Одним из способов понижения себестоимости отечественной нефти является введение новой, менее ресурсно-затратной технологии добычи. Технологические установки, используемые в добычи нефти и газа, не претерпевали кардинальных изменений уже более десяти лет. Реальный способ снизить себестоимость нефти — усовершенствовать способы ее добычи.
Буровая установка — это комплекс буровых машин, механизмов и оборудования, смонтированный на точке бурения и обеспечивающий с помощью бурового инструмента самостоятельное выполнение технологических операций по строительству скважин.
Буровое долото — основной элемент бурового инструмента для механического разрушения горной породы в процессе бурения скважины.
Для модернизации бурового долота были созданы трехмерные модели и чертежи бурового долота с использованием средств информационных и коммуникационных технологий. Возможности САПР (системы автоматизированного проектирования) создавать чертежи всех видов изделий по их пространственным геометрическим моделям [1, 2] значительно ускоряют процесс конструирования и улучшают качество оформления конструкторской документации. Преимущества 3D‑методов перед 2D наглядно продемонстрированы при создании объемных моделей [3, 4, 5, 6, 7], выполненных в системе Autodesk Inventor.
Рассмотрим модернизацию бурового долота на примере шарошечного долота (рис. 1). Шарошечные долота — это породоразрушающий инструмент, применяющийся при бурении практически всех видов пород в самых разных условиях. Именно поэтому в настоящее время на шарошечные долота приходится около 90 % объема бурения нефтяных и газовых скважин как в России, так и за рубежом. Несмотря на то что шарошечное долото было изобретено в начале XX в., исследования по изучению процесса разрушения забоя шарошечными долотами, а также по совершенствованию их конструкции проводятся и в настоящее время. Диаметр шарошечного долота классической буровой установки составляет 30–50 см.
Для осуществления вышеуказанной модернизации необходимо предусмотреть возможность закачки и откачки буровой жидкости через долото (рис. 2). Для этого предусмотрим в каждом из трех шаров долота канавку, в которой будет передвигаться подвеска хвостовика. Хвостовик для цементирования имеет диаметр 15–30 см. Хвостовик для работы с буровым раствором предполагаем диаметром 8–10 см. Таким образом, канавка должна быть на 4 см больше в диаметре, чем сам хвостовик, т. к. необходимо пространство для раскрытия лепестков подвески хвостовика. Получается, что каждая канавка в буровом долоте должна иметь диаметр 12–14 см. В верхней части долота, на стыке с буровой трубой, предусмотрим утолщение для свободного хода и извлечения хвостовиков. Стоит отметить, что данное утолщение способствует состыковке долота по канавкам с остальной частью буровой колонны, т. к. буровой раствор должен циркулировать насквозь по всей буровой колонне: от пола буровой установки до долота.