Минимальная длина колонны убт, устанавливаемых над жесткой кнбк
Табл. № 13
Dд, мм |
Dубт (Dтурб), мм |
Lубт, м |
При роторном способе бурения |
||
190.5 |
146 |
24 |
215.9 |
178 |
24 |
244.5 |
178 |
24 |
244.5 |
203 |
32 |
269.9 |
178 |
40 |
269.9 |
203 |
32 |
295.3 |
178 |
40 |
295.3 |
203 |
40 |
295.3 |
229 |
32 |
295.3 |
254 |
32 |
311.0 |
203 |
40 |
311.0 |
229 |
40 |
311.0 |
254 |
32 |
320.0 |
203 |
40 |
320.0 |
229 |
40 |
320.0 |
254 |
40 |
349.2 |
229 |
40 |
349.2 |
254 |
40 |
При турбинном способе бурения |
||
215.9 |
195 |
24 |
244.5 |
195 |
24 |
269.9 |
195 |
32 |
269.9 |
240 |
40 |
295.3 |
240 |
40 |
Примечание: При бурении с турбобуром диаметром 195 мм над КНБК рекомендуется устанавливать УБТ диаметром 178 мм, а при бурении турбобуром диаметром 240 мм - УБТ диаметром 229 мм
Рис. № 1
КНБК маятникового типа для роторного бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин где: 1 - долото, 2 - УБТ, 3 - бурильные трубы, 4 - центратор
Рис. № 2
Агрегат реактивно-турбинного бурения
где: 1 - бурильная колонна, 2 - траверса, 3 - грузы, 4 - турбобуры, 5 - долота
Рис. № 3
КНБК маятникового типа для турбинного бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин
где: 1 - долото, 2 - турбобур, 3 - УБТ, 4 - бурильные трубы, 5 - центратор
Рис. № 4 Жесткие компоновки для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом |
Рис. № 5 Жесткая компоновка для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин турбобуром с маховиком под валом |
1 - долото, 2 - калибратор, 3 - УБТ, 4 - центратор |
1 - долото, 2 - калибраторы, 3 - маховик, 4 - турбобур, 5 - центратор, 6 - УБТ |
Рис. № 6
Жесткая компоновка с УБТ квадратного сечения для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом
1 - долото, 2 - центратор, 3 - УБТ, 4 - УБТ квадратного сечения, 5 - бурильные трубы
Рис. № 7
Маятниковая компоновка с надолотным стабилизирующим устройством (НСУ) для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом
1 - долото, 2,5,8 - переводники, 3 - корпус НСУ, 4 - внутренняя труба, 6 - центратор,
7 - лопасти центратора, 9 - УБТ, 10 - центратор.
НСУ включает корпус 3, внутреннюю трубу 4, центратор 6 с лопастями 7, переводники 2,5 и 8. Внутренняя труба 4 соединена с УБТ 9. Иногда в компоновку включается центратор 10, расположенный на расчетном расстоянии над НСУ.
Рис. № 8 Компоновка для ступенчатого бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом |
Рис. № 9 Компоновка для ступенчатого бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин с применением шарнирной муфты (НПК ТОБУС) |
1 - долото, 2 - УБТ, 3 - переводник, 4 - многошарошечный расширитель, 5 - УБТ, 6 - центратор, 7 - бурильные трубы |
1 - долото, 2 - калибраторы, 3 - упругий центратор, 4 - опорный элемент, 5 - шарнирная муфта,6 - многошарошечный расширитель, 7 - УБТ, 8 бурильные трубы |