр и диаметр плоскости пластины и ось долота, по часовой стрелке составляет , а при развороте на 350 – .

Величины указанного угла разворота могут рекомендоваться, как предельные, поскольку ширина следа от внедрения пластин при их развороте до 350 – сокращается из-за наклона при умножении на cos350 до 0,81 полной величины диаметра пластины, что снижает коэффициент перекрытия забоя.

При развороте режущей поверхности пластины под углом γ (пластина 17 на рис. 5 и пластина 21 на рис. 8) при одинаковых режимах бурения равнодействующая сила меняет свое направление против часовой стрелки на угол в тех же пределах, образуя аналогично асимметричную зону и эпюру нагружения с показателями глубины внедрения h и эпюры нагружения под пластиной 21, как показано на рис. 8.

Схема варианта положения поверхности пластины, расположенной в вертикальной плоскости, проходящей через центр и диаметр поверхности пластины и ось долота, форма и глубина следов внедрения пластины в породу на сечении забоя, а также схема условной формы эпюры нагружения породы под режущей кромкой этой пластины, получающиеся в породе, на условных соседних, по радиусу долота кольцевых лунках

Рис. 6. Схема варианта положения поверхности пластины, расположенной в вертикальной плоскости, проходящей через центр и диаметр поверхности пластины и ось долота, форма и глубина следов внедрения пластины в породу на сечении забоя, а также схема условной формы эпюры нагружения породы под режущей кромкой этой пластины, получающиеся в породе, на условных соседних, по радиусу долота кольцевых лунках

Схема варианта положения режущей пластины с дополнительным ориентированием относительно проекции на поверхность забоя проходящей через центр на плоскости пластины и ось долота, поворотом ее центрального диаметра под острым углом по часовой стрелке

Рис. 7. Схема варианта положения режущей пластины с дополнительным ориентированием относительно проекции на поверхность забоя проходящей через центр на плоскости пластины и ось долота, поворотом ее центрального диаметра под острым углом по часовой стрелке

Схема варианта положения режущей пластины с дополнительным ориентированием относительно проекции на поверхность забоя линии, проходящей через центр на плоскости пластины и ось долота, поворотом ее центрального диаметра под острым углом против часовой стрелки

Рис. 8. Схема варианта положения режущей пластины с дополнительным ориентированием относительно проекции на поверхность забоя линии, проходящей через центр на плоскости пластины и ось долота, поворотом ее центрального диаметра под острым углом против часовой стрелки

В этом случае увеличивается, как было разъяснено выше, величина крыльев эпюры 23, а значит и боковая нагрузка сдвига на стенку лунки породы, но уже в зоне границы 8. При этом значительно повышается интенсивность разрушения породы с этой стороны лунки.

Чтобы компенсировать некоторое возможное снижение нагружения на поверхность одного из боковых кольцевых буртов, возникающее при предлагаемом выше дополнительном развороте режущих поверхностей пластин резцов PDC, можно ввести чередование изменения углов наклона по или против часовой стрелки, на следующих друг за другом соседних резцах при установке их на венцах лопастей долота.

Внедрение предлагаемого изобретения технологически не сложно и должно обеспечить дальнейшее повышение показателей долот PDC в бурении, с получением большого экономического эффекта.

ЛИТЕРАТУРА:

  1. НТЖ «Вестник Ассоциации буровых подрядчиков РФ». М. № 2. 2011. – с. 10.
  2. Каталог продукции для нефтегазовой промышленности ОАО «Волгабурмацг» – ОАО «Уралбурмаш», Самара. 2015. – с. 57.
  3. Эйгелес Р. М. К вопросу о напряжении в забое от действия зубьев долота. Труды ВНИИ БТ, вып. ХШ. 1964.
  4. Богомолов Р. М., Сериков Д. Ю., Гринев А. М., Дедов Н. И. Бурение дополнительных боковых стволов долотами PDC // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №2. – с. 17–20.
  5. Сериков Д. Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением. – М.: Нефть и газ. 2015. – с. 379.
  6. Богомолов Р. М., Сериков Д. Ю. Совершенствование вооружения шарошечного бурового долота // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. – №5. – с. 24–28.
  7. Сериков Д. Ю., Богомолов Р. М., Панин Н. М. Совершенствование конструкций буровых долот истирающе-режущего типа // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2017. – №3. – с. 32–34.
  8. Сериков Д. Ю., Гинзбург Э. С. Повышение эффективности разрушения средних и твердых пород за счет использования косозубого вооружения шарошек // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.- техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №4. – с. 18–22.
  9. Сериков Д. Ю. Исследование отклоняющих и стабилизирующих сил, возникающих при работе косозубого вооружения шарошечного бурового инструмента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2015. – №9. – с. 30–32.
  10. Сериков Д. Ю., Гринев А. М. Исследование проскальзывания вооружения шарошечных буровых долот // Территория «НЕФТЕГАЗ». – 2016. – №7–8. – с. 20–27.
  11. Васильев А. А., Сериков Д. Ю., Близнюков В. Ю. Совершенствование буровых долот различных типов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2019. – №6. – с. 28–31.

Скачать статью в формате pdf →

119991, Москва, 
пр. Ленинский, д. 65, корп. 1
☎ +7 (499) 507-88-88
com@gubkin.ru
www.gubkin.ru


Читайте также: