Справочник по шарошечным долотам ведущих компаний. Высокоэффективные отечественные долота и инновационные технологии применения

с. в. синев 
СПРАВОЧНИК  
ПО ШАРОШЕЧНЫМ ДОЛОТАМ ВЕДУЩИХ КОМПАНИЙ.  
ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫЕ  
ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ ДОЛОТА  
И ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2022 

УДК 622.23.051.78 
ББК 33.13 
С38 
Р е ц е н з е н т ы :
доктор технических наук (ООО «Интеллект Дриллинг Сервисиз») 
А. С. Повалихин;  
доктор технических наук (Самарский государственный технический 
университет) Е. П. Варламов 
Синев, С. В. 
С38  
Справочник по шарошечным долотам ведущих компаний. Высокоэффективные отечественные долота и инновационные технологии при- 
менения / С. В. Синев. – Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2022. – 
436 с. : ил., табл. 
ISBN 978-5-9729-0857-8 
Рассматривается история становления шарошечного долота и последующее его совершенствование, а также возникновение и развитие компаний, производящих породоразрушающий инструмент. Представлены разработки по 
смещению осей шарошек, по вооружению долота, его размещению на шарошках, его пространственному положению и влиянию этих факторов на эффективность бурения. Перечисляются изменения в опоре долота и смазки опоры. 
Оценивается гидравлика долота и внесенных изменений. Рассматриваются вибрации в бурении. Анализируется взаимодействие инструмента со стенками 
скважины. 
Для специалистов в области горного дела. Может быть полезно студентам, аспирантам и преподавателям горных вузов. 
УДК 622.23.051.78 
ББК 33.13 
ISBN 978-5-9729-0857-8 
” Синев С. В., 2022 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2022 
2 

 
ОГЛАВЛЕНИЕ 
 
ВВЕДЕНИЕ 
........................................................................................................... 10 
 
1. ИСТОРИЧЕСКОЕ СТАНОВЛЕНИЕ ВЕДУЩИХ КОМПАНИЙ  
ПО РАЗВИТИЮ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ 
............................................. 22  
1.1. История образования Hughes Tool Company 
............................................... 22 
1.2. История образования Baker Oil Tools и Baker Hughes Incorporated 
.......... 24 
1.2.1. Совместное предприятие с Schlumberger ......................................... 26 
1.2.2. Альянс PetroSkills 
................................................................................ 26 
1.2.3. Предлагаемое приобретение компанией Halliburton 
....................... 26 
1.2.4. Предлагаемое приобретение General Electric 
................................... 26 
1.2.5. Разделы 
................................................................................................. 27 
1.2.5.1. Группа бурения и оценки ...................................................... 27 
1.2.6. Бизнес-единицы 
................................................................................... 27 
1.2.7. Компания BJ Services 
.......................................................................... 28 
1.2.8. Буровые растворы ............................................................................... 28 
1.2.9. Направленное бурение и алмазные долота ...................................... 28 
1.2.10. Измерения при бурении 
.................................................................... 29 
1.2.11. Baker Hughes и General Electric 
........................................................ 29 
1.3. Краткая история компании Security (сегодня Security-DBS  
Буровые долота и Сервисы Halliburton 
........................................................ 30 
1.4. История компании Smith (сегодня Smith) Bits дочерняя компания 
Schlumberger) .................................................................................................. 31 
1.5. Краткая история компании NOV REED Hycalog  
(нынешние название компании NOV Downhole 
......................................... 32 
1.6. История компании ОАО «Волгабурмаш» (Россия) 
.................................... 33 
1.7. История компании Kingdream (Китай) ........................................................ 33 
 
2. ИСТОРИЧЕСКОЕ СТАНОВЛЕНИЕ ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА 
... 35 
2.1. Вклад Hughes в буровую индустрию ........................................................... 35 
 
3. ПОСЛЕДНИЕ РАЗРАБОТКИ ВЕДУЩИХ КОМПАНИЙ ..................... 42 
3.1. Состояние современных шарошечных долот компании 
Hughes Christensen 
.......................................................................................... 42 
3.1.1. Высокопроизводительные долота Ultra Max для роторного  
и высокоскоростного применения .................................................... 44 
3.1.2. Долота Hydra Boss 
............................................................................... 46 
3.1.3. Долота STAR ....................................................................................... 47 
3.1.4. Долота со стальным вооружением .................................................... 49 
3.1.5. Долота для твердых пород ................................................................. 49 
3 
 

3.1.6. Долота МAXGT/MAX ........................................................................ 51 
3.1.7. Долота ATMGT/ATM ......................................................................... 52 
3.1.8. Долота GT – это новейшая технология 
............................................. 54 
3.1.9. Долото ATJ 
........................................................................................... 55 
3.1.10. Долота GTX/ATX .............................................................................. 56 
3.1.11. RWD-технология 
............................................................................... 56 
3.1.12. Дополнительные возможности трехшарошечных долот  
компании Hughes Christensen 
........................................................... 57 
3.2. Гибридные долота компании Baker Hughes «Кимера» .............................. 60 
3.3. Вклад в шарошечные долота компании Security-DBS  
(теперь Буровые долота и Сервисы Halliburton) 
......................................... 63 
3.3.1. Долота со вставным вооружением .................................................... 63 
3.3.2. Долота со стальным вооружением .................................................... 65 
3.3.3. Конструкции подшипников долот 
..................................................... 67 
3.3.4. Специальные характеристики долота ............................................... 69 
3.3.3.1. Роликовый подшипник с двойным уплотнением ............... 69 
3.3.3.2. Гидродинамическое уплотнение .......................................... 70 
3.3.5. HF-138 Наплавка зубьев ..................................................................... 70 
3.3.6. Долота со стальными зубцами 
........................................................... 71 
3.3.7. Долота со вставными зубьями для мягких пород 
............................ 73 
3.3.8. Вставные долота для пород средней твердости 
............................... 76 
3.3.9. Вставные долота для твердых пород ................................................ 77 
3.3.10. Долота с продувкой воздухом ......................................................... 78 
3.3.10.1. Герметичные долота с продувкой воздухом ..................... 78 
3.3.10.2. Негерметичные подшипники качения долот  
с продувкой воздухом ......................................................... 79 
3.3.11. Долота управления отклонением ствола скважины ...................... 80 
3.3.11.1. Направляющая-Trak ™ Groove 
........................................... 80 
3.3.11.2. Долота для направленного бурения ................................... 80 
3.3.12. Дополнительные возможности долот компании Security 
............. 81 
3.4. Вклад компании Smith Bits в дизайн шарошечного долота 
....................... 82 
3.4.1. Изменения в конструкциях шарошечных долот 
.............................. 82 
3.4.1.1. Герметизированное долото Gemini  
с двойным уплотнением ........................................................ 83 
3.4.1.2. Буровое долото TCI, оптимизированное  
под карбонаты Shamal ........................................................... 85 
3.4.1.3. Буровое шарошечное долото Xplorer Premium 
................... 85 
3.4.1.4. Xplorer Expanded долото с фрезерованными зубцами  
для бурения от мягких до твердых пород ........................... 86 
4 
 

 
3.4.1.5. Шарошечные долота Kaldera для бурения геотермальных  
и высокотемпературных скважин ........................................ 87 
3.4.1.6. Буровое долото FH TCI ......................................................... 88 
3.4.1.7. Технология двухшарошечного бурового долота TCT ....... 89 
3.4.1.8. Долота с открытыми подшипниками и обычным  
стальным и твердосплавным вооружением ........................ 90 
3.4.2. Дополнительные возможности долот компании Smith Bits  ........ 90 
 
4. АВТОРСКИЙ ДИЗАЙН ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА........................... 96 
4.1. Краткая характеристика конструкции шарошечного долота .................... 98 
4.1.1. Влияние смещения осей шарошек на курс направленности работы 
долота ............................................................................................... 100 
4.1.2. Самонагружающийся породоразрушающий инструмент 
........... 102 
4.1.3. Самонагружающиеся шарошечные долота .................................. 104 
4.2. Форма забоя, определяемая эффективностью разрушения  
горных пород ................................................................................................ 105 
4.2.1. Износ вооружения долот на примере отдельных  
предприятий 
..................................................................................... 106 
4.2.2. Износ периферии долота, последствия износа  
и методы борьбы с ним 
................................................................... 108 
4.2.3. Напряженно-деформированное состояние  
призабойной зоны ........................................................................... 113 
4.2.4. Обоснование рациональной формы забоя на периферии ........... 114 
4.2.5. Характеристики упруго-пластичных и прочностных свойств 
горных пород у ступенчатой периферии забоя 
............................ 116 
4.2.6. Экспериментальные исследования по определению оптимальных 
размеров периферийной ступеньки .............................................. 123 
4.2.7. Исследования с натурными долотами, формирующими 
периферийную ступеньку оптимальных размеров 
...................... 129 
4.3. Баланс скольжения между основным и периферийным вооружением 
.... 132 
4.3.1. Профиль периферии долота, обеспечивающий ее качественное  
зацепление с забоем и стенкой скважины .................................... 138 
4.4. Влияние пространственного положения рабочей поверхности венцов  
шарошки на эффективность бурения 
......................................................... 139 
4.4.1. Влияние пространственного положения плоскости рабочей  
поверхности вооружения шарошек  
на эффективность бурения 
............................................................. 140 
4.4.2. Долота со ступенчатой формой рабочей поверхности 
................ 143 
4.4.3. Антитрекинговое вооружение ....................................................... 150 
4.5. Макет вооружения долота типа «М» 
.......................................................... 151 
4.6. О размещении улучшенного вооружения на шарошке долота ............... 153 
5 
 

5. ОПОРА ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА И СМАЗКИ ............................... 160 
5.1. Износ опоры экспериментального долота Э215,9Т-ПВ 
........................... 164 
5.2. Опоры с механическими компенсаторами люфтов узлов и деталей ...... 165 
5.3. Опоры долот с повышенным объемом смазки 
.......................................... 172 
5.4. Открытая опора с полимерной смазкой 
..................................................... 177 
5.5. Герметизация опоры долота гидравлическим затвором .......................... 184 
5.6. Утилизация продуктов износа опоры ........................................................ 186 
 
6. АВТОРСКИЙ ДИЗАЙН ГИДРАВЛИКИ  
ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА 
...................................................................... 189 
6.1. Форма забоя с облегченным выносом выбуренной породы 
.................... 189 
6.2. Локальный перепад давления в серийных долотах .................................. 192 
6.3. Гидромониторные насадки с отклонением струи (эффект Коанда) ....... 194 
 
7. ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ОПЦИИ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ  
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ШАРОШЕЧНЫХ ДОЛОТ ................................... 197 
7.1. Ресурс работы шарошечного долота .......................................................... 197 
7.2. Обкатка и приработка шарошечного долота 
............................................. 198 
7.3. Критерий качества сработки (износа) шарошечного долота 
................... 201 
7.4. Определение времени нахождения долота на забое 
................................. 203 
 
8. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ 
НА ПРОЦЕСС БУРЕНИЯ СКВАЖИН .................................................... 206 
8.1. Влияние гидростатического давления на эффективность бурения ........ 210 
8.2. Влияние перепада давлений на эффективность бурения 
......................... 213 
8.2.1. Динамическая составляющая перепада давлений ......................... 214 
8.2.2. Время действия перепада давления и кольматация  
приповерхностного слоя горной породы ....................................... 215 
8.3. Технологические аспекты экспериментальных исследований ............... 217 
8.4. Результаты исследования влияния дифференциального давления 
на скорость бурения микродолотами на стенде СВД-1000 ..................... 221 
8.4.1. Специфика методики проведения экспериментов  
по разбуриванию пород различной проницаемости  
на стенде СВД-1000 .......................................................................... 221 
8.4.2. Анализ результатов экспериментальных исследований ............... 226 
8.5. Выбор обобщенной математической модели, описывающей график  
зависимости скорости бурения от перепада давления ............................ 229 
8.6. Дифференцированное управление перепадом давления в системе  
«скважина – пласт» в повышении эффективности бурения 
................... 232 
8.6.1. Практическое использование графиков зависимостей ¨Р(V) 
в повышении эффективности процесса бурения ........................... 232 
6 
 

 
8.7. Управление локальным перепадом давления  
в системе «скважина – пласт» 
..................................................................... 236 
 
9. МЕХАНИЗМЫ, МЕТОДЫ И СПОСОБЫ РАЗРУШЕНИЯ  
ГОРНЫХ ПОРОД ......................................................................................... 240 
9.1. Объемное разрушение горных пород 
......................................................... 240 
9.2. Усталостное разрушение горных пород .................................................... 243 
 
10. РАЗРУШЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД ВООРУЖЕНИЕМ  
ШАРОШЕЧНОГО ДОЛОТА 
.................................................................... 251 
10.1. Разрушение горных пород вооружением шарошечного долота  
при бурении глубоких скважин ................................................................ 251 
 
11. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГРАФИКА ЗАВИСИМОСТЕЙ  
СКОРОСТИ БУРЕНИЯ ОТ НАГРУЗКИ НА ДОЛОТО ..................... 258 
11.1. Ступенчатый график зависимости V(G) в роторном бурении 
............... 258 
11.2. Влияние пористости (проницаемости) пород, определяемой  
ее естественным потенциалом на V(G) в турбинном бурении .............. 267 
11.3. Оценка моментоемкости разбуриваемых горных пород  
с использованием графика зависимости V(G) ......................................... 269 
 
12. УСТОЙЧИВОСТЬ ТЯЖЕЛОГО НИЗА  
БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА 
........................................................... 272 
12.1. Устойчивость низа бурильного инструмента как частный случай  
устойчивости стержней ............................................................................ 272 
12.2. Продольная устойчивость стержней. Формула Эйлера ......................... 273 
12.3. Устойчивость низа бурильного инструмента  
как фактор искривления скважин ............................................................. 283 
 
13. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА  
С ЗАБОЕМ И СТЕНКАМИ СКВАЖИНЫ ............................................ 296 
13.1. Размещение бурильного инструмента в вертикальной скважине  
цилиндрической формы ............................................................................ 296 
13.2. Движение бурильного инструмента в стволе скважины........................ 299 
13.2.1. Определение влияния радиуса искривления инструмента 
на крутящий момент, необходимый для его вращения ............ 303 
13.3. Распределение веса УБТ по вертикальной скважине 
цилиндрической формы 
............................................................................ 304 
13.4. Пространственная форма реальной скважины 
........................................ 306 
13.4.1. Поперечное сечение ствола скважины у забоя ............................ 306 
13.4.2. Локальные отклонения ствола скважины  
от усредненной оси ......................................................................... 309 
7 
 

13.4.2.1. Причины локальных искривлений ствола скважины 
и их влияние на процесс бурения 
.................................. 310 
13.4.2.2. Определение параметров локальной кривизны  
скважины ......................................................................... 313 
13.4.2.3. Механизм формирования ствола скважины  
с локальной кривизной 
................................................... 318 
13.4.3 Кавернозность ствола скважины .................................................... 319 
13.5. Размещение бурильного инструмента в реальной скважине ................ 321 
13.5.1. Способ определения степени разгрузки тяжелого низа 
.............. 322 
13.5.2. Деформация инструмента при его разгрузке на забой 
................ 325 
13.5.3. Оперативное определение геометрической формы  
ствола скважины в зоне работы тяжелого низа  
бурильного инструмента ................................................................ 327 
13.6. Зависание инструмента в процессе бурения ........................................... 328 
13.6.1. Зависание долота, вызванное его конструкционными  
особенностями 
................................................................................. 329 
13.6.1.1. Влияние физико-механических свойств горных пород 
на зависание долота 
........................................................ 331 
13.6.2. Зависание инструмента в обсаженном стволе  
и при выходе из него 
....................................................................... 334 
13.6.3. Зависание инструмента в кавернах ствола скважины 
................. 335 
13.6.4. Зависание инструмента от гидравлики процесса бурения.......... 339 
13.7. Оценка уровня зависания инструмента в скважине ............................... 340 
13.7.1. Выбор базы сравнения в определении уровня зависания  
инструмента ..................................................................................... 341 
 
14. ВИБРАЦИИ БУРИЛЬНОГО ИНСТРУМЕНТА 
................................... 346 
14.1. Источники энергии в колебательной системе  
бурильного инструмента .......................................................................... 349 
14.2. Крутящий момент и вибрации в бурильных трубах при их изгибе 
...... 350 
14.3. Колебания, возбуждаемые при работе шарошечного долота 
................ 353 
14.3.1. Колебания долота, вызываемые работой его вооружения 
.......... 353 
14.3.2. Вибрации в опорах долота и ГЗД .................................................. 356 
14.4. Колебания бурильного инструмента, определяемые 
взаимодействием его со стенками скважины 
......................................... 357  
14.4.1. Колебания долота, связанные с потерей устойчивости  
бурильного инструмента .............................................................. 359 
14.4.2. Колебания инструмента, вызываемые его качением  
по стенке скважины ...................................................................... 363 
14.4.3. Колебания инструмента, вызываемые подъемной силой  
при его работе 
................................................................................ 364 
8 
 

 
14.5. Высокоамплитудные колебания бурильного инструмента ................... 367 
14.5.1. Крутильные колебания бурильного инструмента ..................... 369 
14.5.2. Крутильные колебания инструмента,  
возбуждаемые приводом ротора ................................................. 371 
14.5.3. Крутильные колебания инструмента в скважине  
с локальными искривлениями ствола ......................................... 371 
14.5.4. Крутильные колебания инструмента  
в кавернозном стволе скважины 
.................................................. 373 
14.6. Трансмиссия привода БУ как виброударная система ............................ 375 
14.7. Вибрации в турбинном бурении ............................................................... 376 
14.7.1. Продольные колебания в работе турбобура 
............................... 379 
14.7.2. Поперечные колебания в гидравлическом  
забойном двигателе 
....................................................................... 382 
14.7.3. Резонансы и самоцентрирование вала ГЗД ................................ 383 
14.7.4. Синхронизация колебаний в турбинном бурении ..................... 388 
14.8. Виброреология в буровом процессе 
......................................................... 393 
14.9. Влияние дизайна долота и режимов бурения  
на колебательные процессы в инструменте и износе долота ................. 395 
14.10. Снижение вибраций бурильного инструмента ..................................... 396 
14.11. Взаимодействие бурильного инструмента со строящейся скважиной  
в представлении зарубежных специалистов ........................................ 403 
 
15. ВЫБОР РЕЖИМОВ ПО МОДЕЛИ БУРЕНИЯ «IN SITU» ................ 410 
15.1. Тест Drill-оff 
................................................................................................ 411 
15.2. Модель бурения in situ ............................................................................... 412 
15.3. Примеры формирования «моделей бурения in situ»  
с выбором долот и режимов бурения ...................................................... 414 
 
16. МАЛОЛИТРАЖНЫЙ РЕЖИМ ТУРБИННОГО БУРЕНИЯ.  
НИЗКОВИБРАЦИОННЫЙ ЩАДЯЩИЙ РЕЖИМ ............................ 422 
16.1. Методика применения щадящего режима ............................................... 426 
16.2. Результаты бурения в щадящем режиме ................................................. 429 
 
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................. 432 
 
 
 
 
 
 
 
9 
 

ВВЕДЕНИЕ 
Становление современного бурения скважин обозначено патентованием 
в 1860 году шарошечного породоразрушающего инструмента. В 1886 году 
Сваней запатентовал «шарошечное» долото, которое использовалось для разбуривания крепких пород. Развитие бурения обусловлено не только усовершенствованием конструкции долота, но и других составляющих буровой установ- 
ки (БУ) таких как первый ротор, созданный в 1890 году, который во многом 
является прототипом современного; двухцилиндровые двойного действия 
поршневые насосы, заимствованные из промышленных паровых силовых установок, впервые примененные в роторном бурении в 1890 году; сам паровой 
привод и, наконец, стальные канаты, изготовленные впервые в 1849 году 
Дж. Реблингом. 
Современное бурение начинается с патента Говарда Хьюза (старшего) 
1909 года на шарошечное долото с коническими шарошками. Нынешнее трехшарошечное самоочищающееся долото запатентовано только в 1933 году. С середины ХХ века в конструкцию долота внесено много изменений по вооружению, включая переход на вставное вооружение из твердого сплава в 1951 году 
с армированием вставок алмазами в 1977 году; по подшипникам и их смазке 
с герметизацией опоры в 1959 году и созданием лубрикатора с компенсационной системой в 1970 году; по гидравлической системе, с переходом на применение гидромониторных насадок в 1948 – 1953 годах, и по технологии их изготовления.  
С усовершенствованием породоразрушающего инструмента совершенствовалась и технология его эксплуатации. Для создания нагрузки на долото и 
увеличения жесткости низа бурильного инструмента начали применять утяжеленные бурильные трубы (УБТ). К 1933 году длина отдельной трубы УБТ увеличилась с 1,8 м до 6,0 и 9,1 м. Общая длина тяжелого низа выросла до 183 м 
и более с использованием в нагружении долота 75  веса УБТ. Бурильный инструмент из простой колонны труб с долотом на конце преобразовался в сложную систему, взаимодействующую с забоем и стенками скважины и включающий УБТ различного типа, калибраторы, стабилизаторы, центраторы и даже 
амортизаторы. Частота вращения долота, обусловленная вращением бурильного инструмента, от хаотично высокой в форсированных режимах, в погоне 
за скоростью бурения, приобрела, с учетом безопасности работы инструмента, 
упорядоченную закономерность ее снижения пропорционально росту твердости 
пород. Для выноса выбуренной породы и охлаждения долота в 1901 году впервые была использована прокачиваемая через трубы вода. Позже, опытным путем, перешли к качественным глинистым буровым растворам. С 1920 года, после изобретения промывочных жидкостей, содержащих утяжелители, функции 
10