[Шабалдасов А.Ю.]

Иваныч, а кто заливать будет? Не о ней ли мы сегодня общались

[Глушков О.В.]

Много читал и так и не понял в чем суть сервиса.

[Глушков О.В.]

благодарю, все четко!

[Сулейманов А.А.]

С точки зрения PDC долот есть очень много нюансов работы различных конструкций и, как следствие, необходимость подбора самих долот и режимов бурения. При правильной работе можно добиться значительного роста показателей. Есть реальные факты увеличения механических скоростей бурения на 20-80%, при сохранении ресурса долота. Плюс отдельная проблема подбора пары долото-ВЗД. Сегодня тенологические службы буровых предприятий не всегда могут самостоятельно сделать правильный выбор.
Такую работу дешевле провести в рамках долотного сервиса.
Между прочим российские производители PDC долот могут оперативно вносить изменения в конструкции долот, адаптируя их к конкретным условиям работы. Чем они очень гордятся http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif .

[Sergei Tchernenkov]

Название темы и аббревиатуры в сообщениях исправлены с IADS (International Association of Dental Students = Международная Ассоциация Студентов-Стоматологов) http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif на IADC (International Association of Drilling Contractors = Международная Ассоциация Буровых Подрядчиков)
А в помощь тем, кто использует классификацию и кодировку износа долот по IADC, прилагаю стмпатичный такой файл со множеством полезной информации.

Прикрепленные файлы

•  drilling.xls (88К)
  Количество загрузок:: 168

[Сулейманов А.А.]

В России сегодня несколько основных производителей PDC долот и бурголовок , которые могут быть реставрированы в ходе эксплуатации: "Буринтех", "Волгобурмаш", "Бурсервис" и "УДОЛ".
На всех предприятиях возможна реставрация долот этого типа. Однако поскольку технология пайки резцов у всех засекречена, эти процессы производятся только внутри предприятий.
Нужно поработать с сайтами - там вся информация о производителях есть.
Отдельная контора в Уфе "Центр востановления алмазных долот" работает непонятно под чьим патронажем. Можно порыться в интернете CVAD.ru, если правильно момню.
Кроме всего перечисленного возможно частичное восстановление фрезерного инструмента, применяемого при капитальном ремонте скважин. как правило такую реставрацию производят сами буровые конторы при наличие соответствующей базы. в частности такую работу делают в "Сургутнефтегазе".

[Шраго И.Л.]

Пасынков Д.А. (2 февраля 2010 в 13:06) писал:

Здравствуйте. помогите с вопросом.
Необходима информация о среднем интервале проходки скважины различными долотами без подъема инструмента. Где возможно раздобыть такую информацию.

В УБР должна быть такая статистика

[Соболев Г.В.]

В России только Волгабурмаш и Буринтех. Последнее время лучше вторые

[Сулейманов А.А.]

Хотелось бы узнать мнение буровиков относительно эффективности конструкций предлагаемых долот.
С одной стороны мы видим постоянное обновление технологических подходов непосредственно к процессу бурения, с другой - совершенствование уже применяемого оборудования.
Вопрос - насколько удовлетворяет буровиков динамика обновления конструкций долот? И если нет, то почему?

[Сулейманов А.А.]

Есть вопрос к Сергею и другим специалистам работающим за рубежом.
Очень интересно узнать в каком режиме проводят поставщики PDC долот их реставрацию в процессе отработки долот и проводят ли вообще?
Поясню, с чем связано мое любопытство. Постоянно приходится сталкиваться с двумя противоречивыми позициями представителей зарубежных компани. Одни утверждают, что буровые подрядчики готовы пускать на забой только новое, или полностью отреставрированное долото. Другие настаивают на том, что реставрация никого не интересует и главное - ресурс определенный долота, который оговаривается в контракте.
Будьте добры, проясните ситуацию с высоты вашего опыта.

[Sergei Tchernenkov]

Сулейманов А.А. Бурение (17 февраля 2010 в 7:33) писал:

Есть вопрос к Сергею и другим специалистам работающим за рубежом.
Будьте добры, проясните ситуацию с высоты вашего опыта.

Начнём с того, что я - не буровик, а специалист по внутрискважинным работам (от освоения и дальше). Но, теме не менее, с буровиками работаю тесно, и за всё время работы встречался с сервисом восстановления PDC только один раз. Тогда контракт с Hughes Christensen был построен на принципах аренды долот с их последующей реставрацией. Из-за проблем с ре-экспортированием (обычная проблема в международных операциях), были задержки в перепоставках, увеличение стоймости из-за таможенных пошлин, и т.д, что "убивало" какую-либо выгоду от такого контракта. Поэтому быстро перешли на стандартные закупки.
Те PDC, которые не пригодны для бурения, но и "жалко выкидывать", - бувает оставляем для КРС (разбуривание цементных мостов, спуски со скрейперами).

[Сулейманов А.А.]

Сергей, большое спасибо за ответ. Туман почти развеялся. http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/tongue.png .
Проблемы рнставрации, связанные с реэкспортом во много сдерживают продвижение российских долот на ближние и дальние зарубежные рынки. Поэтому и сложилось впечатление, что постоянная реставрация в рамках контрактов больше похожа на миф.

[Сулейманов А.А.]

Иванов И.И. Механик (17 февраля 2010 в 17:42) писал:

Уфимцам стыдно не знать... Бурсервис

А что, москвичи работают с Бурсервисом? http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif

[Сулейманов А.А.]

Самое интересное, что наши производители провоцируют крупные компании на открытие собственных участков реставрации. Особенно сейчас, когда Буринтех и ВБМ стали предлагать матричные конструкции PDC долот. Для Западной Сибири они не нужны, а в Восточной Сибири пока эконмически выгодней использовать трехшарошки.
Такое ощущение, что никто не помнит, что раньше были ПО - производственные объединения с замкнутым циклом самообслуживания. И эти времена хорошо помнят многие руководители.
Вот как раз ввод в работу собственных участков реставрации в регионах сильно подкосит наших долотчиков.

[Сулейманов А.А.]

Иванов И.И. Механик (17 февраля 2010 в 18:50) писал:

Кто же первый? Сургут?

"Заметьте не я это первый предложил!"-
Цитата из фильма "Покровские ворота"

Иванов И.И. Механик (17 февраля 2010 в 18:48) писал:

А что Лужков запрещал?

Нет! муж Батуриной!

[Сулейманов А.А.]

Валерий Сургут (28 февраля 2010 в 22:09) писал:

Сальникооброзование между лопастей РDC всех отечественных производителей, где причина?
- Конструкция долота
-Разрез
-раствор
-Падение характеристик ГЗД
а главное методика раннего обнаружения и борьбы.

Проблема комплексная. Причем проблема касается не только российских долот, но и импортных. То, что втирают буровикам про "тефлоновое" антисальниковое покрытие - сплошное лукавство.
Для Сургута две составляющие: 1. Особенности разреза (свойства глин) и 2. режимы бурения (высрокие нагрузки, провоцирующие высокую механическую скорость).
На самом деле сальник, который мы видим между лопастями долот, чаще всего образуется во время СПО. В процессе работы его в таком виде на долоте нет. Иначе бурение вообще было бы не возможно.
Самое страшное это сальники образованные НАД долотом и НАД объемником. А образуются они из-за того, что при высоких мех скоростях PDC долото начинает подобно сверлу выдавать "стружку" из выбуренной, - а точнее срезанной,- породы длиной до 16 м. Как лезут пласты глины при бурении кондуктора, наверняка, видеть приходилось. То же самое происходит при бурении под эксплуатационную колонну, но в режиме невидимости.
По регламенту, для избежания сальникообразования при бурении PDC долотами, рекомендуется перед наращиванием минимум три раза расхаживать инструмент на длину квадрата до полного выравнивания давления. Но некотрые самостоятельно мыслящие буровые мастера и бурильщики так не поступают, в результате чего после прохождения алымской свиты получают "Пробку" из невынесенного вовремя шлама и влетают в проработку при подъеме с забоя. Тем более, что скважина бурится одним долблением.
Не вынесенная глина ниже интервалов сужения ствола начинает набухать, что еще больше осложняет СПО. Конечно вместе с набуханием возникают проблемы в работе систем очистки, в частности уже на уровне вибросит до 20% раствора идет в амбар за счет перелива и приходится снижать подачу насосов, а это еще усугубляет проблему выноса шлама из призабойной зоны. Если нет рецептуры раствора, адаптированной под особенности бурения PDC долотами, начинается головная боль с раствором, который начинает ходить пачками.
Про ГЗД могу сказать одно - при правильном подборе долото- ВЗД можно получить ровную динамику изменения мех скорости по всему интервалу бурения. Как правило в оптимальном режиме работы происходит меньший износ и долота, и двигателя. С турбобуром проблем возникает меньше, поскольку после 2000 м все равно приходится гонять концы из-за роста давления на стояке и происходит определенная шаблонировка ствола скважины. При этом длина Т1 почти 25м, а ДРУ даже с удлененой парой остается 10 м коротышом. Поэтому при работе с турбобуром риск получить сальник намного ниже - вопрос в области гидродинамики конкретной КНБК.
Подводя итог: проблема сальника - это проблема выбора режима бурения и соблюдения буровой бригадой регламента.

[Сулейманов А.А.]

Для точного ответа нужно знать разрез, тип долота и тип ГЗД. Падение мех скорости по причине образования сальника между лопостями возможно при переходе из более мягких пород в более твердые и наооборот. Знаю конкретные примеры по Усинску. Для глинистых разрезов - рост скорости после очистки долота (В принципе - правильное действие - снятие сальника) связано чаще не с сальником, а с самим фактом СПО и шаблонировкой ствола. Поэтому в ряде буровых компаний принято после определенной отметки делать шаблонировку до башмака кондуктора.
Относительно необъяснимых падений скоростей - Рогожниковское месторождение в СУБР-3 замечательный полигон для подобных исследований. Там примеров, когда долото "не бурит" хоть отбавляй, но после СПО - летит со свистом. Между прочим как раз там двух вибросит для сервисного раствора и не хватило, поэтому постоянно теряли раствор (замечу раствор обработанный химией сервисного подрядчика).
На форуме раньше обсуждался вопрос о влиянии характеристик ВЗД на мех скорость. По Сургуту четко прослеживается зависимость изменения мех скорости от заходности применяемого забойного двигателя. На определенных пропластках долото может вообще тупо вставать и пока не пробурит этот участок в 20-50 м, пытатся разогнать его безполезно.

[Сулейманов А.А.]

Про НТФ ничего не скажу. Опять же - геология и рецептура раствора. http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/vopr.png
Тем не менее можно однозначно говорить, что при правильном подборе концентрации смазывающих добавок проблем с падением скоростей можно избежать практически по всему участку бурения.
А на счет пропластков - у меня есть данные, что хорошо вяжутся пропластки и спадением скоростей, и с ростом. Кроме того можно четко отследить когда, и на каких пропластках ниже 2200м, при падении мех скорости принимается решение идти на подъем. А потом выясняется, что и долото и ВЗД - рабочие.
А если наложить данные по набору кривизны, то можно отсечь интервалы падения скорости из-за сложностей корректировки ствола скважины, особенно при интенсивном наборе угла в горизонтальных стволах.
Кстате, можно отследить где начинает дохнуть ВЗД на второй своей скважине. Точьнехонько на пропластках!
Просто нужно обобщать правильно имеющуюся под рукой информацию, какой бы парадоксальной она не казалась.
В каждом случае нужно оценивать обстоятельства и принимать индивидуальное решение. Поэтому в бурении нужны начальники большие и малые http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif .

[Сулейманов А.А.]

Технолог (8 марта 2010 в 9:18) писал:

А кто сказал что SPD лидер ? И когда то вообще им был ? Умение красиво приподнести в СМИ и на своем сайте - не понятные достижения, те что буровики в Сургуте делают каждый день в рабочем режиме не первый год - значит быть лидером ? Вы еще при всем стоимость 1 м. сравните.

При всех прочих обстоятельствах, я могу четко определить, как минимум одно направление, в котором проект SPD до последнего времени занимал лидирующие позиции. Это - взвешенный и систематический подход к совершенствованию технологии бурения в условиях ЗС долотами PDC.
То что сегодня является нормой для Сургутнефтегаза, БК ЕВразии и других буровые предприятий региона было опробовано, ОСМЫСЛЕННО, и технологически ОБОСНОВАННО еще 3-4 года назад именно на проекте SPD. И именно результаты по апробации российских PDC долот, полученные на Салыме позволили убедить технологические службы наших буровых предприятий пересмотреть некотрые подходы к оценке технологии проводки скважин. В частности:
- бурение интервала под эксплуатационную колонну одним долблением из-под кондуктора;
- бурение того же интервала с максимальными средними мех. скоростями до 60-80 м/час;
- сокращение сроков строительства скважин до 5 суток.
На сегодняшний день, на SPD первыми в ЗС опробовали РУСы.
А по поводу стоимости 1м - я предлагаю сравнить зарплаты специалистов. И возможно появится почва для дискуссии по поводу объективности оценки личного вклада специалистов в формировании цены этого 1м http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif .

[Синев С.В.]

Мохунов В.Ю. 28 апреля 2009 11:37 Россия Самара. ООО "РПС" из Самары, Мохунов Владимир.

Владимир! Три года назад Вы покупали бурголовки ИСМ 212,7/100.

У меня задержались долота ИСМ292,5 МС и бурголовки ИСМ212,7/100МС2. Возьмите по дешевке.

[Иванцов С.И.]

Станислав Бурение,
Какая цена на долота ИСМ292,5МС и какое количество ?
тел. (918) 434-96-28
doska50@mail.ru

[Сулейманов А.А.]

В журнале "Бурение и нефть" вышел неплохой материал по поводу оптимизации свойств бурового раствора при работе PDC долотами.
Один из авторов статьи замечательный растворщик с очень неплохими аналитическими способностями и опытом работы на буровой. Последняя ремарка - авансом, для скептиков http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/wink.gif .

[Синев С.В.]

Сулейманов А.А. Бурение (1 марта 2010 в 21:21) писал:

Проблема комплексная. Причем проблема касается не только российских долот, но и импортных. То, что втирают буровикам про "тефлоновое" антисальниковое покрытие - сплошное лукавство.
Для Сургута две составляющие: 1. Особенности разреза (свойства глин) и 2. режимы бурения (высрокие нагрузки, провоцирующие высокую механическую скорость).
На самом деле сальник, который мы видим между лопастями долот, чаще всего образуется во время СПО. В процессе работы его в таком виде на долоте нет. Иначе бурение вообще было бы не возможно.
Самое страшное это сальники образованные НАД долотом и НАД объемником. А образуются они из-за того, что при высоких мех скоростях PDC долото начинает подобно сверлу выдавать "стружку" из выбуренной, - а точнее срезанной,- породы длиной до 16 м. Как лезут пласты глины при бурении кондуктора, наверняка, видеть приходилось. То же самое происходит при бурении под эксплуатационную колонну, но в режиме невидимости.
По регламенту, для избежания сальникообразования при бурении PDC долотами, рекомендуется перед наращиванием минимум три раза расхаживать инструмент на длину квадрата до полного выравнивания давления. Но некотрые самостоятельно мыслящие буровые мастера и бурильщики так не поступают, в результате чего после прохождения алымской свиты получают "Пробку" из невынесенного вовремя шлама и влетают в проработку при подъеме с забоя. Тем более, что скважина бурится одним долблением.
Не вынесенная глина ниже интервалов сужения ствола начинает набухать, что еще больше осложняет СПО. Конечно вместе с набуханием возникают проблемы в работе систем очистки, в частности уже на уровне вибросит до 20% раствора идет в амбар за счет перелива и приходится снижать подачу насосов, а это еще усугубляет проблему выноса шлама из призабойной зоны. Если нет рецептуры раствора, адаптированной под особенности бурения PDC долотами, начинается головная боль с раствором, который начинает ходить пачками.
Про ГЗД могу сказать одно - при правильном подборе долото- ВЗД можно получить ровную динамику изменения мех скорости по всему интервалу бурения. Как правило в оптимальном режиме работы происходит меньший износ и долота, и двигателя. С турбобуром проблем возникает меньше, поскольку после 2000 м все равно приходится гонять концы из-за роста давления на стояке и происходит определенная шаблонировка ствола скважины. При этом длина Т1 почти 25м, а ДРУ даже с удлененой парой остается 10 м коротышом. Поэтому при работе с турбобуром риск получить сальник намного ниже - вопрос в области гидродинамики конкретной КНБК.
Подводя итог: проблема сальника - это проблема выбора режима бурения и соблюдения буровой бригадой регламента.

"Как лезут пласты глины при бурении кондуктора" приходилось видеть в Коми. Специалисты объясняли исключительно с раствором. А так хочется увязать с долотом! "долото начинает подобно сверлу выдавать "стружку" из выбуренной, - а точнее срезанной,- породы длиной до 16 м". Интересно, выдавало одну "стружку" или три, в соответствие числа лопастей долота?
Давно, давно ребята ставили над долотом гидравлический вибратор в виде переводника, в котором шарик роторного подшипника метался из стороны в сторону. Шуму-у-у много... Эффект тоже был - сальников не было.

[Сулейманов А.А.]

Станислав Бурение (17 марта 2010 в 20:30) писал:

"Как лезут пласты глины при бурении кондуктора" приходилось видеть в Коми. Специалисты объясняли исключительно с раствором. А так хочется увязать с долотом! "долото начинает подобно сверлу выдавать "стружку" из выбуренной, - а точнее срезанной,- породы длиной до 16 м". Интересно, выдавало одну "стружку" или три, в соответствие числа лопастей долота?
Давно, давно ребята ставили над долотом гидравлический вибратор в виде переводника, в котором шарик роторного подшипника метался из стороны в сторону. Шуму-у-у много... Эффект тоже был - сальников не было.

Безусловно качество "стружки" связано с количеством лопастей. Может быть четыре, пять, или шесть "колбасок". Дело в том, что объем породы выходящей на поверхность в единицу времени связан в первую очередь со скоростью бурения, а не с конструкцией долота. Если бурить с более низкой скоростью характер выхода выбуренной породы будет другой. Кое-что можно сделать за счет изменения геометрии долот - но это незначительные подвижки.
Что еще интересно - при оценке временных затрат отслеживается некотрый момент, когда увеличение мех скорости приводит к увеличению времени "простоев" из-за необходимости механической очистки забурочной ямы при бурении кондуктора, или желобов при первом долблении из-под него.