БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа

СОДЕРЖАНИЕ

Тема 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

СКВАЖИН

Тема 2. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД И

ПРОЦЕСС ИХ РАЗРУШЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ

Тема 3. БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ И ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ

Тема 4. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

СКВАЖИН

Тема 5. РЕЖИМНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ПОКАЗАТЕЛИ БУРЕНИЯ

Тема 6. БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ ЖИДКОСТИ

Тема 7. НАПРАВЛЕННОЕ БУРЕНИЕ СКВАЖИН

Тема 8. ОСЛОЖНЕНИЯ И АВАРИИ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

Тема 9. КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН

Тема 10. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Тема 11. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ

СКВАЖИН

Тема 12. ОРГАНИЗАЦИЯ БУРОВЫХ РАБОТ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И

ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1. Основные термины и определения

Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая

без доступа в нее человека

и имеющая диаметр во

много раз меньше ее

длины (Рис. 1).

Основные элементы

буровой скважины:

•Устье скважины (1)

- пересечение трассы

скважины с дневной

поверхностью

•Забой скважины (2)

- дно буровой скважины,

перемещающееся

результате воздействия

породоразрушающего

инструмента на породу

•Стенки скважины

(3)

боковые

поверхности

буровой

скважины

•Ось скважины (6) —

Рис. 1. Элементы конструкции скважины

воображаемая линия, соединяющая

центры поперечных сечений

буровой

скважины

•Ствол

скважины

(5)

- пространство в

недрах,

занимаемое

буровой

скважиной. •Обсадные колонны (4)

- колонны соединенных между

собой обсадных труб. Если стенки

скважины сложены из устойчивых

пород, то в скважину обсадные

Рис.

Схема скважины

пробуренной сплошным

(а)

колонны не спускают

кольцевым (б) забоем

Скважины

углубляют,

разрушая породу по всей площади забоя (сплошным забоем, рис. 2 а)

или по его периферийной части

(кольцевым забоем рис.

2 б). В

последнем случае в центре скважины остается колонка породы - керн,

которую периодически поднимают на поверхность для

непосредственного изучения.

Диаметр скважин, как правило, уменьшается от устья к забою

ступенчато на определенных интервалах. Начальный диаметр нефтяных и

газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает

меньше 165 мм. Глубины нефтяных и газовых скважин изменяются в

пределах нескольких тысяч метров.

По пространственному расположению в земной коре буровые скважины

подразделяются (рис. 3):

1. Вертикальнвые;

2. Наклонные;

3. Прямолинейноискривленные;

4. Искривленные;

5. Прямолинейноискривленные (с горизонтальным участком);

6. Сложноискривленные.

Рис. 3. Пространственное расположение скважин

Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при

помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки

монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах

(рис. 4).

Рис. 4. Виды буровых скважин

В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:

1. Эксплуатационные

- для добычи нефти, газа и газового

конденсата.

2. Нагнетательные - для закачки в продуктивные горизонты воды

(реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и

продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения

дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и

воздушными подъемниками.

3. Разведочные

- для выявления продуктивных горизонтов,

оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.

4. Специальные

опорные, параметрические, оценочные,

контрольные - для изучения геологического строения малоизвестного

района, определения изменения коллекторских свойств продуктивных

пластов, наблюдения за пластовым давлением и фронтом движения

водонефтяного контакта, степени выработки отдельных участков

пласта,

термического воздействия на пласт, обеспечения

внутрипластового горения, газификации нефтей, сброса сточных вод в

глубокозалегающие поглощающие пласты и др.

5. Структурно-поисковые

для уточнения положения

перспективных нефте-газоносных структур по повторяющим их

очертания верхним маркирующим

(определяющим) горизонтам, по

данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.

Сегодня нефтяные и газовые скважины представляют собой

капитальные дорогостоящие сооружения, служащие много десятилетий. Это

достигается соединением продуктивного пласта с дневной поверхностью

герметичным, прочным и долговечным каналом. Однако пробуренный ствол

скважины еще не представляет собой такого канала, вследствие

неустойчивости горных пород, наличия

пластов,

насыщенных

различными

флюидами (вода, нефть, газ и их смеси),

которые находятся под различным

давлением. Поэтому при строительстве

скважины необходимо крепить ее ствол и

разобщать

(изолировать)

пласты,

содержащие различные флюиды.

Крепление

ствола

скважины

производится путем спуска в нее

специальных

труб,

называемых

обсадными. Ряд обсадных труб,

соединенных последовательно между

собой, составляет обсадную колонну.

Для крепления скважин применяют

стальные обсадные трубы (рис. 5).

Насыщенные

различными

флюидами

пласты

разобщены

непроницаемыми горными породами -

«покрышкамиª. При бурении скважины

эти

непроницаемые разобщающие

Об

садная

покрышки нарушаются и создается

труба

возможность межпластовых перетоков,

самопроизвольного излива пластовых

флюидов на поверхность, обводнения

продуктивных пластов, загрязнения

источников

водоснабжения

атмосферы, коррозии спущенных

скважину обсадных колонн.

Рис.5.

Обсадная

труба

В процессе бурения скважины в

скважине

неустойчивых

горных

породах

возможны

интенсивное

кавернообразование, осыпи, обвалы и т.д. В ряде случаев дальнейшая

углубка

ствола

скважины становится невозможной без

предварительного крепления ее стенок.

Для исключения таких явлений кольцевой канал

(кольцевое

пространство) между стенкой скважины и спущенной в нее обсадной

колонной заполняется тампонирующим

(изолирующим) материалом

(рис.

6). Это составы, включающие вяжущее вещество, инертные и

активные наполнители, химические реагенты. Их готовят в виде

растворов

(чаще водных) и закачивают в скважину насосами. Из

вяжущих

веществ наиболее широко применяют тампонажные

портландцементы. Поэтому процесс разобщения пластов называют

цементированием.

Таким образом, в результате

бурения ствола, его последующего

крепления и разобщения пластов

создается устойчивое подземное

сооружение

определенной

конструкции.

Под конструкцией скважины

понимается совокупность данных о

числе и размерах (диаметр и длина)

обсадных колонн,

диаметрах

ствола скважины под каждую

колонну,

интервалах

цементирования, а также о

Тампонаж

способах и интервалах соединения

ный материал

скважины

продуктивным

пластом (рис. 7).

Сведения

диаметрах,

толщинах стенок и марках сталей

обсадных труб по интервалам, о

типах обсадных труб, оборудовании

низа обсадной колонны входят в

понятие конструкции обсадной

колонны.

скважину

спускают

обсадные колонны определенного

Рис. 6. Схема крепления скважины

назначения:

направление,

кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.

Направление спускается в скважину для предупреждения размыва

и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а

также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора.

Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине

тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на

глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков

метров в болотах и илистых грунтах.

Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического

разреза, где имеются неустойчивые породы, пласты, поглощающие

буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность

пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять

процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей

природной среды. Кондуктором обязательно должны быть перекрыты

все пласты, насыщенные пресной водой.



508,0



444,5



393,7

 269,9

 190,5

700

190,5

Рис. 7. Схема конструкции скважины

Кондуктор служит также для установки противовыбросового

устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для

надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и

устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения

нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с

целью поддержания пластового давления. Высота подъема

тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также

устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения

верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах

должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.

Промежуточные (технические) колонны необходимо спускать, если

невозможно пробурить до проектной глубины без предварительного

разобщения зон осложнений (проявлений, обвалов). Решение об их

спуске принимается после анализа соотношения давлений,

возникающих при бурении в системе «скважина-пластª.

Если давление в скважине Рс меньше пластового Рпл (давления

флюидов, насыщающих пласт), то флюиды из пласта будут поступать в

скважину, произойдет проявление. В зависимости от интенсивности

проявления сопровождаются самоизливом жидкости (газа) на устье

скважины

(переливы), выбросами, открытым

(неконтролируемым)

фонтанированием. Эти явления осложняют процесс строительства

скважины, создают угрозу отравлений, пожаров, взрывов.

При повышении давления в скважине до некоторой величины,

называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из

скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением

бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому,

а иногда приближается к величине вертикального горного давления,

определяемого весом расположенных выше горных пород.

Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного

пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и

продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине

вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение

давления в другом пласте и возможность проявлений из него.

Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых

трещин или образование новых, называется давлением гидравлического

разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим

поглощением бурового раствора.

Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое

давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг

(далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп,

на которой залегает данный пласт. Это объясняется тем, что давление

флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания

которых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях

от месторождения.

Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н,

их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами

относительных давлений, которые представляют собой отношения

абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому

давлению Рг, т.е.:

Рпл* = Рпл / Рг ;

Ргр* = Ргр / Рг ;

Рпогл* = Рпогл / Рг;

Ргрп* = Ргрп / Рг .

Здесь Рпл

- пластовое давление; Ргр

- гидростатическое давление

бурового раствора; Рпогл - давление начала поглощения; Ргрп - давление

гидроразрыва пласта.

Относительное пластовое давление Рпл* часто называют

коэффициентом аномальности Ка. Когда Рпл* приблизительно равно

1,0, пластовое давление считается нормальным, при Рпл* большем 1,0 -

аномально высоким (АВПД), а при Рпл* меньшем 1,0 - аномально

низким (АНПД).

Одним из условий нормального неосложненного процесса бурения

является соотношение

а) Рпл* < Ргр* < Рпогл*(Ргрп*)

Процесс бурения осложняется, если по каким либо причинам

относительные давления окажутся в соотношении:

б) Рпл* > Ргр* < Рпогл*

или

в) Рпл* < Ргр* > Рпогл* (Ргрп*)

Если справедливо соотношение б), то наблюдаются только проявления,

если в), то наблюдаются и проявления и поглощения.

Промежуточные колонны могут быть сплошными (их спускают от устья

до забоя) и не сплошными (не доходящими до устья). Последние называются

хвостовиками.

Принято считать, что скважина имеет одноколонную конструкцию, если

в нее не спускаются промежуточные колонны, хотя спущены и направление

и кондуктор. При одной промежуточной колонне скважина имеет

двухколонную конструкцию. Когда имеются две и более технические

колонны, скважина считается многоколонной.

Конструкция скважины задается следующим образом: 426, 324, 219, 146

- диаметры обсадных колонн в мм; 40, 450, 1600, 2700 - глубины спуска

обсадных колонн в м; 350, 1500

- уровень тампонажного раствора за

хвостовиком и эксплуатационной колонной в м; 295, 190 - диаметры долот в

мм для бурения скважины под 219 - и 146 -мм колонны.

1.2. Способы бурения скважин

Бурить

скважины

можно

механическим,

термическим,

электроимпульсным и другими способами (несколько десятков). Однако

промышленное применение находят только способы механического бурения

- ударное и вращательное. Остальные пока не вышли из стадии

экспериментальной разработки.

1.2.1. Ударное бурение

Ударное бурение. Из его всех разновидностей наибольшее

распространение получило ударно-канатное бурение (рис. 8).

Буровой снаряд, который состоит из долота

1, ударной штанги

раздвижной штанги-ножниц 3 и канатного замка 4 , спускают в скважину на

канате 5, который, огибая блок 6,

оттяжной

ролик

наравляющий

ролик

10,

сматывается с

барабана

бурового

станка.

Скорость

спуска

бурового

снаряда

регулируют тормозом 12. Блок 6

установлен на вершине мачты

18.

Для гашения вибраций,

возникающих при бурении,

применяются амортизаторы 7.

Кривошип 14 при помощи

шатуна

приводит в

колебательное

движение

балансирную раму

При

опускании рамы оттяжной

ролик 8 натягивает канат и

поднимает буровой снаряд над

забоем. При подъеме рамы

канат опускается, снаряд

падает, и при ударе долота о

породу последняя разрушается.

По мере углубления

скважины канат удлиняют,

сматывая его с барабана

11.

Рис.

Схема ударно-

Цилиндричность скважины

канатного бурения скважин

обеспечивается

поворотом

долота

результате

раскручивания каната под

нагрузкой (во время приподъема бурового снаряда) и скручивания его

при снятии нагрузки (во время удара долота о породу).

Эффективность разрушения породы при ударно-канатном бурении

прямо пропорциональна массе бурового снаряда, высоте его падения,

ускорению падения, числу ударов долота о забой в единицу времени и

обратно пропорциональна квадрату диаметра скважины.

В процессе разбуривания трещиноватых и вязких пород возможно

заклинивание долота. Для освобождения долота в буровом снаряде

применяют штангу-ножницы, изготовленные в виде двух удлиненных

колец, соединенных друг с другом подобно звеньям цепи.

Процесс бурения будет тем эффективнее, чем меньшее

сопротивление долоту бурового снаряда оказывает накапливающаяся

на забое скважины выбуренная порода, перемешанная с пластовой

жидкостью. При отсутствии или недостаточном притоке пластовой

жидкости в скважину с устья периодически доливают воду.

Равномерное распределение частиц выбуренной породы в воде

достигается периодическим расхаживанием

(приподъемом и

опусканием) бурового снаряда. По мере накопления на забое

разрушеной породы

(шлама) возникает необходимость в очистке

скважины. Для этого с помощью барабана поднимают буровой снаряд

из скважины и многократно спускают в нее желонку 13 на канате 17,

сматываемом с барабана 16. В днище желонки имеется клапан. При

погружении желонки в зашламленную жидкость клапан открывается и

желонка заполняется этой смесью, при подъеме желонки клапан

закрывается. Поднятую на поверхность зашламленную жидкость

выливают в сборную емкость. Для полной очистки скважины

приходится спускать желонку несколько раз подряд.

После очистки забоя в скважину опускают буровой снаряд, и

процесс бурения продолжается.

При ударном бурении скважина, как правило, не заполнена

жидкостью. Поэтому, во избежание обрушения породы с ее стенок,

спускают обсадную колонну, состоящую из металлических обсадных

труб, соединенных друг с другом с помощью резьбы или сварки. По мере

углубления скважины обсадную колону продвигают к забою и

периодически удлиняют (наращивают) на одну трубу.

Ударный способ более 50 лет не применяется на нефтегазовых

промыслах России. Однако в разведочном бурении на россыпных

месторождениях, при инженерно-геологических изысканиях, бурении

скважин на воду и т.п. находит свое применение.

1.2.2. Вращательное бурение скважин

При вращательном бурении разрушение породы происходит в

результате одновременного воздействия на долото нагрузки и

крутящего момента. Под действием нагрузки долото внедряется в

породу, а под влиянием крутящего момента скалывает ее.

Существует две разновидности вращательного бурения - роторный

и с забойными двигателями.

При роторном бурении

(рис.

9) мощность от двигателей

передается через лебедку 8 к ротору 16 - специальному вращательному

механизму, установленному над устьем скважины в центре вышки.

Ротор вращает бурильную колонну и привинченное к ней долото 1.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы 15 и привинченных к ней

с помощью специального переводника 6 бурильных труб 5.

Следовательно,

при

роторном бурении углубление

долота в породу происходит

при движении вдоль оси

скважины

вращающейся

бурильной колонны, а при

бурении

забойным

двигателем - невращающейся

бурильной

колонны.

Характерной особенностью

вращательного

бурения

является промывка

При бурении с забойным

двигателем

долото

привинчено к валу,

бурильная колонна

- к

корпусу двигателя

2. При

работе двигателя вращается

его вал с долотом, а

бурильная

колонна

воспринимает реактивный

момент вращения корпуса

двигателя, который гасится

Рис. 9. Схема вращательного

невращающимся ротором

(в

бурения скважин

ротор

устанавливают

специальную заглушку).

Буровой насос

20, приводящийся в работу от двигателя

21,

нагнетает буровой раствор по манифольду

(трубопроводу высокого

давления ) 19 в стояк - трубу 17, вертикально установленную в правом

углу вышки, далее в гибкий буровой шланг (рукав) 14, вертлюг 10 и в

бурильную колонну. Дойдя до долота, промывочная жидкость проходит

через имеющиеся в нем отверстия и по кольцевому пространству между

стенкой скважины и бурильной колонной поднимается на поверхность.

Здесь в системе емкостей 18 и очистительных механизмах (на рисунке не

показаны) буровой раствор очищается от выбуренной породы, затем

поступает в приемные емкости

22 буровых насосов и вновь

закачивается в скважину.

В настоящее время применяют три вида забойных двигателей -

турбобур, винтовой двигатель и электробур

(последний применяют

крайне редко).

При бурении с турбобуром или винтовым двигателем

гидравлическая энергия потока бурового раствора, двигающегося вниз

по бурильной колонне, преобразуется в механическую на валу забойного

двигателя, с которым соединено долото.

При бурении с электробуром электрическая энергия подается по

кабелю, секции которого смонтированы внутри бурильной колонны и

преобразуется электродвигателем в механическую энергию на валу ,

которая непосредственно передается долоту.

По мере углубления скважины бурильная колонна, подвешенная к

полиспастной системе, состоящей из кронблока (на рисунке не показан),

талевого блока 12, крюка 13 и талевого каната11, подается в скважину.

Когда ведущая труба 15 войдет в ротор 16 на всю длину, включают

лебедку, поднимают бурильную колонну на длину ведущей трубы и

подвешивают бурильную колонну с помощью клиньев на столе ротора.

Затем отвинчивают ведущую трубу

15 вместе с вертлюгом

10 и

спускают ее в шурф

(обсадную трубу, заранее установленную в

специально пробуренную наклонную скважину) длиной, равной длине

ведущей трубы. Скважина под шурф бурится заранее в правом углу

вышки примерно на середине расстояния от центра до ее ноги. После

этого бурильную колонну удлиняют

(наращивают), путем

привинчивания к ней двухтрубной или трехтрубной свечи (двух или

трех свинченных между собой бурильных труб), снимают ее с клиньев,

спускают в скважину на длину свечи, подвешивают с помощью клиньев

на стол ротора, поднимают из шурфа ведущую трубу с вертлюгом,

привинчивают ее к бурильной колонне, освобождают бурильную

колонну от клиньев, доводят долото до забоя и продолжают бурение.

Для замены изношенного долота поднимают из скважины всю

бурильную колонну, а затем вновь спускают ее. Спуско-подъемные

работы ведут также с помощью полиспастной системы. При вращении

барабана лебедки талевый канат наматывается на барабан или

сматывается с него, что и обеспечивает подъем или спуск талевого

блока и крюка. К последнему с помощью штропов и элеватора

подвешивают поднимаемую или спускаемую бурильную колонну.

При подъеме БК развинчивают на свечи и устанавливают их

внутри вышки нижними концами на подсвечники, а верхние заводят за

специальные пальцы на балконе верхового рабочего. Спускают БК в

скважину в обратной последовательности.

Таким образом процесс работы долота на забое скважины прерывается

наращиванием бурильной колонны и спуско-подъемными операциями

(СПО)для смены изношенного долота.

Как правило, верхние участки разреза скважины представляют

собой легкоразмываемые отложения. Поэтому пред бурением скважины

сооружают ствол (шурф) до устойчивых пород (3-30 м) и в него спускают

трубу 7 или несколько свинченных труб (с вырезанным окном в верхней

части) длиной на 1-2 м больше глубины шурфа. Затрубное пространство

цементируют или бетонируют. В результате устье скважины надежно

укрепляется.

К окну в трубе приваривают короткий металлический желоб, по

которому в процессе бурения буровой раствор направляется в систему

емкостей 18 и далее, пройдя через очистительные механизмы (на рисунке не

показаны), поступает в приемную емкость 22 буровых насосов.

Трубу

(колонну труб)

7, установленную в шурфе, называют

направлением. Установка направления и ряд других работ,

выполняемых до начала бурения, относятся к подготовительным. После

их выполнения составляют акт о вводе в эксплуатацию буровой

установки и приступают к бурению скважины.

Пробурив неустойчивые, мягкие, трещиноватые и кавернозные

породы, осложняющие процесс бурения

(обычно

400-800 м),

перекрывают эти горизонты кондуктором 4 и цементируют затрубное

пространство

3 до устья. При дальнейшем углублении могут

встретиться горизонты, также подлежащие изоляции, такие горизонты

перекрываются промежуточными

(техническими)

обсадными

колоннами.

Пробурив скважину до проектной глубины, спускают и

цементируют эксплуатационную колонну (ЭК).

После этого все обсадные колонны на устье скважины обвязывают

друг с другом, применяя специальное оборудование. Затем против

продуктивного пласта в ЭК и цементном камне пробивают несколько

десятков (сотен) отверстий, по которым в процессе испытания, освоения

и последующей эксплуатации нефть (газ) будут поступать в скважину.

Сущность освоения скважины сводится к тому, чтобы давление

столба бурового раствора, находящегося в скважине, стало меньше

пластового. В результате создавшегося перепада давления нефть (газ) из

пласта начнет поступать в скважину. После комплекса

исследовательских работ скважину сдают в эксплуатацию.

На каждую скважину заводится паспорт, где точно отмечаются ее

конструкция, местоположение устья, забоя и пространственное

положение ствола по данным инклинометрических измерений ее

отклонений от вертикали (зенитные углы) и азимута (азимутальные

углы). Последние данные особенно важны при кустовом бурении

наклонно-направленных скважин во избежание попадания ствола

бурящейся скважины в ствол ранее пробуренной или уже

эксплуатирующейся скважины. Фактическое отклонение забоя от

проектного не должно превышать заданных допусков.

Буровые работы должны выполняться с соблюдением законов об

охране труда и окружающей природной среды. Строительство

площадки под буровую, трасс для передвижения буровой установки,

подъездных путей, линий электропередач, связи, трубопроводов для

водоснабжения, сбора нефти и газа, земляных амбаров, очистных

устройств, отвал шлама должны осуществляться лишь на специально

отведенной соответствующими организациями территории. После

завершения строительства скважины или куста скважин все амбары и

траншеи должны быть засыпаны, вся площадка под буровую

максимально восстановлена

(рекультивирована) для хозяйственного

использования.

1.3. Краткая история бурения нефтяных и газовых

скважин

Первые скважины в истории человечества бурили ударно-

канатным способом за 2000 лет до нашей эры для добычи рассолов в

Китае.

До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах, в

основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на

дневную поверхность. Со второй половины 19 века спрос на нефть стал

возрастать в связи с широким использованием паровых машин и

развитием на их основе промышленности, которая требовала больших

количеств смазочных веществ и более мощных, чем сальные свечи,

источников света.

Исследованиями последних лет установлено, что первая скважина

на нефть была пробурена ручным вращательным способом на

Апшеронском полуострове

(Россия) в

1847 г. по инициативе В.Н.

Семенова. В США первая скважина на нефть (25м) была пробурена в

Пенсильвании Эдвином Дрейком в 1959 г. Этот год считается началом

развития нефтедобывающей промышленности США. Рождение

российской нефтяной промышленности принято отсчитывать от 1964 г.,

когда на Кубани в долине реки Кудако А.Н. Новосильцев начал бурить

первую скважину на нефть

(глубиной

55 м) с применением

механического ударно-канатного бурения.

На рубеже 19-20 веков были изобретены дизельный и бензиновый

двигатели внутреннего сгорания. Внедрение их в практику привело к

бурному развитию мировой нефтедобывающей промышленности.

В 1901 г в США впервые было применено вращательное роторное

бурение с промывкой забоя циркулирующим потоком жидкости.

Необходимо отметить, что вынос выбуренной породы циркулирующим

потоком воды изобрел в 1848 г. французский инженер Фовелль и

впервые применил этот способ при бурении артезианской скважины в

монастыре св. Доминика. В Росси роторным способом первая скважина

была пробурена в 1902 г. на глубину 345 м в Грозненском районе.

Одной из труднейших проблем, возникших при бурении скважин,

особенно при роторном способе, была проблема герметизации

затрубного пространства между обсадными трубами и стенками

скважины. Решил эту проблему русский инженер А.А. Богушевский,

разработавший и запатентовавший в 1906 г. способ закачки цементного

раствора в обсадную колонну с последующим вытеснением его через низ

(башмак) обсадной колонны в затрубное пространство. Этот способ

цементирования быстро распространился в отечественной и зарубежной

практике бурения.

В 1923 г. выпускник Томского технологического института М.А.

Капелюшников в соавторстве с С.М. Волохом и Н.А. Корнеевым

изобрели гидравлический забойный двигатель

- турбобур,

определивший принципиально новый путь развития технологии и

техники бурения нефтяных и газовых скважин. В

1924 г. в

Азербайджане была пробурена первая в мире скважина с помощью

одноступенчатого турбобура, получившего название турбобура

Капелюшникова.

Особое место занимают турбобуры в истории развития бурения

наклонных скважин. Впервые наклонная скважина была пробурена

турбинным способом в 1941 г. в Азербайджане. Совершенствование

такого бурения позволило ускорить разработку месторождений,

расположенных под дном моря или под сильно пересеченной

местностью (болота Западной Сибири). В этих случаях бурят несколько

наклонных скважин с одной небольшой площадки, на строительство

которой требуется значительно меньше затрат, чем на сооружение

площадок под каждую буровую при бурении вертикальных скважин.

Такой способ сооружения скважин получил наименование кустового

бурения.

1937-40 гг. А.П. Островским, Н.Г. Григоряном

Н.В.

Александровым и другими была разработана конструкция

принципиально нового забойного двигателя - электробура.

В США в 1964 г. был разработан однозаходный гидравлический

винтовой забойный двигатель, а в

1966 в России разработан

многозаходный винтовой двигатель,

позволяющий осуществлять

бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин на нефть и

газ.

В Западной Сибири первая скважина, давшая мощный фонтан

природного газа 23 сентября 1953 г. была пробурена у пос. Березово на

севере Тюменской области. Здесь, в Березовском районе зародилась в

1963 г. газодобывающая промышленность Западной Сибири. Первая

нефтяная скважина в Западной Сибири зафонтанировала 21 июня 1960

г. на Мулымьинской площади в бассейне реки Конда.

2. ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ

ПОРОД И ПРОЦЕСС ИХ РАЗРУШЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ

2.1. Общие сведения о горных породах

Земная кора сложена главным образом изверженными и

метаморфическими горными породами, на которых прерывистым покровом

лежат осадочные породы. В строении нефтяных и газовых месторождений

принимают участие только осадочные горные породы.

Важными признаками строения осадочных горных пород, имеющими

существенное значение при их разрушении, являются их структура и

текстура. Под структурой горной породы понимаются те ее особенности,

которые обусловлены формой, размерами и характером поверхности

образующих их материалов. Большинство осадочных пород сложено

рыхлыми сцементированными минеральными обломками различных

размеров, имеющими неправильные очертания. Основная структурная

особенность осадочных пород, характеризующая их механические свойства,

структура цементов, связывающих отдельные обломки.

Текстура указывает на особенности строения всей породы в целом и

выявляет взаимное пространственное расположение минеральных частиц.

Основные особенности текстуры осадочных пород слоистость, сланцеватость

(способность породы раскалываться по параллельным плоскостям на тонкие

пластинки) и пористость (пористостью называется отношение объема всех

пустот к объему всей породы, выраженное в процентах).

По природе сил сцепления между частицами осадочные породы

подразделяются на три основные группы:

1. скальные,

2. связные (пластичные),

3. сыпучие.

Силы сцепления скальных пород (песчаников, известняков, мергелей и

др.) характеризуются молекулярным притяжением частиц друг к другу, а

также наличием сил трения.

Силы сцепления пластичных пород

(глинистых) характеризуются

взаимодействием коллоидных частиц, адсорбирующихся на поверхности

обломков, а также наличием сил трения,

Сыпучие породы (песок) не обладают сцеплением ни в сухом состоянии,

ни при полном насыщении водой. Только при ограниченном насыщении

водой у сыпучих пород наблюдаются силы сцепления, обусловленные

трением.

Кроме сил сцепления, всем породам присущи силы внутреннего трения,

зависящие от давления, прижимающего частицы друг к другу.

2.2. Основные физико-механические свойства горных

пород, влияющие на процесс бурения

Основные физико-механические свойства горных пород, влияющие на процесс

бурения - их упругие и пластические свойства, твердость, абразивность и сплошность.

Упругие свойства горных пород. Все горные породы под воздействием

внешних нагрузок претерпевают деформации, исчезающие после удаления

нагрузки или остающиеся. Первые из них называются упругими

деформациями, а вторые пластическими. Большинство породообразующих

минералов - тела упруго хрупкие, т. е. они подчиняются закону Гука и

разрушаются, когда напряжения достигают предела упругости.

Горные породы также относятся к упруго хрупким телам, но в отличие

от минералов они подчиняются закону Гука только при динамическом

приложении нагрузки.

Упругие свойства горных пород характеризуются модулем упругости

(модуль Юнга) и коэффициентом Пуассона. Модуль упругости горных пород

зависит от их минералогического состава, вида нагружения и величины

приложенной нагрузки, от структуры, текстуры и глубины залегания пород,

от состава и строения цементирующего вещества у обломочных пород, от

степени влажности, песчаности и карбонатности пород.

Пластические свойства горных пород

(пластичность). Разрушению

некоторых пород предшествует пластическая деформация. Она начинается,

как только напряжения в породе превысят предел упругости. Пластичность

зависит от минералогического состава горных пород и уменьшается с

увеличением содержания кварца, полевого шпата и некоторых других

минералов. Высокими пластическими свойствами обладают глины и

некоторые породы, содержащие соли. При определенных условиях

некоторые горные породы подвержены ползучести. Ползучесть проявляется

в постоянном росте деформации при неизменном напряжении. Значительной

ползучестью характеризуются глины, глинистые сланцы, соляные породы,

аргиллиты, некоторые разновидности известняков.

Твердость горных пород. Под твердостью горной породы понимается ее

способность оказывать сопротивление проникновению в нее (внедрению)

породоразрушающего инструмента.

В геологии большое распространение имеет шкала твердости минералов

Мооса, по которой условную твердость минералов определяют методом

царапания; по этой шкале твердость характеризуется отвлеченным числом

(номером).

На основании многочисленных исследований Л.А.Шрейнер предложил

классификацию горных пород, выгодно отличающуюся от шкалы твердости

Мооса тем, что она наиболее полно учитывает основные физико-

механические свойства горных пород, влияющих на процесс бурения.

К I группе относятся породы, не дающие общего хрупкого разрушения

(слабо сцементированные пески, суглинки, известняк-ракушечник, мергели,

глины с частыми прослоями песчаников, мергелей и т. п.).

Ко II группе относятся упругопластичные породы

(сланцы,

доломитизированные известняки, крепкие ангидриты, доломиты,

конгломераты на кремнистом цементе, кварцево-карбонатные породы и т. п.).

К III группе относятся упругохрупкие, в основном изверженные и

метаморфические породы.

Абразивность горных пород. Под абразивностью горной породы

понимается ее способность изнашивать контактирующий с ней

породоразрушающий инструмент в процессе их взаимодействия.

Абразивность пород проявляется в процессе изнашивания

(преимущественно механического) и является его характеристикой. Поэтому

показатели абразивности можно рассматривать как показатели механических

свойств горных пород.

Абразивность горной породы, как и любой другой показатель

механических свойств, отражает ее поведение в конкретных условиях

испытания или работы. Понятие об абразивной способности тесно связано с

понятием о внешнем трении и износе.

Абразивные свойства горных пород изучены слабо. На величину трения

существенное влияние оказывает среда. Коэффициент трения о породу,

поверхность которой смочена глинистым раствором, меньше, чем тот же

коэффициент при трении о породу, смоченную водой, и значительно ниже,

чем коэффициент трения о сухую породу. Твердость горной породы, размер

и форма зерен, образующих породу, существенно влияют на коэффициент

внешнего трения. Коэффициент трения о породу с более высокой твердостью

при прочих равных условиях обычно более высокий, чем о породу с меньшей

твердостью. Это объясняется тем, что абразивные зерна из такой породы

выламываются трудней, а разрушающий инструмент царапается зернами

этой же породы более интенсивно. По этим же причинам коэффициент

внешнего трения выше при трении о мелкозернистые породы с

остроконечными зернами, чем при трении о крупнозернистую породу со

скатанными зернами.

Среди горных пород наибольшей абразивностью обладают кварцевые и

полевошпатовые песчаники и алевролиты (сцементированные обломочные

породы с обломочными зернами размером от 0,01 до 0,1 мм).

В настоящее время разработано несколько классификаций по

абразивности горных пород.

Сплошность горных пород. Понятие

«сплошность горных пород»

предложено для оценки структурного состояния горных пород, которые,

исходя из степени пригодности внутриструктурных нарушений (трещин, пор,

поверхностей рыхлого контакта зерен и т. д.), передают внутрь породы

давления внешней жидкостной или газовой среды. Разделяют четыре

категории сплошности: к первой категории сплошности относятся породы,

внутрь которых может проникнуть исходный глинистый раствор; ко второй -

породы, внутрь которых проникает не только жидкость, но и твердые

(глинистые) частицы; к третьей

- породы, внутрь которых передается

давление только маловязкой жидкости (типа воды); к четвертой - породы,

внутрь которых внешнее гидравлическое давление не передается.

2.3. Основные закономерности разрушения горных пород

при бурении

Основной вид деформации, под действием которой породы в процессе

бурения разрушаются, - вдавливание. Рассмотрим явления, происходящие в

породе при действии постепенно возрастающей местной нагрузки,

передающейся через штамп. Первоначально порода уплотняется в

непосредственной близости от площадки контакта. Затем, когда нагрузка

достигает некоторого критического значения, в породе образуется

конусообразная трещина, вершина которой обращена к вдавливаемому телу.

При дальнейшем увеличении нагрузки трещина продолжает развиваться в

глубину; при этом образуется система хаотически расположенных трещин,

порода в вершине конуса раздавливается в порошок, передающий давление

во все стороны.

Под влиянием этого давления порода продолжает разрушаться до

образования лунки. Описанный процесс внедрения штампа составляет один

полный цикл разрушения. При дальнейшем нагружении штампа процесс во

всех трех фазах повторяется. Такая цикличность разрушения свойственна

хрупким, прочным горным породам. В хрупких, но менее прочных горных

породах разрушение также носит цикличный, но менее скачкообразный

характер. Разрушение малопрочных пород носит плавный характер.

Рассмотрим действие динамического вдавливания (ударов) на породу.

Исследованиями установлено, что в результате ударов горные породы могут

разрушаться при напряжениях, меньших, чем критические, соответствующих

пределу прочности. Сам механизм разрушения аналогичен описанному

выше. Число ударов по одному и тому же месту может быть значительным. С

увеличением силы удара число их уменьшается, и при некотором значении

силы разрушение наступает после первого же удара. Таким образом, горная

порода может разрушаться как при действии статических, так и

динамических нагрузок. Сила удара в процессе динамического разрушения

зависит от нагрузки и скорости ее приложения. Эффект разрушения в

значительной мере зависит от формы твердого тела, которым разрушают

горную породу. Все эти и некоторые другие факторы оказывают влияние на

объемную работу разрушения.

Удельная контактная работа определяется отношением полной работы к

площади контакта разрушающего инструмента:

Объемная работа разрушения при динамическом вдавливании в

несколько раз выше, чем при статическом.

Порода, составляющая поверхность забоя и подлежащая разрушению,

находится в условиях неравномерного всестороннего сжатия, создаваемого

давлением столба бурового раствора, заполняющего скважину, и боковым

давлением горных пород. Сама поверхность забоя неоднородна и не

представляет гладкую поверхность: отдельные частицы породы

возвышаются над общим уровнем поверхности. При действии разрушающего

инструмента на породу эти частицы первыми воспринимают давление и

передают его другим соседним частицам.

Некоторые из них дробятся, другие выламываются, третьи почти

прямолинейно проталкиваются в направлении движения разрушающего

инструмента.

При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при

помощи которого разрушается горная порода, является долото.

Долото проникает в породу и разрушает ее вследствие перемещения:

поступательного сверху вниз под действием нагрузки на долото,

создаваемой массой нижней части колонны бурильных труб (эта нагрузка

называется осевой нагрузкой);

вращательного, осуществляемого гидравлическим забойным

двигателем, электробуром или ротором посредством бурильных труб.

Горная порода разрушается долотом посредством резания, скалывания

или дробления

(рис.

2.1). При

резании осевая нагрузка действует

непрерывно и ее можно считать

статической. В процессе скалывания

и дробления приложенное усилие

действует на забой прерывно, что

вызывает

дополнительные

динамические нагрузки на забой

(удары).

Резание

может

осуществляться

лопастными

Рис. 2.1. Схемы разрушения горной породы на забое: а - резание, б - дробление,

в - микрорезание (истирание)

долотами. Скалывание происходит при использовании лопастных или

шарошечных долот. Дробление может осуществляться только шарошечными

долотами. Алмазные долота разрушают породу путем истирания и резания.

Наибольшее распространение получили шарошечные долота, которые

используют при бурении пород различной твердости (от мягких до самых

крепких).

Рассмотрим процесс разрушения забоя скважины шарошечным долотом.

Работа долот протекает в растворе или газе (в том случае, если в качестве

бурового раствора применяется воздух или природный газ), содержащих

обломки выбуренной породы. Шарошки долот вращаются вокруг своей оси и

вокруг оси вращения бурильных труб (при роторном бурении) или вала

гидравлического забойного двигателя (электробура). Вращаясь вокруг своих

осей, шарошки попеременно упираются в забой то одним, то двумя зубьями

(рис. 2.2). Иначе говоря, шарошка при своем вращении то поднимается, то

опускается, производя при этом частые удары по забою.

Благодаря такому характеру перемещения зубья шарошки оказывают на

породу не только статическое, но и динамическое воздействие. В

зависимости от формы шарошек и положения их осей относительно оси

долота происходит или чистое дробление, или дробление со скалыванием.

Интенсивность проскальзывания зубьев для данного шарошечного долота

оценивают

коэффициентом

скольжения, который равен

отношению суммы площадей,

описываемых за один оборот

долота

кромками

зубьев,

скользящих по породе, к

площади забоя скважины.

В том случае, когда

образующие конуса шарошки

будут лежать на мгновенной

оси вращения и, следовательно,

пересекаться на оси долота,

коэффициент скольжения равен

нулю.

Буровой раствор, подаваемый на

забой скважины через отверстия в

Рис. 2.2. Положение шарошек на забое

долоте, должен обеспечить очистку

шарошек долота, вынос разбуренной

породы, охлаждение долота и

очистку забоя, исключающую вторичное дробление породы долотом.

Увеличение гидравлической мощности, превращаемой в промывочных

отверстиях долота в кинематическую энергию струи жидкости, ведет к

увеличению проходки на долото и механической скорости бурения.

Гидростатическое давление столба бурового раствора уменьшает

механическую скорость бурения, так как оно стремится удерживать частицы

породы на первоначальном месте и тем самым помогает породе

сопротивляться разрушению.

Тема 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ

3.1. Породоразрушающий инструмент

Породоразрушающий инструмент

(ПРИ) предназначен для

разрушения горной породы на забое при бурении скважины.

По принципу разрушения породы ПРИ подразделяется на 3 группы:

1) ПРИ режуще-скалывающего действия

- применяется для

разбуривания вязких, пластичных и малоабразивных пород небольшой

твердости;

2) ПРИ дробяще-скалывающего действия

- применяется для

разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости,

твердых, крепких и очень крепких;

3) ПРИ истирающе-режущего действия - применяется для бурения

в породах средней твердости, а также при чередовании

высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и

даже твердыми.

По назначению ПРИ подразделяется:

1) Для бурения сплошным забоем (без отбора керна) - буровые

долота;

2) Для бурения по кольцевому забою

(с отбором керна)

бурголовки;

3) Для специальных работ в пробуренной скважине (выравнивание

и расширение ствола) и в обсадной колонне (разбуривание цементного

камня и т.д.)

По конструктивному исполнению ПРИ делится на три группы:

1) Лопастной (рис. 3.1.);

2) Шарошечный (рис. 3.2.);

3) Секторный (рис. 3.3.).

Рис. 3.1. Лопастные долота: а -3ДРШ-165М, б -3ДР-132М

По материалу породоразрушающих элементов ПРИ делится на

четыре группы:

1) Со стальным вооружением;

2) С твердосплавным вооружением;

3) С алмазным вооружением;

4) С алмазно-твердосплавным вооружением.

3.1.1. Буровые долота

Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых

скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с

твердосплавным или стальным вооружением. Конструкция трехшарошечного

долота приведена на рис. 3.4.

Три лапы 3 сваривают между

собой.

На верхнем конце

конструкции нарезана замковая

присоединительная

резьба.

Каждая лапа в нижней части

завершается цапфой 5, на которой

проточены беговые дорожки под

шарики и ролики. На цапфе через

систему

подшипников

устанавливается шарошка

4 с

беговыми дорожками.

Тело

шарошки

оснащено

фрезерованными

стальными

зубьями

7, размещенными по

венцам. На торце со стороны

присоединительной

резьбы

выбиваются шифр долота, его

порядковый

номер,

год

изготовления.

Шарошечные

долота

Рис.

3.4.

Конструкция

изготавливают как с центральной,

трехшарошечного долота

так и с боковой системой

промывки (рис. 3.5.). На лапах долота с боковой гидромониторной системой

промывки выполнены специальные утолщения

- приливы

2 с

промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных

насадок (сечение А-А).

При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр

забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в

наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно

подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для

качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной

промывкой не превышает 0,5-1,5 МПа). Боковая гидромониторная промывка

обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной

части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую

мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой

достигает 5-15 МПа). Однако мощные струи бурового раствора, выходящие

из гидромониторных насадок экранируют транспортирование шлама через

проемы между секциями долота, поэтому часть шлама циркулирует

некоторое время в зоне действия шарошек и переизмельчается, а часть -

транспортируется в зазорах между стенкой скважины и спинками лап.

Поэтому зачастую переходят на ассиметричную систему промывки,

заглушая одну или две гидромониторные насадки для повышения

пропускной способности основных транспортных каналов долота.

Беговые дорожки цапфы и шарошки и тела качения без сепараторов

Рис.

3.5. Схема шарошечных долот с центральной

(а) и боковой

(гидромониторной) (б) промывкой

составляют опору шарошки. Помимо подшипников качения опора может

включать подшипники скольжения (антифрикционные втулки) и торцевую

пяту (антифрикционный диск). Полость опоры заполняется консистентной

смазкой.

Опоры шарошек - наиболее ответственные узлы шарошечного долота,

стойкость которых чаще всего определяет долговечность долота в целом.

Опоры воспринимают радиальные и осевые нагрузки (по отношению к

цапфе).

Опоры шарошек в зависимости от типоразмера долот конструируются

из различных сочетаний шариковых и роликовых подшипников качения и

подшипников скольжения.

Шариковые подшипники легче разместить в ограниченных размерах

шарошки, они слабо реагируют на возможные перекосы осей шарошек и

цапф. Однако из-за проскальзывания шариков по боковым дорожкам эти

подшипники быстро нагреваются и требуют интенсивного охлаждения.

Роликовые подшипники могут воспринимать большую, чем шариковые

подшипники нагрузку, но труднее вписываются в ограниченные размеры

шарошек. Они весьма чувствительны к перекосам осей шарошек и цапф и

при износе роликов нередко шарошки заклиниваются на цапфах.

Подшипники скольжения способны воспринимать наибольшие

нагрузки. Однако эффективны они только при невысоких частотах вращения

долота, когда трущиеся поверхности шарошек и цапф и соседних

подшипников качения сильно не нагреваются.

В каждой системе опор обязательно имеется один шариковый

подшипник, называемый замковым радиально-упорным подшипником

двухстороннего действия. Он удерживает шарошку на цапфе и воспринимает

усилия, направленные вдоль и перпендикулярно к оси цапфы.

Устанавливается этот подшипник в последнюю очередь, через

цилиндрический канал в цапфе, затем в этот канал вставляется стержень

(палец) и его наружная часть приваривается к телу цапфы.

Подшипники шарошек в процессе бурения смазываются и охлаждаются

буровым раствором, проникающим к ним по зазору между основанием

шарошки и упорной поверхностью в цапфе. Поэтому в буровой раствор

добавляются специальные реагенты, улучшающие его смазочные свойства.

При бурении с продувкой скважины воздухом условия работы опор

шарошек значительно ухудшаются вследствие недостаточного теплоотвода

от трущихся деталей подшипников. Поэтому в долотах, предназначенных

для бурения с продувкой воздухом, часть воздуха по специальным каналам в

лапах и цапфах направляется непосредственно в опоры шарошек.

В последние годы все большее применение находят долота с

герметизированной маслонаполненной опорой

(рис.

3.6.), у которых

специальная смазка поступает к подшипникам из эластичного баллона по

имеющемуся в лапе и цапфе каналу. Проникновению бурового раствора в

полость такой опоры и утечке смазки препятствует жесткая уплотнительная

манжета. Долговечность таких долот при ограниченной частоте оборотов на

порядок и более превосходит долговечность долот с открытой опорой.

Для бурения скважин в абразивных

породах различной твердости с целью

повышения долговечности вооружения

шарошки

оснащают

вставными

твердосплавными зубками

(штырями).

Такие

долота

часто

называют

штыревыми.

Вставные

зубки

закрепляются в теле шарошки методом

прессования.

Для

бурения

малоабразивных породах, в теле

стальной

шарошки

фрезеруются

призматические зубья, поверхность

которых упрочняется термохимической

обработкой.

По ГОСТ

20692

«Долота

шарошечные»

предусматривается

выпуск долот диаметром 76-508 мм. трех

разновидностей:

одно-

двух-

трехшарошечных. Наибольший объем

Рис. 3.6. Схема долота

бурения нефтяных и газовых скважин в

герметизированной

Западной Сибири приходится на

маслонаполненной опорой

трехшарошечные долота диаметрами

190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

Типы и область применения шарошечных долот приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Типы трехшарошечных долот и их назначение

Тип долота

Рекомендуемые области применения долот

Самые мягкие, несцементированные, пластичные

(наносы,

мягкие и вязкие глины, сланцы, мягкие известняки)

МЗ

Мягкие, слабосцементированные, абразивные

(песчаники,

мергели)

МС

Мягкие, неабразивные, с пропластками пород средней

твердости

(мел с пропластками слабосцементированных

песчаников, каменная соль с пропластками ангидритов,

глинистые сланцы)

МСЗ

Мягкие, слабосцементированные, абразивные, с пропластками

пород средней твердости (песчаноглинистые сланцы, плотные

глины с пропластками песчаников)

Пластичные и хрупкопластичные неабразивные, средней

твердости

(плотные глины, глинистые сланцы, известняки

средней твердости)

СЗ

Абразивные, средней твердости

(песчаники, песчанистые

сланцы)

СТ

Хрупкопластичные, средней твердости, с пропластками

твердых пород (песчаники с пропластками гипса, известняки с

пропластками гипса, ангидриты)

Твердые, неабразивные

(твердые известняки, доломиты,

доломитизированные известняки)

ТЗ

Твердые, абразивные (окварцованные известняки и доломиты)

ТК

Твердые, с пропластками крепких

(твердые известняки с

пропластками

мелкокристаллических

известняков

доломитов)

ТКЗ

Абразивные, твердые, с пропластками крепких (окремнелые

аргиллиты, твердые известняки и доломиты, мелкозернистые

сильносцементированные песчаники)

Крепкие, абразивные

(окремнелые мелкокристаллические

известняки, доломиты, кварциты)

ОК

Очень крепкие, абразивные (граниты, квациты, диабазы)

По материалу вооружения шарошечные долота делятся на два класса:

1 класс - долота с фрезерованным стальным вооружением для бурения

малоабразивных пород (М, МС, С, СТ, Т, ТК);

2 класс

- долота со вставным твердосплавным вооружением для

бурения абразивных пород (МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК)

В настоящее время долота типа СТ и ТК не выпускаются.

По расположению и конструкции промывочных или продувочных

каналов шарошечные долота делятся:

- с центральной промывкой (Ц);

- с боковой гидромониторной промывкой (Г);

- с центральной продувкой (П);

- с боковой продувкой (ПГ).

Долота для высокооборотного бурения (частота оборотов долота более

400 в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения (В).

Долота для низкооборотного бурения (частота оборотов долота 100- 400

в минуту) изготовляют с опорами на подшипниках качения и одном

подшипнике скольжения (Н).

Долота для бурения на пониженных частотах (частота оборотов долота

не более 100 в минуту) изготовляют с опорами на двух и более подшипниках

скольжения и подшипниках качения (А).

Выпускаются долота с открытой опорой и с уплотнительными

манжетами и резервуарами для смазки (У).

Условное обозначение (шифр) долота:

III - 215,9 С-ГНУ 2354,

где III - трехшарошечное ;

215,9 - номинальный диаметр долота, мм;

С - тип долота (для бурения пород средней твердости);

Г - боковая гидромониторная промывка;

Н - опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике

скольжения;

У - опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;

2354 - заводской номер долота.

В маркировке трехшарошечных долот и долот с центральной

промывкой цифра III и буква Ц не указывается.

3.1.2. Лопастные долота

При бурении нефтяных и газовых скважин чаще всего применяют

трехлопастные (3Л и 3ИР) и шестилопастные (6ИР) долота. Лопастное

долото 3Л состоит из корпуса, верхняя часть которого имеет ниппель с

замковой резьбой для присоединения к бурильной колонне, и трех

приваренных к корпусу долота лопастей, расположенных по отношению

друг к другу под углом 120 градусов. Для подвода бурового раствора к

забою долото снабжено промывочными отверстиями, расположенными

между лопастями.

Лопасти выполнены заостренными и слегка наклонными к оси долота в

направлении его вращения. В этой связи по принципу разрушения породы

долота 3Л относят к долотам режуще-скалывающего действия, так как под

влиянием нагрузки лопасти врезаются в породу, а под влиянием

вращающего момента скалывают ее.

Долота

3Л предназначены для бурения в неабразивных мягких

пластичных породах (тип М) и для бурения в неабразивных мягких породах

с пропластками неабразивных пород средней твердости (тип МС).

Для увеличения износостойкости долот их лопасти укрепляют

(армируют) твердым сплавом. У долот типа М в прорезанные по

определенной схеме пазы на лопастях наплавляют зернистый твердый сплав

релит и лопасть покрывают чугуном, а у долот типа МС в пазы укладывают

и припаивают твердосплавные пластинки и покрывают лопасти релитом.

Долота 3Л выпускают как с гидромониторными насадками, так и без. В

последнем случае выходные кромки промывочных каналов армируют

релитом.

Согласно ОСТ 26-02-1282 «Долота лопастные» предусмотрен выпуск

долот 3Л диаметром от 120,6 до 489,9 мм.

Долота

3ИР в сравнении с

3Л имеют следующие отличительные

особенности. Три лопасти выполнены притупленными, а не заостренными и

приварены к корпусу так, что они сходятся на оси долота, а не наклонены к

ней. Лопасти долота армируются также как и у

3Л типа МС, но с

дополнительным усилением кромок лопастей, контактирующих с забоем и

стенкой скважины, твердосплавными зубками (штырями).

Такая особенность вооружения позволяет долоту 3ИР разрушать породу

резанием и истиранием

(микрорезанием) абразивных мягких пород с

пропластками пород средней твердости (тип МСЗ).

Отраслевым стандартом ОСТ 26-02-1282 предусмотрено изготовление

долот 3ИР диаметром от 190,5 до 269,9 мм.

Долота

6ИР имеют три основные лопасти, предназначенные для

разрушения породы на забое, и три дополнительные укороченные лопасти,

калибрующие стенку скважины. Основные лопасти притуплены и сходятся

на оси долота. Дополнительные лопасти также притуплены и расположены

между основными лопастями. Эти долота относятся к типу С.

По ОСТ 26-02-1282 предусмотрено изготовление долот 6ИР диаметром

от 139,7 до 269,9 мм.

Лопастные долота имеют ряд существенных недостатков:

· интенсивный износ лопастей в связи с непрерывным контактом

режущих и калибрующих ствол скважины кромок лопастей долота с

забоем и стенками скважины;

· сужение ствола скважины в процессе бурения из-за относительно

быстрой потери диаметра долота;

· относительно высокий крутящий момент на вращение долота;

· неудовлетворительная центрируемость на забое, приводящая к

интенсивному непроизвольному искривлению.

Отмеченные недостатки объясняют причины редкого применения

лопастных долот в практике бурения нефтяных и газовых скважин даже при

разбуривании мягких пород.

3.1.3. Алмазные долота

Алмазные долота предназначены для разрушения истиранием

(микрорезанием) неабразивных пород средней твердости и твёрдых.

Алмазное долото состоит из стального корпуса с присоединительной

замковой резьбой и фасонной алмазонесущей головки (матрицы). Матрица

разделена на секторы радиальными

(или спиральными) промывочными

каналами, которые сообщаются с полостью в корпусе долота через

промывочные отверстия.

Алмазонесущую матрицу изготовляют методом прессования и спекания

смеси специально подобранных порошкообразных твердых сплавов. Перед

прессованием в пресс-форме по заданной схеме размещают кристаллики

природных или синтетических алмазов. При однослойном размещении

алмазов применяют алмазы в 0,05-0,4 карата (карат - единица измерения

массы алмазов, 1 карат равен примерно 4,5 мм). Для бурения в твердых

породах изготовляют долота с объемным размещением мелких (менее 0,02

карата) кристаллов алмаза в матрице (импрегнированные алмазные долота).

После изготовления долота вылет алмазов над рабочей поверхностью

матрицы составляет 0,1-0,25 их диаметра.

Диаметр алмазных долот на 2-3 мм меньше соответствующих диаметров

шарошечных долот. Это вызвано созданием условий для перехода к бурению

алмазными долотами после шарошечных, у которых, как правило, по мере

износа уменьшается диаметр.

Отраслевым стандартом ОСТ

39.026 предусмотрено выпускать

алмазные долота диаметрами от 91,4 до 292,9 мм.

Основными достоинствами алмазных долот являются хорошая

центрируемость их на забое и формирование круглого забоя (в отличие от

треугольной с округленными вершинами формы забоя при бурении

шарошечными долотами).

Существенным недостатком алмазных долот является во-первых,

крайне низкая механическая скорость бурения. Максимальная механическая

скорость бурения, как правило, не превышает

3 м/ч. Для сравнения

максимальная механическая скорость бурения шарошечными долотами

составила около 120 м/ч. Во вторых, алмазные долота имеют узкую область

применения (исключаются абразивные породы), и в третьих, предъявляются

повышенные требования к предварительной подготовке ствола и забоя

скважины.

3.1.4. Долота исм

Особая разновидность долот разработана Институтом сверхтвердых

материалов (ИСМ) - долота типа ИСМ. Долота ИСМ предназначены для

разрушения резанием и истиранием (микрорезанием) неабразивных пород

мягких (М), перемежающихся по твердости (МС) и средней твердости (С).

Эти долота имеют вооружение из сверхтвердого композиционного

материала

«Славутич», в состав которого входят мелкокристаллические

алмазы и дробленный карбид вольфрама. Для оснащения долот применяют

цилиндрические вставки

(штыри) диаметром

8-12 мм с плоскими или

полусферическими рабочими торцами. Штыри в корпусе долота припаивают

в гнездах.

Существует две разновидности долот ИСМ по конструкции: лопастная

и секторная. Лопастная разновидность аналогична по конструкции долоту

6ИР.

Секторная разновидность долота состоит из стального корпуса,

торцевая профильная поверхность которого, разделена на секторы

радиальными промывочными каналами. Штырями из

«Славутича»

вооружена торцевая и калибрующая поверхности долота. Вылет штырей над

поверхностью секторов составляет 3-5 мм. На калибрующей поверхности

штыри утоплены.

При бурении в мягких породах штыри работают как резцы, осуществляя

резание и скалывание. В перемежающихся по твердости и породах средней

твердости работают зерна алмазов, разрушая породу микрорезанием.

Присоединяют долото к бурильной колонне при помощи замковой

резьбы.

Отраслевым стандартом ОСТ 39026 предусмотрено выпускать долота

ИСМ диаметрами от 91,4 до 391,3 мм.

Преимуществами долот ИСМ являются их значительная проходка на

долото, достигающая (при соблюдении условий эксплуатации) нескольких

сотен метров и относительно высокая рейсовая скорость.

К недостаткам следует отнести узкую область применения (только в

неабразивных порода М, МС и С) и высокий момент на вращение долота,

ограничивающий применение забойных двигателей.

3.1.5. Долота специального назначения

Из долот этой группы наиболее распространены пикообразные долота -

пикобуры. Эти долота имеют заостренную под углом под углом 90 градусов

лопасть, по форме напоминающую пику. Вооружение твердосплавные

пластины и штыри.

По назначению выпускают пикобуры двух типов:

ПР для проработки (расширения) ствола пробуренной скважины;

ПЦ для разбуривания цементного стакана, моста и металлических

деталей в обсадной колонне после ее цементирования.

Во избежание повреждения обсадной колонны боковые грани лопасти у

долот ПЦ не армируются твердым сплавом.

3.1.6. Инструмент для отбора керна

Для отбора керна используется специальный породоразрушающий

инструмент

- бурильные головки

(ГОСТ

21210) и керноприемные

устройства (ГОСТ 21949).

Бурголовка (рис. 3.7.), разрушая породу по периферии забоя, оставляет в

центре скважины колонку породы (керн), поступающую при углублении

скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса и

керноприемной трубы (керноприемника).

Корпус керноприемного устройства служит для соединения бурильной

головки с бурильной колонной, размещения керноприемника и защиты его

от механических повреждений, а также для пропуска бурового раствора к

промывочным каналам бурголовки.

Керноприемник предназначен для приема керна, сохранения его во

время бурения от механических повреждений и гидроэрозионного

воздействия бурового раствора и сохранения при подъеме на поверхность.

Для выполнения этих функций в нижней части керноприеника

устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху клапан,

пропускающий через себя вытесняемый из керноприемника буровой раствор

при заполнении его керном.

По

способу

установки

керноприемника в корпусе ГОСТ 21949

«Устройства

керноприемные»

предусматривает

изготовление

керноприемных устройств как с

несъемными, так и со съемными

керноприемниками.

При бурении с несъемными

керноприемниками для подъема на

поверхность

заполненного

керном

керноприемника необходимо поднимать

всю бурильную колонну.

При бурении

со

съемным

керноприемником бурильная колонна не

поднимается, Внутрь колонны на канате

спускается специальный ловитель, с

помощью которого из керноприемного

устройства извлекают керноприемник и

поднимают его на поверхность. При

помощи этого же ловителя порожний

Рис.

3.7. Схема устройства

керноприемник

спускают

бурголовки с керноприемником

устанавливают в корпусе.

настоящее

время разработан целый ряд

керноприемных устройств с несъемными

керноприемниками «Недра», «Кембрий»,

«Силур»

предназначенных

для

различных условий отбора керна и

имеющих аналогичную конструкцию.

Для керноприемных устройств

изготовляют шарошечные

(рис.

3.8.),

алмазные (рис. 3.9.), лопастные и ИСМ

бурголовки,

предназначенные

для

бурения в породах различной твердости

и абразивности.

ГОСТ

21210

предусмотрено

ечная

выпускать шарошечные и лопастные

бурильные головки диаметрами от 76,0

до 349,2 мм.

Пример

условного

обозначения

бурголовки для керноприемных устройств без

съемного керноприемника

(К) с наружным

диаметром Дн = 212,7, внутренним диаметром

Дв = 80 мм для бурения мягких пород:

Рис.

3.9.

Алмазная

бурголовка

К 212,7 / 80 М ГОСТ 21210-75.

Пример условного обозначения бурголовки для керноприемных

устройств со съемным керноприемником (КС) с наружным диаметром Дн =

187,3 , внутренним диаметром Дв = 40 мм для бурения абразивных пород

средней твердости:

КС 187,3 / 40 СЗ ГОСТ 21210.

3.2. Бурильная колонна

Бурильная колонна

(далее

БК)

соединяет долото (или забойный двигатель

и долото) с наземным оборудованием

(вертлюгом).

БК предназначена для следующих

целей:

передачи вращения от ротора к

долоту;

восприятия реактивного момента

забойного двигателя;

подвода бурового раствора к ПРИ и

забою скважины;

создания нагрузки на долото;

подъема и спуска долота;

проведения вспомогательных работ

(проработка, расширение и промывка

скважины, испытание пластов, ловильные

работы и т.д.).

БК состоит (рис. 3.10) из свинченных

друг с другом ведущей трубы 4, бурильных

труб

8 и утяжеленных бурильных труб

(УБТ)

12 и

13. Верхняя часть БК,

представленная ведущей трубой

присоединяется к вертлюгу 1 с помощью

Рис.3.10.

Состав

верхнего переводника ведущей трубы 3 и

бурильной колонны

переводника вертлюга

2. Ведущая труба

присоединяется

к первой

бурильной трубе

8 с помощью нижнего

переводника ведущей трубы 5, предохранительного переводника 6 и

муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются друг с

другом бурильными замками, состоящими из муфты 7 бурильного замка

и его ниппеля 9 или соединительными муфтами 10. УБТ 12 и 13

свинчиваются друг с другом непосредственно. Верхняя УБТ

присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника 11, а нижняя

привинчивается через переводник 14 к долоту (при роторном бурении)

или к забойному двигателю с долотом.

Кроме названных выше элементов в компоновку БК могут

включаться калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители,

промежуточные опоры для УБТ, обратные клапаны, фильтры,

шламометаллоуловители, амортизаторы, протекторные кольца,

средства наклонно-направленного бурения, керноприемные устройства

и другое специальное оборудование.

3.2.1. Ведущие бурильные трубы

Для передачи вращения БК от ротора или

реактивного момента от забойного двигателя

к ротору при одновременном осевом

перемещении БК и передаче бурового

раствора от вертлюга в БК служат ведущие

бурильные трубы (ВБТ, рис. 3.11.).

При бурении нефтяных и газовых

скважин

применяют

ВБТ сборной

конструкции, состоящие из квадратной

толстостенной штанги

2 с просверленным

каналом, верхнего штангового переводника

(ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего

штангового переводника

(ПШН)

правосторонней резьбой.

Для защиты от износа замковой резьбы

ПШН, подвергающейся многократным

свинчиваниям и развинчиваниям при

наращивании БК и спуско-подъемных

работах,

на

ПШН дополнительно

Рис. 3.11. Ведушие бурильные

навинчивают

предохранительный

трубы

переводник.

По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон

квадратной

штанги

112х112,

140х140,

155х155.

Размер

присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140

(З-147); З-152 (З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из

стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а

переводники ПШН и ПШВ - из стали марки 40ХН (с пределом текучести

735 МПа).

3.2.2. Стальные бурильные трубы

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко

используются стальные бурильные трубы с приваренными замками

(ТБП, рис. 3. 12.)

Рис. 3.12. Схема стальной бурильной трубы с приваренными замками

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и

присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля).

Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной

резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу

сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в

свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба по

ГОСТ

5286

(на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для

увеличения

прочности соединений концы трубных заготовок

«высаживаютª, т.е. увеличивают толщину стенки.

Стальные бурильные трубы с приваренными замками

предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но

также используются и при бурении с забойными гидравлическими

двигателями.

ТБП выпускают в соответствие с ГОСТ Р

50278 трех

разновидностей:

- ПВ - с внутренней высадкой;

- ПК - с комбинированной высадкой;

- ПН - с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с

пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м.

Присоединительные концы - бурильные замки изготовляют по ГОСТ 27834-95 из

стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е.

Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали

40ХМФА (предел текучести 980 МПа).

Основные параметры ТБП, наиболее распространенные в Западной Сибири:

 условные диаметры труб 114, 127, 140 мм («условныйª - означает

округленный до целого значения);



-условная толщина стенки 9, 11, 13 мм



- типоразмеры замков ЗП-159, ЗП-162, ЗП-178 (где 159, 162, 178 -

наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с

условным диаметром 114, 127, 140;



-присоединительная резьба, соответственно, З-122; З-133; З-147;



-средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб

приблизительно равна 32 кг.

Условное обозначение трубы бурильной с комбинированной

высадкой и приваренными замками условным диаметром 127 мм и

условной толщиной стенки 9 мм из стали группы прочности Д:

ПК-127Х9 Д ГОСТ Р 50278

3.2.3. Легкосплавные бурильные трубы

Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции (ЛБТ, рис.

13.) по ГОСТ

23786 применяют при бурении с использованием

забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала -

2,78 г/см³.

(у стали

7,85 г/см³) позволяет значительно облегчить

бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для

изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль Д16 (сплав

из

системы

«Алюминий-Медь-Магнийª),

для

повышения

износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр

Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 Мпа. Бурильные замки для

ЛБТ изготовляют согласно ТУ 39-0147016-46 из стали марки 40ХН

Рис. 3.13. Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции

(предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции - ЗЛ

Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной

Сибири:

условные диаметры труб 114, 129, 147 мм;

условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;

типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, -

наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с

условным диаметром 114, 129, 147;

присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;

средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб

приблизительно равна 16 кг.

Условное обозначение трубы бурильной из сплава Д16Т условным

диаметром 147 мм и условной толщиной стенки 11 мм:

Д16Т-147Х11 ГОСТ 23786

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-

первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает

гидравлические сопротивления примерно на

20% по сравнению со

стальными бурильными трубами одинакового сечения. Чистота

внутренней поверхности ЛБТ достигается прессованием при

изготовлении. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол

и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в

бурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК

при температурах выше 150 градусов Цельсия, так как прочностные

свойства Д16Т начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать

также в агрессивной (кислотной или щелочной среде).

3.2.4. Утяжеленные бурильные трубы

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части

устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине

создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.

В настоящее время наиболее широко используются следующие

типы УБТ:

- - горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;

- - сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-744.

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют

отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и

поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную

трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные - промежуточные

(верхний конец муфтовая резьба, нижний

- ниппельная).

Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На

верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего

захвата клиньями при спуско-подьемных работах.

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении

с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей

группы прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа) методом

прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в

резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски

на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это

приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам.

Основные параметры УБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

- -номинальные наружные диаметры труб 146, 178, 203 мм;

- -номинальный диаметр промывочного канала 74; 90, 100 мм;

БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН. Дипломная работа - часть 1