Ведущая бурильная труба.

Ведущая труба – верхний конец бурового снаряда, предназначена для передачи от бурового станка на бурильную колонну вращательного и поступательного движения и осевых усилий для регулировании осевой нагрузки на ПРИ. Вид и параметры ведущей трубы зависят от типа вращателя бурового станка. В станках с подвижным вращателем ведущей трубы как таковой нет – ее роль выполняет поочередно верхняя бурильная труба, которая, по мере углубки скважины и наращивания, сменяется очередной трубой. При бурении шпиндельным станком ведущая труба постоянно находится в шпинделе и представляет собой, либо одну из бурильных труб бурильной колонны, но лучшего качества, либо трубу несколько большего диаметра и жесткости, иногда большей длины (6 метров при стандартной 4,5 м.). Особенность ведущей трубы в том, что она должна иметь на верхнем конце левую резьбу (рис. 3 а). Вращение на ведущую трубу от шпинделя передается через зажимные патроны. По мере окончания хода шпинделя (40 – 60 см в наших и до 1,1 м в зарубежных шпиндельных станках), происходит перекрепление патронов, и бурение продолжается до конца «замера» т.е. на длину, выступающей над шпинделем части ведущей трубы.

В роторных буровых установках применяется специальные ведущие трубы некруглого сечения (обычно квадратного). Рис. 3 б. Такая труба с вертлюгом- сальником на верхнем конце, соединенным с тросом лебедки, свободно проходит через фигурное отверстие в роторе, получает от него вращение и, по мере углубки скважины, за счет веса снаряда перемещается в осевом направлении. В практике бурения роторными установками ведущая труба обычно называется «квадрат».

А б

Рис. 3.

Буровой снаряд.

Буровые снаряды могут быть простые, простые с дополнительнымимеханизмами и специальные.

. Специальные буровые снаряды – снаряды со съемным керноприемником ССК, КГК. WIRELINE LONGYEAR, снаряды с гидро (пневмо) транспортом керна и снаряды с дополнительными механизмами - с гидроударником, с пневмоударником, с забойным двигателем, будут рассматриваться далее в соответствующих разделах практикума.

Простой буровой снарядсостоит изколонны бурильных труб и колонкового набора - при колонковом бурении, или забойной компановки – при бескерновом бурении.

Бурильные трубы.

Как уже отмечалось, глубины геологоразведочных скважин составляют сотни и тысячи метров, и рабочие воздействия и поток очистного агента передаются с поверхности на ПРИ с помощью бурильной колонны, составленной из отдельных бурильных труб.

Длина одной трубы в геологоразведке из условий транспортировки и удобства работы не превышает 6 метров, обычно 4,5 метра, с добавлением в комплект нескольких труб длиной 3,0 и 1,5 метра. Естественно, чтобы составить бурильную колонну трубы при спуске в скважину должны надежно, удобно и герметично соединяться между собой. По мере углубки скважины в колонну добавляются новые трубы – происходит «наращивание». Бурение обычными снарядами выполняется отдельными рейсами - при колонковом бурении - небольшой длины – 3 – 5 – 9 метров, при бескерновом - до нескольких десятков и сотен метров, после чего, для подъема керна или замены изношенного долота, снаряд поднимается на поверхность. Процессы спуска снаряда в скважину и его подъема называются «спуско-подъемные операции» – СПО.

В настоящее время соединение бурильных труб в колонну осуществляется резьбовыми соединениями (были попытки соединять трубы в колонну при спуске сваркой трением, а при подъеме резать сварной шов, но они не прижились).

Чтобы оценить, какой должна быть бурильная колонна, рассмотрим ее основные функции:

1. Бурильная колонна передает, с поверхности от станка, на ПРИ на забое скважины, вращательное движение и крутящий момент. При этом частота вращения достигает 1600 – 2000 об/мин, а Мкр. до 6000 Нм.

2.Передает усилие от станка, и участвует своим весом, в создании осевой нагрузки на ПРИ – «F_ос.». Величина осевой нагрузки в геологоразведочном бурении может составлять от 0,2 до 6 тн. а вес колонны труб может быть, в зависимости от типа труб и глубины скважины, от 0,2 до 15 тн. (В нефтегазовом бурении в десятки раз больше!).

3. Передает к забою под давлением поток очистного агента от насоса или компрессора (при обратной циркуляции поток очистного агента по колонне поднимается от забоя на поверхность - но это редко).

4. Является связующим звеном между станком на поверхности и ПРИ на забое скважины.

5. Влияет на направление трассы скважины в пространстве (может положительно, может отрицательно).

Учет всех этих функций определяет требования к бурильной колонне:

1. Бурильная колонна в целом должна быть достаточно прямолинейной с соосностью соединений, чтобы вызывать минимум центробежных сил при вращении и не создавать вибрацию на больших оборотах.

2. Бурильная колонна должна обладать достаточной прочностью. Один из наиболее распространенных видов аварий в скважине – «обрыв бурильных труб»

3. Обладать достаточной жесткостью для сохранения прямолинейности скважины или в других случаях достаточной гибкостью для бурения криволинейного участка скважины.

4. Обеспечивать герметичность соединений труб для подачи под давлением до 10 МПа потока промывочной жидкости.

5. Создавать минимальные гидравлические сопротивления для движения промывочной жидкости.

6. Обеспечивать минимальные затраты мощности на вращение бурильной колонны, особенно на больших оборотах.

Выполнение указанных требований достигается качеством материала, из которого изготавливаются трубы, качеством изготовления (прямолинейностью, соосностью, равной толщиной стенок и.т.п.), конструкцией труб и их соединений, применением специальной смазки и правильной затяжкой резьбовых соединений.

Для всех видов бурения применяются металлические бурильные трубы – стальные и легкосплавные.

Поскольку длина одной бурильной трубы несоизмеримо меньше глубин скважин, то при каждом спуске бурового снаряда надо соединять (свинчивать) большое количество труб, что занимает много непроизводительного времени. При бурении шпиндельными и роторными станками и некоторыми станками с подвижным вращателем, когда СПО осуществляться лебедкой с использованием буровой мачты (вышки), можно спускать в скважину и поднимать из скважины не по одной трубе, а группами из нескольких, постоянно соединенных между собой бурильных труб. Такая группа называется «СВЕЧА». В зависимости от глубины скважины и, соответственно, высоты мачты (вышки), в свечу собираются по две, три, четыре или даже по семь бурильных труб. Чем длиннее свеча, тем быстрее выполняются СПО, однако, чем выше мачта (вышка), тем она дороже. Следовательно, при выборе длины свечи надо учитывать оба фактора. Примерные рекомендации по выбору длин свечей и высот буровых мачт (вышек) приведены в табл. 1.

Таблица 1.

В настоящее время в практике геологоразведочного бурения могут применяться бурильные трубы двух старых поколений, и, кроме того, новые по разработанному ГОСТу на бурильные трубы третьего поколения. Первая группа - старые стальные бурильные трубы 1956 –57 годов, вторая группа – стальные и легкосплавные трубы 1975-77 годов и третья группа новый ГОСТ 1999 года.

Поскольку бурильные трубы соединяются резьбами, то чтобы не ослаблять тело трубы в резьбовой части концы труб (первых двух групп) высаживаются внутрь (утолщаются).

Различаются между собой бурильные трубы по четырем параметрам: 1) материал труб, 2) тип соединений, 3) наружный диаметр трубы и 4) толщина стенки трубы. (Пример обозначения: СБТН-50 - Стальная Бурильная Труба с Ниппельным соединением диаметром 50 мм).

Первая группа - старые трубы (ГОСТ 7909-56) широко применялись раньше и еще могут встретиться на производстве сейчас, представлены шестью вариантами стальных труб: СБТН-33,5, СБТН-42, СБТН-50 и СБТМ-42, СБТМ-50, СБТМ-63,5. Используются два типа соединений труб – ниппельные и муфтово-замковые (последняя буква в шифре соответственно – Н и М).

Ниппельные соединительные элементы ввинчиваются во внутреннюю резьбу бурильных труб (трубы с внутренними ниппельными резьбами) и имеют практически такой же наружный диаметр, что и бурильная труба (отличие в диаметре +2 мм принципиального значения не имеет). В результате получается практически гладкая по наружному диаметру колонна. Такие колонны применяются при бурении скважин малого диаметра, когда диаметр бурильных труб близок к диаметру скважины (скважина 46 мм – трубы 42 мм, скважина 59 мм – трубы 50 мм и.т.д.).

Муфтово-замковые соединения навинчиваются на наружную резьбу бурильных труб (трубы с наружной слабоконической треугольной резьбой – «трубной» резьбой) и, следовательно, имеют значительно больший наружный диаметр, чем диаметр трубы. Например, у труб диаметром 42 мм муфты и замки имеют диаметр 57 мм, а у труб диаметром 50 мм соединения имеют диаметр 65 мм, т.е. колонна получалась с заметно выступающими по наружному диаметру соединениями.

Бурильные трубы и для ниппельных и для замковых соединений имеют высаженные внутрь концы, на которых для ниппельных труб нарезается внутренняя цилиндрическая ленточная резьба, а на трубах с муфтово-замковыми соединениями нарезается наружная слабоконическая (1:16) треугольная «трубная» резьба (рис. 4 и рис. 5).

Поскольку при бурении геологоразведочных скважин шпиндельными станками бурильные трубы собираются в свечи постоянные при бурении всей скважины, а при СПО свечи свинчиваются в колонну и развинчиваются при каждом рейсе, то и соединительные элементы для соединения труб в свечу и для соединения свечей между собой будут разными. Трубы в свечу как, правило, свинчиваются на поверхности в горизонтальном положении вручную с использованием шарнирных ключей. Свечи между собой при СПО свинчиваются в вертикальном положении, обычно с использованием механического труборазворота. Для соединения труб в свечу используют наиболее простые и дешевые элементы, пусть и малоудобные для сборки, свинчиваемые вручную. Для соединения свечей между собой важно, чтобы соединение было удобно и приспособлено для механического свинчивания-развинчивания.

В ниппельных колоннах трубы в свечу собираются простыми однопрорезными или беспрорезными ниппелями (рис. 4 а), а свечи между собой ниппельными замками, состоящими из простого однопрорезного ниппеля (ниппель типа А) и ниппеля типа Б с наружной и внутренней резьбой и двумя прорезями (рис.4 б). Элементы ниппельного замка постоянно ввинчены в концы бурильной свечи – ниппель Б имеет две прорези и навинчивается на верхний конец свечи. Постоянно в работе при СПО находятся резьбы ниппельного замка, резьбы бурильных труб в свинчивании и развинчивании не участвуют и, следовательно, не изнашиваются. Три прорези в двух элементах замка необходимы для присоединения элеватора (или наголовника) в верхнюю прорезь ниппеля - Б, вставления подкладной вилки в нижнюю прорезь ниппеля - Б и отбойной вилки или ключа в прорезь ниппеля - А.

Рис. 4.

Достоинство ниппельных колонн, как уже указывалось, гладкая наружная поверхность и возможность использования в скважинах малого диаметра, - недостатки ниппельных соединений – большие гидравлические сопротивления внутри колонны, особенно при бурении глубоких скважин, меньшее удобство при свинчивании и развинчивании (трубы со старыми ниппельными соединениями нужно вручную центрировать при свинчивании) и меньшая прочность.

При муфтово-замковых соединениях, трубы в свечу соединяются простыми и дешевыми муфтами, свечи между собой соединяются замками.

Рис. 5.

У муфты (рис. 5 ) с обеих сторон внутренняя слабоконическая «трубная» резьба, как и на концах труб. Замки состоят из двух элементов – муфта замка -

А и ниппель замка - Б (рис. 5 ). Элементы замка своей внутренней мелкой «трубной» резьбой навинчиваются вручную на концы труб свечи, а свечи соединяются между собой уже крупной конической (1: 5), «замковой» резьбой Свинчивание замковой резьбы не требует центровки и легко механизируется.

Достоинство муфтово-замковых соединений, прежде всего в механическом и быстром свинчивании и развинчивании, более высокой прочности и меньших чем у ниппельных соединений гидравлических сопротивлениях внутри колонны. Недостаток - невозможность использования в скважинах малого диаметра и при высокооборотном алмазном бурении.

Вторая группа бурильных труб – трубы, созданные в семидесятые годы – это, во-первых, стальные трубы с новыми конструкциями ниппельных соединений и с новыми размерами по наружному диаметру (54 и 68 мм): СБТН-42, СБТН-54 и СБТН-68. Главная новизна таких ниппельных труб и соединений в том, что наружная резьбовая часть ниппеля удлинена и после резьбы имеется цилиндрический центрирующий хвостовик (рис. 6 а), а на внутренней резьбовой части бурильной трубы и ниппельного замка имеется аналогичная проточка. Наличие проточки и хвостовика обеспечивает центрирование резьбы и позволяет при свинчивании применять механический труборазворот. Еще более облегчается свинчивание и развинчивание свечей у труб диаметром 68 мм и у части труб диаметром 54 мм, у которых соединение половинок ниппельного замка осуществляется «замковой» конической резьбой, т.е. объединяются достоинства ниппельных и муфтово-замковых соединений. Рис. 6 б.

Рис. 6.

Прогрессивным является также изменение наружного диаметра труб с 50мм на 54 мм, что приближает диаметр труб к диаметру соответствующей скважины - 59 мм и позволяет применять более высокооборотное бурение.

На этом же этапе были разработаны и внедрены в производство легкосплавные бурильные трубы. Трубы изготавливаются из алюминиевого сплава Д16Т, а вот соединения к ним выполняются из стали. Легкосплавные трубы в основном имеют ниппельные соединения (был вариант ЛБТМ-54 с муфтово-замковыми соединениями, но он применения не получил). Ниппельные трубы и их соединения в резьбовой части имеют удлиненные хвостовики и расточки, причем ниппеля соединяются с трубой кроме резьбы еще и специальным уплотняющим клеем, так, что эти соединения получаются неразъемными. Трубы выпускались размерами: 24, 34, 42, 54, и 68 мм. Трубы диаметром 24 и 34 мм применяются только для бурения очень неглубоких скважин (до 25 – 100 м соответственно), для труб ЛБТН-42, ЛБТН-54, ЛБТН-68 глубина скважин не ограничена. За счет большей толщины стенок, трубы ЛБТ имеют примерно ту же прочность, что и стальные, и могут применяться наравне со стальными. Однако они должны применяться в скважинах, диаметр которых соответствует диаметру труб, т.е. трубы ЛБТ-42 в скважинах 46 мм, трубы 54 в скважинах 59 мм, трубы 68 в скважинах 76 мм. При больших зазорах между трубами и стенками скважины применять ЛБТ не рекомендуется.

Основное достоинство применения ЛБТ их значительно меньший вес (сталь имеет плотность – 7,8 г/см³, алюминий – 2,8 г/см³), в жидкости эта разность будет еще больше. Уменьшение веса значительно облегчает и ускоряет СПО, но, главное, применение ЛБТ снижает затраты мощности на вращение бурильной колонны примерно на 25%, что позволяет вести бурение на более высоких частотах вращения при больших глубинах скважин. Это очень важно для высокооборотного алмазного бурения в твердых породах.

В 1999 году разработан новый стандарт бурильных труб. Для бурения геологоразведочных скважин предлагается стальные универсальные бурильные трубы – ТБСУ (Труба Бурильная Стальная Универсальная). Трубы без высадки концов с приварными замками (замки имеют утолщенное тело, что заменяет высадку). Рис,7.

Рис. 7.

Введены новые размеры труб по наружному диаметру: 43, 55, 63,5 (последний был раньше), 70 и 85 мм. Предложена одна толщина стенки для всех диметров труб. Для основной серии толщина стенки 4,5 мм, для облегченных – 3,5 и для упрочненных – 6,0 мм. Трубы соединяются труба в трубу, т.е. нет разницы соединений труб в свечу и свечей между собой

Легкосплавные бурильные трубы, По новому стандарту, изменилась аббревиатура - вместо ЛБТ стало ТБЛ. Размеры труб ТБЛ по наружному диаметру такие же, как у новых стальных труб – 43, 55, 70, 85 мм. Стальные соединительные элементы имеют с одной стороны ниппельную резьбу для соединения с бурильной трубой (с использованием клеящего уплотняющего состава), с другой стороны стандартную замковую резьбу (рис. 8).

Рис. 8.

Утяжеленные бурильные трубы - УБТ.

В некоторых случаях бурения для решения конкретных задач применяют специальные утяжеленные бурильные трубы – УБТ, вес которых в 5 – 10 раз больше чем у обычных бурильных труб геологоразведочного бурения.

Первый случай целесообразности применения УБТ – бескерновое бурение скважины повышенного диаметра, где требуется повышенная осевая нагрузка на ПРИ, а также при небольшой глубине скважины при бурении роторными станками, у которых нет механизма дополнительной нагрузки.

Второй случай при бурении направленных скважин, когда надо выдержать прямолинейное направление трассы скважины на определенных интервалах, что возможно за счет большей жесткости УБТ.

УБТ выпускались с семидесятых годов (и такие же размеры предусмотрены новым стандартом) - диаметрами: 57 ( применялись редко), 73, 89 и 108 мм. Для бурения водозаборных, гидрогеологических, нефтяных и газовых скважин применяются УБТ и больших диаметров. УБТ имеют приварные замки с коническими резьбами с направляющими хвостовиками и соответствующими расточками, и соединяются туба в трубу. (рис. 9).

Рис. 9.

В новом стандарте предложено УБТ называть ТБУ.

Как правило, утяжеленные бурильные трубы используются совместно с обычными бурильными трубами, составляя нижнюю часть бурильной колонны. В этом случае их называют «тяжелый низ»

Основные размеры и параметры бурильных труб всех трех поколений приведены в табл. 2.

Таблица 2.

* Масса трубы без учета массы соединений.

** Масса одного метра трубы.

Размеры бурильных труб зарубежных фирм.

В настоящее время в нашей стране часто применяется зарубежное буровое оборудование и буровой инструмент, и бурильные трубы в частности. Зарубежные бурильные трубы могут быть двух стандартов: американский (США и Канада) дюймовый – DCDMA, и европейский метрический. Размеры по наружному диаметру колонковых и бурильных труб в соответствии с диаметрами скважин (по расширителям) приводятся - американский дюймовый стандарт DCDMA в таблице № 3, и - европейский метрический стандарт в таблице № 4. Размеры в зарубежных стандартах, совпадающие с размерами в наших стандартах выделены жирным шрифтом.

Дюймовый стандарт DCDMA Таблица 3

Европейский метрический стандарт Таблица 4

Колонковый набор

При бурении простыми снарядами, при колонковом бурении к нижнему концу бурильной колонны присоединяется, - колонковый набор,

Колонковый набор включает от трех (рис. 10 а) до семи – восьми элементов в разных вариантах (рис. 10 б и в).

Рис. 10.

а. Набор минимум: 1 – коронка, 2.- колонковая труба, 3 – переходник;

б. Набор со шламовой трубой: 3 - тройной переходник 4 – шламовая труба;

в. Набор максимум: 3 – кернорвательное кольцо, 4 – корпус кернорвателя 5 – алмазный расширитель, 6 – нижняя часть комбинированного переходника, 7 – верхняя часть комбинированного переходника, 8 – латунная шайба, 9 – шаровой обратный клапан.

Три основные части колонкового набора (меньше не может быть) от забоя к трубам – буровая коронка, колонковая труба и переходник с колонковой трубы на бурильные трубы. Буровая коронка является породоразрушающим инструментом –«ПРИ». Коронка представляет собой стальное короночное кольцо, оснащенное резцами и резьбой для присоединения к колонковой трубе. В зависимости от материала резцов, коронки могут быть «твердосплавные», «алмазные» и с резцами из сверхтвердых материалов - СТМ. Подробно устройство и принципы работы коронок будут рассмотрены во второй части практикума.

.

Колонковая труба.

Выше коронки в минимальном колонковом наборе идет колонковая труба. Колонковые трубы гладкоствольные цельнотянутые из качественной стали (Ст. 45 или 36Г2С) с внутренней «ленточной» резьбой (одноупорная, цилиндрическая, трапециидальная, шаг 4мм, высота профиля 0,75 мм). Длинны колонковых труб обычно кратные 1,5 м, но могут быть и произвольными, т.к. резьба на трубах может нарезаться в местных мехмастерских, поскольку нет высадки. Обычно максимальная длина колонковых труб – 6 м, но если нужно, можно соединять с помощью ниппелей две и даже три трубы и тогда длина колонковой может достигать 8 – 12 метров. Поскольку колонковая труба выполняет две очень важные функции – размещение получаемого в процессе бурения столбика породы – керна и обеспечение заданного направления оси скважины она должна быть повышенного качества (кривизна не более 0,7 – 1,0 мм/м, не иметь вмятин). Параметры колонковых труб - наши стандартные по ГОСТ 6238-77 и по зарубежным стандартам, приведены в табл.5.

Таблица 5

Переходник.

В простом колонковом наборе переходник служит для соединения колонковой трубы с бурильными трубами (в нефтяном бурении подобный элемент называется «переводник»). Такой переходник имеет наружный диаметр такой же, как и у колонковой трубы и две резьбы – наружную ленточную (колонковую) резьбу и внутреннюю резьбу для бурильных труб. Внутренняя резьба может быть разной в зависимости от типа и размера бурильных труб (ниппельная или замковая резьба и размер резьбы в зависимости от диаметра бурильных труб). Переходники для труб ниппельного соединения обозначаются П0, переходники для муфтово-замковых труб обозначаются П1. Переходники с ниппельной резьбой применяются, как правило, с колонковыми трубами малого диаметра, когда разница между диаметрами колонковой и бурильной труб незначительна; верхний торец переходника в этом случае гладкий конический (рис. 11 а). Переходники с замковой резьбой, когда диаметр колонковой трубы значительно больше диаметра бурильной трубы, имеют верхний конический торец с фрезерной насечкой (на производстве такие переходники называют «фрезерные») (рис.11б). Фрезерная насечка нужна для «выбуривания колонкового набора в случае его завала кусочками породы, выпавшими из стенок скважины или осевшим шламом.

В некоторых случаях бурения переходники могут выполнять дополнительные функции:

- При бурении скважин малого диаметра в твердых породах для центрирования скважины, уменьшения возможности возникновения вибрации применяют переходник-центратор, который имеет наружный диаметр равный диаметру скважины и пазы для прохода промывочной жидкости. Наружная выступающая часть поверхности переходника армируется твердосплавными штырями или наплавкой твердым сплавом (рис. 11г).

- В тех же условиях, для предотвращения излива промывочной жидкости из верхнего конца бурильных труб при их быстром спуске в скважину (коронка идет вплотную к стенкам скважины и создает «поршневой эффект»), может применяться клапанный переходник. Поскольку условия применения этих переходников одни и те же, часто объединяют переходник-центратор и он же клапанный переходник (снаружи – центратор, внутри – клапанный).

- Переходник – центратор, он же клапанный, может совмещать еще и третью функцию – отсоединительного переходника (об этом рассказано дальше, смотри рис.15а).

Рис. 11.

Как указывалось ранее, кроме трех основных частей колонкового набора в его состав могут входить еще ряд элементов. Что бы рассмотреть еще один вид переходников - тройных, забегая вперед, рассмотрим применение в колонковом наборе шламовой трубы. Шламовые трубы в современном геологоразведочном колонковом бурении применяются крайнередко; раньше они были обязательны при дробовом бурении, сейчас применяются там, где резко ограничен расход промывочной жидкости и при «безнасосном бурении». Бывают открытые и закрытые шламовые трубы. Открытая шламовая труба представляет собой трубу того же диаметра, что и колонковая труба, верхний конец которой без резьбы, имеет косой срез и слегка завальцован внутрь. На нижнем конце шламовой трубы нарезается ленточная резьба, такая же, как на колонковой, но левая. (смотри рис. 10 б) Такая же левая резьба нарезается на верхней части наружной поверхности переходника. Поскольку у переходника теперь три резьбы (для колонковой трубы, для бурильной трубы и для шламовой трубы) такой переходник называется тройной и обозначается П3 (рис.11в).

Кернорватель.

Главная задача колонкового бурения получение образцов горной породы - керна из глубины массива. При колонковом бурении порода разрушается по кольцевому забою, - в центре забоя остается неразрушенная порода, которая по мере углубки скважины образует столбик породы – керн. Когда колонковая труба заполняется керном (или по иной причине), углубка прекращается и главной задачей становится отрыв керна от забоя, надежное удержание его внутри колонковой трубы при подъеме на поверхность. В разных породах эта ответственная, а иногда и очень сложная, задача решается по-разному. В мягких и слабых породах закрепление керна в колонковой трубе и в коронке производится «затиркой всухую», т.е. перед завершением рейса некоторый интервал (10 – 40 см. и более) бурится при выключенной циркуляции очистного агента. Разрушенная порода не удаляется с забоя, а уплотняется – часть в стенки скважины снаружи колонковой трубы, часть внутри колонковой, образуя плотную пробку, удерживающую керн. Прочное закрепление керна обеспечивается тем, что верхняя часть внутренней поверхности буровых коронок имеет коническую расточку раструбом вверх - рис. 12. Эта расточка используется для заклинивания керна в некоторых случаях и при бурении скальных пород (как

будет рассказано дальше).

Рис. 12.

В скальных породах заклинивание керна может осуществляться двумя путями, Первый, наиболее удобный, использование специального (четвертого) элемента колонкового набора кернорвателя. Кернорватель применяется при бурении в скальных однородных монолитных и слаботрещиноватых породах. Кернорватель устанавливается между коронкой и колонковой трубой и состоит из корпуса (рис.13 а, б) и пружинного рвательного кольца (рис. 13 в). Корпус кернорвателя имеет внутреннюю коническую расточку раструбом вверх, являющуюся продолжением конической расточки буровой коронки. Рвательное кольцо имеет внутренние продольные ребра с острым закаленным верхнем торцом, наружный конус аналогичный внутреннему конусу в корпусе кернорвателя и продольный разрез для того, чтобы кольцо могло сжиматься и прочно захватывать керн. В процессе бурения рвательное кольцо за счет трения о столбик керна, поднимается по конусной расточке до верхнего упора в корпусе, раздвигается за счет прорези и плотно надвигается на керн. По окончании бурения при подъеме снаряда кольцо врезается в керн верхними торцами ребер, удерживается неподвижно, а корпус кернорвателя продвигается вверх при подъеме снаряда и кольцо оказывается в нижней части конусной расточки, сжимается и, как клин, надежно удерживает керн с силой достаточной, чтобы оторвать керн от забоя даже в твердых породах. При бурении более твердых пород алмазными коронками, применяются более жесткие рвательные кольца (рис. 13 в), при бурении средних скальных пород твердосплавными коронками применяются более гибкие кольца со сквозными боковыми окнами рис 13 г).

а б в г

Рис. 13.

Кернорватель успешно применяется при бурении монолитных и слаботрещиноватых пород, но при бурении в сильнотрещиноватых, неустойчивых, перемежающихся по твердости пород кернорватель не может обеспечить захват и удержание керна. В таких случаях приходится либо применять сложные двойные колонковые трубы со специальными кернодержателями (о чем будет рассказано дальше), либо применять старый испытанный способ - заклинивание керна с помощью заклиночного материала. В последнем случае, для закрепления керна в колонковом наборе используется наличие конической расточки в буровой коронке. (Смотри рис.12). После окончания углубки, отвинчивается пробка в буровом сальнике и через отверстие в буровой снаряд засыпается «заклиночный материал». При бурении твердосплавными коронками это обычно осколки хрупкого материала (кварц, фарфор, бутылочное стекло) размером 2-5 мм. При алмазном бурении в качестве заклиночного материала используются кусочки алюминиевой проволоки. Отверстие в вертлюге-сальнике закрывается и включается буровой насос. Поток промывочной жидкости загоняет кусочки заклиночного материала в зазор между колонковой трубой и керном, особенно в коническую расточку буровой коронки, где они надежно расклинивают кусочки керна, даже если они неправильной формы. Этот вариант наиболее универсален, но требует особого мастерства и опыта бурильщика.

Расширитель.

При бурении в твердых горных породах очень важно не допустить уменьшение диаметра скважины вследствие износа наружной поверхности коронки (подрезных резцов). Для сохранения номинального диаметра скважины (в твердых породах значение имеют десятые, и даже сотые доли миллиметра, иначе следующая новая коронка «застрянет» в зауженной части скважины), над коронкой устанавливается расширитель-калибратор. Поскольку и расширитель и кернорватель необходимо располагать сразу над коронкой, то, как правило, эти две части колонкового набора совмещаются. Так в алмазном расширителе РСА-1 предусмотрена коническая расточка с верхним упором для размещения рвательного кольца, (рис. 14 в.) в кернорвателе для твердосплавного бурения предусмотрены наружные ребра, армированные твердым сплавом или сверхтвердым материалом., т.е. он также работает как расширитель

а – расширитель РМВ-1. б – расширитель РМВ-2 в – расширитель РСА-1

Рис. 14.

Расширитель алмазный или твердосплавный может устанавливаться в колонковом наборе и на верхнем конце колонковой трубы – в этом случае он вместе с нижним расширителем-калибратор