2.6 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Цементированием
называют процесс заполнения заколонного
пространства суспензией вяжущих
материалов способных в покое загустевать
и превращаться в прочный цементный
камень
Целью расчёта цементирования эксплуатационной колонны является определение объема цементного раствора, сухого цементного порошка, воды, давления при прокачке цементного раствора, количество ЦА и ЦСМ, а также время цементирования.
Цементирование, как правило, следует проводить прямым способом с двумя разделительными пробками. Для предотвращения резкого повышения давления «стоп» последние 2% объема продавочного раствора следует закачивать одним ЦА на первой скорости.
Давление «стоп» должно быть выше максимального в конце цементирования на 2,5 – 3,0 МПа, но не должно превышать максимально допустимого давления, определяемого из условия прочности секции обсадной колонны на внутреннее давление с учетом плотности жидкостей, заполняющих трубное и затрубное пространство (расчет эксплуатационной колонны на прочность).
Время ОЗЦ зависит от температуры забоя скважины. Чтобы улучшить качество цементирования, рекомендуется применять буферную жидкость. Она разделяет буровой и тампонажный растворы, предупреждает образование труднопрокачиваемой смеси и повышает степень замещения бурового раствора при цементировании скважин. Давление составного столба бурового раствора, буферной жидкости и тампонажного цементного раствора должно быть выше пластового на 1 – 1,5 МПа.
Чтобы улучшить качество цементирования, рекомендуется применять буферную жидкость. Она разделяет буровой и тампонажный растворы, предупреждает образование труднопрокачиваемой смеси и повышает степень замещения бурового раствора при цементировании скважин.
Определим
плотность цементного раствора
где
- плотность тампонажного цементного
раствора 3,15 г/см3;
- водоцементное
отношение 0,5.
Вычисляем минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качества цементирования по формуле
- коэффициент
уширения 1,25;
- толщина
фильтрационной корки 0,002;
- диаметр долота;
- диаметр колонны
(наружный);
- высота подъема
тампонажного цементного раствора.
Определим требуемое количество тампонажного цементного раствора по формуле
где
- внутренний диаметр кондуктора;
- наружный диаметр
эксплуатационной колонны;
- диаметр скважины;
- внутренний диаметр
эксплуатационной колонны;
- высота цементного
стакана;
- высота подъема
тампонажного цементного раствора.
где
- коэффициент уширения 1,25;
- диаметр долота.
Рассчитываем массу тампонажного цемента по формуле
где 1,05 - коэффициет, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах;
- водоцементное
отношение для тампонажного цемента,
0,5;
- плотность тампонажного цементного раствора;
- количество
тампонажного цементного раствора.
Определяем объем воды для затворения тампонажного цемента по формуле
где 1,1 – коэффициент резерва жидкости затворения;
- водоцементное
отношение для тампонажного цемента,
0,5;
- масса тампонажного
цемента.
Находим объем продавочного раствора по формуле
где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
- высота цементного стакана;
- коэффициент
сжимаемости жидкости 1,02 – 1,04.
Принимаем
технологически необходимую скорость
восходящего потока тампонажного
цементного раствора в затрубном
пространстве 1,8 м/с и определяем подачу
насосов ЦА для обеспечения данной
скорости по формуле
Определяем максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования по формуле
где
- максимально ожидаемая разность
гидростатических давлений в трубах и
затрубном пространстве в конце
цементирования;
- давление на
преодоление гидравлических сопротивлений
в трубах;
- давление на
преодоление гидравлических сопротивлений
в затрубном пространстве.
- высота подъема
тампонажного цементного раствора;
- высота цементного стакана;
- плотность тампонажного цементного раствора;
- плотность
продувочного раствора.
где
- коэффициент гидравлических сопротивлений
бурового раствора, 0,02.
где
- коэффициент гидравлических сопротивлений
тампонажного цементного раствора,
0,035.
В соответствии с подачей Q=45 дм3/с и давлением в цементировочной головке Рmax =8,85 МПа, выбираем тип цементировочного агрегата ЦА –320М, с диаметром втулок 115 мм, подачей 10,7 дм3/с, давлением 18,7 МПа, четвертая скорость закачки.
Определяем число цементировочных агрегатов
Принимаем 6 агрегатов ЦА – 320М
Определяем число цементосмесительных машин
где
- объем бункера 2СМН – 20, 14,5 м3;
- насыпная объемная
масса цемента, 1,21.
Принимаем 2 машины 4 ЦСМН – 20.
Число
работающих ЦА при закачки тампонажного
цементного раствора рассчитывают по
формуле
Определяем продолжительность цементирования обсадной колонны по формуле
Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания
Таблица 11– Параметры цементирования скважины
Vбуф.min |
Vц.р. |
Gсух.ц. |
Vв |
Vпр.ж |
Q |
Pмаx |
tц |
tц |
м3 |
м3 |
Т |
м3 |
м3 |
дм3/с |
МПа |
мин |
мин |
9,57 |
32,25 |
39,59 |
21,77 |
20,66 |
46 |
8,8 |
36,91 |
49,21 |
2.7 Выбор, расчет режима бурения
Расчет служит для определения параметров режима бурения.
Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения, которые можно изменить непосредственно в процессе бурения.
Параметры режима бурения:
1 Осевая нагрузка на долото;
2 Частота вращения долота;
3 Количество прокачиваемой промывочной жидкости;
4
Качество промывочной жидкости –
(плотность r,
вязкость b,
показатель фильтрации рн,
статистическое напряжение сдвига СНС).
Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения называется рациональным (оптимальным) режимом бурения. Режим, при, котором применяются специальные параметры для отбора керна, при наборе кривизны, при зарезки нового ствола или при частой перемещаемости мягких и твердых пород называется специальным режимом бурения.
Режим, при, котором получены наилучшие показатели долота из-за применения более совершенной буровой установки или оборудования называется скоростным режимом бурения.
Применяется роторный способ в интервалах 0-40 м, 1044-1202 м и в продуктивном пласте, в остальных интервалах забойные двигатели.
Определим осевую нагрузку на долото.
Нагрузка на долото выбирается с учетом твердости горных пород, способа бурения, типа и диаметра долота. С увеличением глубины, твердость горных пород возрастает и эффективность разрушения горных пород будет
где
- коэффициент учитывающий влияние
забойных условий на твердость горных
пород, принимаем 0,4;
– прочность горных
пород по штампу;
– площадь контакта
зубьев долота с горной породой.
где
- коэффициент перекрытия зубьев долота,
принимаем 1,5;
- диаметр долота;
- начальная тупизна
зубьев, принимаем 1 мм.
Определим нагрузку на долото для твердых пород
Приняв Ршт =1500 кгс/см2, получаем
Определим
минимальную необходимую подачу буровой
жидкости
где
- минимальная скорость восходящего
потока буровой жидкости
где
- скорость подъема выбуренных частиц в
кольцевом пространстве;
- коэффициент
зависящий от поперечного сечения
кольцевого пространства скважины;
- скорость погружения
частиц шлама в буровую жидкость при
отсутствии циркуляции.
где
- коэффициент зависящий от формы частиц
шлама, принимаем 0,075;
- диаметр частиц
шлама, 6 мм;
- плотность частиц
шлама горной породы=2,6 г/см3;
- плотность бурового раствора.
Согласно
характеристику насоса У8-6МА2, можно
получить подачу 16,74 л/с, если насосе
будет диаметр поршни 130 мм при коэффициенте
подачи насосов 0,85, а предельное давление
25,0 МПа.
Определим гидравлическую (полезную) мощность одного насоса
Выбрав КПД насоса hн=0,82, определяем полную потребляемую мощность насоса
Выбираем мощность двигателя насоса, она должна быть на 10 – 15 % больше полной мощности
Выбираем синхронный электродвигатель типа СД 3 –12 – 46 – 8А мощ-ностью 590 кВт.
Определим максимальную подачу насосов с нуля
где А – коэффициент потерь давления, независящий от глубины скважины;
Ар – коэффициент перепада давления в турбобуре;
rв – плотность воды, 1 г/см3.
Nгидр. – гидравлическая (полезная) мощность буровых насосов при мощности двигателей 418,5 кВт.
где Q1 – подача бурового раствора;
Р¢тб – перепад давления в турбобуре.
где
ам
– коэффициент потери давления в
манифольде, 30×10-5;
ад – коэффициент потери давления в отверстиях долота.
где F – суммарная площадь сечения промывочных отверстий долота диаметром 215,9 мм, F=13,5 см2.
По полученным Qmax и соответствие ГЗД выбираем диаметр цилиндровых втулок и определим подачу и давление насосов ГЗД 3ТСШ-195 где Q=30-35 дм3/с, n’=485-530 об/мин, m’=2600-3100 Н∙м.
Согласно характеристику насоса У8-6МА2, можно получить подачу 38,84 л/с, если насосе будет диаметр поршни 190 мм при коэффициенте подачи насосов 0,85, а предельное давление 11,5 МПа.
где В – коэффициент потери давления, зависящий от глубины скважины.
где атр – коэффициент потери давления зависящий в трубах;
акп – коэффициент потери давления в кольцевом пространстве.
Определяем
потерю давлений во всех элементах
циркуляционной системы
где
– потери давлений в трубах;
– потери давлений
в кольцевом пространстве;
– потери давлений
в обвязке;
– потери давлений
в турбобуре;
– потери давлений
в долоте.
Определим потери давлений в трубах
где
– рекомендуемый безразмерный коэффициент
гидравлческих сопротивлений бурильных
трубах 0,02.
Определим потери давлений в кольцевом пространстве
Определим
потери давлений в обвязке (манифольде,
буровом шланге, вертлюге, ведущей трубе):
а) определим эквивалентную длину ведущей трубы
где
- длина ведущей трубы 16,5 м;
- внутренний диаметр
ведущей трубы 100 мм.
б) определим эквивалентную длину вертлюга
где
- длина вертлюга 2 м;
- внутренний диаметр
вертлюга 100 мм.
в) определяем эквивалентную длину бурового шланга
где
- длина бурового шланга 20 м;
- внутренний диаметр
бурового шланга 102 мм.
г) определим эквивалентную длину манифольда, принимаем 100 м.
Определим потери давлений в обвязке
Определим
потери давлений в УБТ
где
– эквивалентная длина УБТ
Определим потери давлений в турбобуре
Определим потери давлений при бурении на глинистом растворе
Определим потери давлений в трубах
где – рекомендуемый безразмерный коэффициент гидравлческих сопротивлений бурильных трубах 0,02.
Определим потери давлений в кольцевом пространстве
Определим потери давлений в обвязке
Определим потери давлений в УБТ
где – эквивалентная длина УБТ
Определим потери давлений в долоте
Определим потери давлений в турбобуре
Из
расчета видно, что сумма потерь давлений
в циркуляционной системе при бурении
турбинным способом больше, чем при
роторном бурении, что удовлетворяет
условию промывки и бурения скважины.
Определим
скорость вращения долота при бурении
турбобуром.
Определим скорость вращения вала турбобура с долотом
где
- скорость вращения вала на холостом
ходу;
- тормозной момент
турбобура;
- момент необходимый
для преодоления долотом сопротивления
горной породы при бурении.
где
- скорость вращения вала турбобура
где
- коэффициент момента турбобура
где
– момент на валу турбобура 155 кгс∙м
Таблица
12 – Техническая характеристика бурового
насоса
Показатели |
Тип бурового насоса |
У8-6МА2 |
|
Мощность, кВт |
600 |
Полезная мощность, кВт |
510 |
Максимальное число двойных ходов поршня в 1 мин |
65 |
Частота вращения трансмиссионного вала, рад/с (об/мин) |
33,5 (320) |
Масса, т |
25,5 |
Диаметр поршня, мм |
190 |
Подача, дм куб./с (идеальная) |
45,7 |
Подача, дм куб./с (при α=0,85) |
38,84 |
Предельное давление, МПа |
11,5 |
2.8 Анализ и выбор долот
В
основу выбора типов долот должны быть
положены физико-механические свойства
пород (твердость, абразивность,
пластичность и др.), литологический
разрез, перемещаемость пород и т.п. При
выборе типа долота необходимо также
учитывать данные о возможной стойкости
долот и механической скорости, полученный
по результатам отработки долот в данном
районе; при этом следует учитывать износ
долот.
Для оценки работ долот при бурении нефтяных и газовых скважин пользуются следующими показателями:
1 Механическая скорость Vмех – определяет проходку в метрах за один час работы долота.
2 Рейсовая скорость Vрейс – отражает проходку в метрах за один час механического бурения, и время, затрачиваемое на спускоподъемные операции.
Тип долот, также как основные параметры режима бурения устанавливаются геолого-техническим нарядом.
Обязательными условиями для выбора рациональных конструкций (типов) долот являются:
1 Систематический учет показателей работы долот дифференцированно по нефтяным и газовым месторождениям, площадями, стратиграфическим подразделениям, интервалам глубин, способам и режимам бурения;
2 Оценка и учет результатов промывочных испытаний;
3 Изучение и учет характера износа элементов долота;
4 Проведение хронометража работы долота.
5 Систематическое изучение и анализ геологического разреза по данным геофизических исследований.
Применение правильно выработанного типа долота обеспечивают повышение показателей бурения в среднем на 20 – 30%.
Для данной скважины применяем следующие типы долот:
1 Под направление 393,7 VU-K54X-R-174 (СЗ-ГВУ).
Среднеоборотное
долото (до 300 об/мин.), предназначено для
бурения объемногидравлическими забойными
двигателями или ротором нефтяных и
газовых скважин в средних абразивных
городах с промывкой забоя водой или
глинистым раствором.
1) Вид долота: трехшарошечное, самоочищающееся;
2) Диаметр долота: 393,7 мм (15 1/2 дюймов);
3) Высота долота: 380 мм;
4) Угол наклона оси цапфы к оси долота: 54 град;
5) Смещение оси цапфы относительно оси долота: 6,4 мм;
6) Тип шарошек: многоконусные, с твердосплавным вооружением;
7) Присоединительная резьба (ГОСТ): ниппель 3 – 177 (АРI: 7 5/8 Reg);
8) Масса долота: 190,5 кг;
9) Рекомендуемый режим бурения: частота вращения – 200-80 об/мин., нагрузка – 180-260 кН (18-26 т). Максимальная частота вращения соответствует минимальной нагрузке на долото.
Опоры маслонаполненные, герметизированы эластомерным уплотнением, выполнены по схеме: роликовый, шариковый подшипники качения, торцовый подшипник скольжения и роликовый подшипник качения. Поверхность угорного бурта наплавлена твердым сплавам. Патентованный состав специальной термостойкой смазки /Долотол – НУ/ резко снимает коэффициент трения в опоре, ее перегрева и износ во время работы. Для компенсации расхода смазки и давления во время длительной работы опоры в корпусе лапы долота предусмотрена смазочной система, состоящая из масляного резервуара с жестко закрепляемой крышкой, эластичной диафрагмы и габаритного от разрыва, а также каналов, соединяющих масляный резервуар с зонами трения в подшипниках опоры. Для ре-гулирования давления в опоре во время процесса бурения в смазочной системе предусмотрен клапан.
Вооружение: клиновидный зубок.
Промывка : комбинированная промывка.
2 При бурении под кондуктор используется долото 295,3 VГ-53X-R-201 (СЗ-ГВ).
Назначение:
Долото
предназначено для бурения нефтяных и
газовых скважин в абразивных с прокл.
средней твердости породах с промывкой
забоя водой или глинистым раствором.
Техническая характеристика:
1) Вид долота: трехшарошечное, самоочищающееся
2)Угол наклона оси цапфы: 33 град
3) Смещение оси цапфы относительно оси долота: 3,2 мм
4) Тип опоры: VU
5) Уплотнение: эластомер
6) Общее количество зубков (внутр./периф.): 148 (98/50)
7) Общее количество рядов зубков (внутр./периф.): 12 (9/3)
8) Количество и диаметр насадок: 3 шт. (6,4 – 22,2 мм)
9) Присоединительная резьба: 3-152 (AIP 6 5/8 Reg)
10) Масса долота нетто, кг (расчет./факт.): 90/86,3
11) Масса долота брутто, кг (картон./дерев.): 93,3/96,2
Рекомендуемые режимы бурения:
1) Частота вращения: 300-40 об/мин
2) Осевая нагрузка: 13-26 (29000 – 57000 lbs, 12749-25497 daN)
Конструктивные особенности:
Наплавка козырька лапы. Боковая гидроманиторная промывка. Суффикс Х-Клиновидные зубки.
Опоры выполнены открытыми, на подшипниках качения по схеме роликовый, шариковый подшипники качения, торцовый подшипник скольжения (упорный бурт), роликовый подшипник качения, торцовым подшипник скольжения (упорная пята). Отсутствие герметизирующих элементов в опоре позволяет выбрать максимальные габариты цапфы лапы и тел качения и осуществлять обильную циркуляцию в опоре промывочной жидкости, что очень важно для снижения механического момента, обеспечения быстрого охлаждения и повышения стойкости опоры в условиях, характерных для турбинного бурения.
Вооружение
шарошек долот этой линии представлено
как твердосплавными зубками, так и
стальными зубьями. Для наплавки стальных
зубьев шарошек, в том числе и периферийных,
применяется зерновой твердый сплав.
Наплавка стальных зубьев шарошек долот,
предназначенных для бурения абразивных
пород, состоит из композиции зерен
твердого сплава и более мелких частиц
карбида вольфрама. Она наносится на
боковые, торцовые поверхности и по
вершине зубьев. Это способствует
обеспечению высокой стойкости вооружения
и увеличению механической скорости
бурения. В особых случаях, оговоренных
в заказах, тыльный конус шарошки со
стальным вооружением может армироваться
твердосплавными зубками.
С целью дополнительной защиты долота при разбуривании абразивных пород при бурении наклонных или горизонтальных стволов спинка лапы может армироваться твердосплавными зубками, козырек и набегающая сторона лапы наплавляется зерновым твердым сплавом.
Схемы очистки забоя от шлама могут быть различными: с одной центральной насадкой, с тремя боковыми стандартными насадками, с тремя удлиненными боковыми насадками, с двумя боковыми удлиненными насадками; для больших диаметров: комбинированная с тремя стандартными боковыми и центральной, комбинированная с тремя удлиненными боковыми насадками и одной центральной.
3 При бурении под эксплуатационную колонну используется долото 215,9 N-62X-R-15 (ТЗ-ГН).
Назначение:
Долото предназначено для бурения нефтяных и газових скважин в твердых абразивних породах с промывкой забоя водой или глинистым раствором.
Техническая характеристика:
1) Диаметр долота: 215,9 мм (8 1/2 “)
2)Угол наклона оси цапфы: 36 град
3) Смещение оси цапфы относительно оси долота: 0,51 мм
4) Тип опоры: N
5) Уплотнение: нет
6) Общее количество зубков (внутр./периф.): 140 (83/57)
7) Общее количество рядов зубков (внутр./периф.): 11 (8/3)
8) Количество и диаметр насадок: 3 шт. (6,4 – 22,2 мм)
9) Присоединительная резьба: 3-117 (AIP 4 1/2 Reg)
10) Масса долота нетто, кг (расчет./факт.): 37/36,3
11) Масса долота брутто, кг (картон./дерев.): 38,4/40,9
Рекомендуемые режимы бурения:
1) Частота вращения: 300-40 об/мин
2) Осевая нагрузка: 11-23 (24000 – 51000 lbs, 10787-22555 daN)
Конструктивные особенности:
Наплавка козырька лапы. Боковая гидроманиторная промывка. Суффикс Х-Клиновидные зубки.
4 Вскрытия продуктивного пласта используем долото 215,9 AUL-LS61YP-R-437 (ТЗ-ГАУ).
Назначение:
Долото
предназначено для бурения нефтяных и
газових скважин в твердых абразивних
породах с промывкой забоя водой или
глинистым раствором.
Техническая характеристика:
1) Диаметр долота: 215,9 мм (8 1/2 “)
2)Угол наклона оси цапфы: 36 град
3) Смещение оси цапфы относительно оси долота: 3,18 мм
4) Тип опоры: AUL
5) Уплотнение: эластомер
6) Общее количество зубков (внутр./периф.): 155 (75/40/40)
7)
Общее количество рядов зубков
(внутр./периф.): 15 (9/3/3)
8) Количество и диаметр насадок: 3 шт. (6,35 – 22,2 мм)
9) Присоединительная резьба: 3-117 (AIP 4 1/2 Reg)
10) Масса долота нетто, кг (расчет./факт.): 37/35,8
11) Масса долота брутто, кг (картон./дерев.): 38,4/40,7
Рекомендуемые режимы бурения:
1) Частота вращения: 180-40 об/мин
2) Осевая нагрузка: 11-23 (24000 – 51000 lbs, 10787-22555 daN)
Конструктивные особенности:
Боковая гидроманиторная промывка. Префикс L - Наплавка козырька и набегающей грани лапы. . Префикс S – Армирование спинки лапы твердосплавными зубками. Суффикс Y – Конические зубки. Суффикс Р – Дополнительный калибрующий ряд (подрезные зубки).
Для оценки работы долот при бурении нефтяных и газовых скважин используются следующие показатели:
1 Механическая скорость бурения определяющая проходку в метрах за один час работы долота на забое
Механическая скорость для разных типов долот представлена в таблице 2.8.
2 Рейсовая отражает проходку в метрах за один час механического бурения плюс временная СПО, то есть время на подъем бурильного инструмента, спуск его в скважину и наращивание в процессе бурения
Находим механическую скорость по формуле:
№ Д о л б
|
Началь ный забой |
Показатели раб. долота |
Долото
|
Забойный двигатель |
УБТ |
Режим бурения |
Промывочная жидкость |
|||||||||
Проходка |
Вре-мя м. бур |
Мех. скорость, м/ч |
Типоразмер |
Типоразмер |
Диаметр, мм |
Длина, м |
Осевая наг. |
Число, об/мин |
Давле-ние |
Расход пр. ж. |
Вид |
Уд. вес |
Вязкость |
Водоод. |
||
1 |
0 |
40 |
5 |
8 |
393,7 СЗ-ЦГВУ-R174 |
ротор |
165 |
25 |
5 |
60 |
10 |
16 |
ГРА 1,18 |
1,2 |
30 |
7 |
2 |
40 |
81 |
4 |
20,25 |
295,3 СЗ-ГВ-R-175 |
ротор |
165 |
50 |
5 |
60 |
20 |
30-32 |
ЕВС |
1,00 |
- |
- |
2 |
121 |
119 |
5,1 |
23,53 |
295,3 СЗ-ГВ-R175 |
ротор |
- |
|
5 |
60 |
10 |
30-32 |
ГРА 1,18 |
1,2 |
- |
- |
3 |
240 |
0 |
0 |
24,51 |
295,3 СЗ-ГВ-R175 |
ротор |
- |
|
10 |
60 |
40 |
30-32 |
ЕВС |
1,00 |
1 |
1 |
4 |
240 |
0 |
0 |
24,78 |
295,3 СЗ-ГВ-R175 |
ротор |
165 |
0 |
5 |
20 |
10 |
30-32 |
ЕВС |
1,00 |
- |
- |
5 |
240 |
228 |
9,3 |
20,21 |
215,9 ТЗ-ЦГВУ-R810 |
3тсш1-195 |
165 |
0 |
10 |
300 |
100 |
30-32 |
ЕВС |
1,00 |
- |
- |
6 |
468 |
352 |
14,2 |
2 |
215,9 ТЗ-ЦГВУ-R810 |
3тсш1-195 |
165 |
50 |
10 |
300 |
100 |
30-32 |
ЕВС |
1,00 |
- |
- |
7 |
820 |
190 |
9,4 |
1,6 |
215,9 ТЗ-ЦГВУ-R810 |
3тсш1-195 |
165 |
50 |
10 |
300 |
100 |
30-32 |
ЕВС |
1,00 |
1 |
1 |
8 |
1010 |
124 |
61,8 |
0,89 |
215,9СЗ-ГАУ-R584 |
Д2-195 |
165 |
50 |
10 |
120 |
60 |
30-32 |
ГРА 1,14 |
1,17 |
30 |
6 |
9 |
1134 |
10 |
6 |
0,75 |
215,9СЗ-ГАУ-R584 |
Д2-195 |
165 |
50 |
10 |
120 |
60 |
30-32 |
ГРА 1,14 |
1,17 |
20 |
6 |
10 |
1144 |
7 |
7,8 |
0,67 |
212,7/100 БИТ |
ротор |
165 |
50 |
4 |
60 |
20 |
30-32 |
ГРА 1,14 |
1,17 |
30 |
6 |
11 |
1151 |
7 |
9,3 |
1,90 |
212,7/100 БИТ |
ротор |
165 |
50 |
5 |
60 |
20 |
30-32 |
ГРА 1,14 |
1,17 |
30 |
6 |
12 |
1158 |
6 |
8,9 |
- |
212,7/100 БИТ |
ротор |
165 |
50 |
5 |
60 |
20 |
30-32 |
ГРА 1,14 |
1,17 |
30 |
6 |
13 |
1164 |
8 |
18,9 |
- |
215.9 СЗ-ГАУ-R584 |
Д2-195 |
165 |
50 |
10 |
120 |
60 |
30-32 |
ГРА 1,14 |
1,17 |
30 |
6 |
|
1202 |
0 |
0 |
- |
215.9 СЗ-ГАУ-R584 |
Д2-195 |
|
|
5 |
120 |
60 |
|
ГРА 1,14 |
1,17 |
30 |
6 |
Таблица
13 - Карточка отработки долот