Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Альметьевский государственный нефтяной институт

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

ТБНГС методичка. Часть II.doc

Скачиваний:

Добавлен:

01.07.2025

Размер:

2.6 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1415 / 1715 16 17 > Следующая >>>

1.2.Возможные осложнения по разрезу скважин

Поглощение бурового раствора

Таблица 1.2

Индекс страти-	Интервал, м		Интенсив-	Максималь-	Имеется ли поте-	Мероприятия по
графического	от	до	ность погло-	ный статичес-	ря циркуляции,	ликвидации поглощений
подразделения			щения, м^з/ч	кий уровень	(ДА, НЕТ)
1	2	3	4	5	6	8
P₁+С₃			60-120	120	да	Намыв инертного наполни- теля, спуск и цементирова- ние кондуктора
С₁ srp			30-120	120	да	Намыв инертного наполни- теля, цементные заливки,
Д₃ fm+fr₂			30-120	120	да	установка перекрывателя, спуск и цементирование эксплуатационной колонны

1.3.Осыпи и обвалы стенок скважин

Таблица 1.3.

Индекс страти-	Интервал, м		Время до на-	Мероприятия	Коэффициент
графического	от	до	чала ослож-	по ликвидации	каверноз-
подразделения			нения, сут.	осложнений	ности
1	2	3	4	5	6
Q+Р₂kz+uf			0,5-1,0	перекрытие нап- и равлением и кон- и дуктором	1,2 – по стволу
С₂ vr			--	проработка, цемент. заливки
C₁bb			0,5-1,5	--
Д₃ kn			--	спуск эксплуатац. колонны, улучшение свойств бур. раствора

Индекс стратигра- фического подразде- ления	Интервал, м		Краткое название горной породы	Плот- ност, мпа	Твердость по штампу мпа	Абразивность	Твердость породы в категориях	Коэффи- циент Пуассона	Модуль Юнга, *МПа10**
	от	до	Краткое название горной породы	Плот- ност, мпа	Твердость по штампу мпа	Абразивность	Твердость породы в категориях	Коэффи- циент Пуассона	Модуль Юнга, *МПа10**
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Q			пески, суглинки	1800	1400	2	Мягкие 4-5		0,03
Р₂			песчаники, глины	2200	1400	2-4	Средние 4-5	0,25	4
Р₁			доломиты, известняки	2400	1900	4-7	Твердые 6	0,28
С_з			известняки, доломиты	2500	1900	4-7	Твердые 6	0,28
С₂mс+pd+kr			известняки, доломиты	2590	2100	2-7	Крепкие 7	0,3
С₂ vr			известняки,мергели	2400	1400	2-4	Средние 5	0,25	5,8
С₂ bs			известняки	2500	1900	4-7	Твердые 6	0,28	30
С₁srp+ ok			известняки, доломиты	2500	1900	4-7	Твердые 6	0,25
С₁tl+bb			песчаники, алевролиты	2400	1400	2-4	Средние 5	0,25
С₁t			известняки	2500	1900	4-7	Твердые 6	0,3
Д₃ fm+fr₂			известняки, доломиты	2500	1900	4-7	Твердые 6	0,3
Д₃ md+sml+srg			известняки, доломиты	2600	2100	2-7	Крепкие 7
Д₃ kn+pch			глины, песчаники	2480	1400	2-4	Средние 5
Д₂gv			известняки	2500	1900	4-7	Твёрдые 6	0,28	30

1.4.Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважин Таблица 1,4

Давление и температура по разрезу скважин

Таблица 1.5.

Индекс стратигра- фического подраз- деления	Глубина залега- ния кровли (по вертикали), м	Давление, МПа		Температура, ^оС
Индекс стратигра- фического подраз- деления	Глубина залега- ния кровли (по вертикали), м	гидростатичес- кое, расчетное	горное расчетное	Температура, ^оС
1	2	3	4	5
С_з	225	2,3	5,3	18
С₂mc+pd+kr	380	3,8	8,7	19
С₂ vr+bs	666	6,7	15,4	23
С₁ srp+ok	725	7,3	16,8	24
С₁ tl+bb	977	9,8	22,5	25
С₁ t	1016	10,2	23,5	25
Д₃ fm+fr₂	1081	10,8	24,8	30
Д₃ kn+pch	1573	15,7	36,1	40
Д₂ gv	1644	16,4	37,7	40
Д ₂gv(забой)	1714	17,1	39,3	40

Варианты задания для проектирования.

Стратиграфия	ВАРИАНТЫ
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ПЛОЩАДЬ
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
	ДИАМЕТР ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168
	СМЕЩЕНИЕ.м
	150	450	220	510	950	250	1100	300	810	1200
	АЛЬТИТУДА.м
	100	228	182	120	150	175	360	200	310	170
	ГЛУБИНА КРОВЛИ ПО ВЕРТИКАЛИ.м
четвертичный	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
казанский	10	10	10	5	10	10	10	5	30	5
уфимский	62	120	72	56	75	120	180	92	130	90
Артинский	106	220	139	126	156	181	366	206	316	176
В карбон	256	362	302	276	306	331	516	356	466	326
Мячковский	395	498	438	415	445	460	645	495	605	465
подольский	504	616	575	524	564	579	764	604	714	574
каширский	584	700	607	604	634	651	844	684	794	654
Верейский	649	793	682	669	699	724	909	749	859	719
башкирский	684	837	727	704	734	759	944	784	894	754
Намюрский	719	856	747	739	769	794	979	819	929	779
С-Окский	774	944	767	794	824	849	1034	874	984	884
тульских	1000	1099	1008	1050	1080	1105	1290	1130	1200	1100
Бобриковский	1040	1121	1029	1060	1090	1115	1300	1140	1240	1110
Турнейский	1050	1132	1115	1070	1100	1125	1310	1150	1260	1120
В фамен	1185	1208	1215	1205	1235	1252	1445	1285	1395	1255
Н фамен	1255	1329	1362	1275	1305	1332	1515	1355	1465	1325
В франский	1340	1488	1532	1360	1390	1414	1600	1440	1550	1390
Мендымский	1427	1598	1563	1447	1477	1502	1687	1527	1625	1480
Семилукский	1467	1640	1602	1487	1517	1545	1727	1567	1677	1525
Саргаевский	1517	1686	1646	1537	1567	1592	1777	1615	1727	1570
Кыновский	1527	1698	1676	1547	1577	1602	1787	1627	1745	1590
Пашийский	1562	1715	1696	1582	1612	1637	1822	1662	1772	1632
забой	1620	1742	1752	1670	1692	1730	1890	1790	1830	1710

Стратиграфия	ВАРИАНТЫ
	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
	ПЛОЩАДЬ
	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
	ДИАМЕТР ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168
	СМЕЩЕНИЕ.м
	610	690	725	321	798	854	697	985	1050	523
	АЛЬТИТУДА.м
	110	350	160	330	131	320	142	315	190	290
	ГЛУБИНА КРОВЛИ ПО ВЕРТИКАЛИ.м
четвертичный	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
казанский	10	10	5	10	5	10	10	114	5	5
уфимский	62	205	130	150	60	181	50	305	72	120
Артинский	116	356	266	336	136	326	146	409	196	295
В корбон	256	506	416	485	286	476	296	505	346	446
Мячковский	405	645	554	625	415	615	435	714	485	584
подольский	514	754	664	734	534	724	544	794	594	694
каширский	594	834	742	814	614	804	623	859	674	774
Верейский	659	899	809	879	679	869	689	894	739	839
башкирский	684	934	843	914	713	904	724	929	774	874
Намюрский	729	969	879	949	749	939	769	983	809	909
С-Окский	784	1012	934	1014	804	991	814	1198	864	968
тульские	1020	1250	1180	1215	1051	1230	1055	1214	1121	1202
Бобриковский	1045	1270	1200	1260	1062	1251	1071	1243	1135	1231
Турнейский	1055	1300	1210	1280	1080	1273	1092	1261	1148	1242
В фамен	1195	1435	1345	1415	1213	1405	1226	1395	1272	1375
Н фамен	1265	1505	1415	1485	1285	1476	1298	1465	1345	1445
В франский	1350	1590	1500	1570	1370	1562	1380	1562	1411	1533
Мендымский	1427	1677	1587	1657	1457	1642	1467	1637	1517	1617
Семилукский	1467	1725	1625	1695	1490	1685	1505	1677	1556	1658
Саргаевский	1517	1767	1670	1747	1546	1737	1557	1725	1601	1704
Кыновский	1527	1787	1685	1751	1558	1749	1569	1739	1619	1719
Пашийский	1572	1812	1722	1792	1592	1784	1603	1772	1653	1758
забой	1655	1950	1780	1852	1701	1846	1661	1802	1718	1813

Стратиграфия	ВАРИАНТЫ
	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
	ПЛОЩАДЬ
	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
	ДИАМЕТР ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
	146	168	146	168	146	168	146	168	146	168
	СМЕЩЕНИЕ.м
	486	892	325	497	626	361	762	600	500	400
	АЛЬТИТУДА.м
	210	280	235	248	355	92	380	270	300	180
	ГЛУБИНА КРОВЛИ ПО ВЕРТИКАЛИ.м
четвертичный	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
казанский	10	10	5	5	10	5	10	5	10	5
уфимский	91	131	120	110	190	87	180	100	120	56
Артинский	216	286	231	254	351	110	386	210	306	186
В корбон	356	436	386	394	496	248	423	376	456	336
Мячковский	505	675	526	542	645	387	572	562	595	475
подольский	504	784	635	652	759	496	780	670	704	580
каширский	614	864	714	731	824	576	864	754	784	664
Верейский	693	929	779	787	915	641	929	819	849	726
башкирский	684	964	815	826	939	676	964	854	884	764
Намюрский	759	999	842	867	974	711	998	887	919	799
С-Окский	794	1054	909	922	1038	764	1054	949	974	854
тульские	829	1300	1160	1162	1269	1020	1280	1180	1230	1100
Бобриковский	884	1315	1172	1177	1287	1030	1300	1200	1241	1120
Турнейский	1113	1330	1185	1198	1300	1042	1320	1220	1252	1130
В фамен	1150	1465	1315	1323	1440	1177	1465	1355	1385	1265
Н фамен	1160	1535	1385	1402	1496	1246	1535	1410	1455	1335
В франкский	1295	1620	1465	1488	1595	1330	1620	1490	1540	1420
Мендымский	1365	1706	1552	1572	1683	1411	1701	1596	1627	1502
Семилукский	1460	1747	1597	1615	1712	1459	1752	1624	1668	1544
Саргаевский	1536	1797	1645	1660	1770	1509	1796	1676	1717	1596
Кыновский	1577	1801	1658	1675	1782	1517	1807	1698	1727	1607
Пашийский	1672	1842	1695	1710	1817	1544	1842	1736	1762	1642
забой	1738	1900	1855	1768	1875	1612	1900	1798	1820	1700

ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 1 - Характеристики буровых насосов при коэффициенте m=1

Диаметр цилиндровой втулки, мм	Марка насоса
	У8-7М		У8-6М		БРН-1
	Давление Р_Н, МПа	Подача Q_Н, м³/с	Давление Р_Н, МПа	Подача Q_Н, м³/с	Давление Р_Н, МПа	Подача Q_Н, м³/с
200	14,2	50,9	10,0	50,9	-	-
185	15,9	45,5	11,1	45,5	-	-
180	18,0	40,4	12,5	40,4	9,8	31,0
170	20,4	35,5	14,0	35,5	11,0	27,2
160	23,4	31,0	16,3	31,0	12,5	24,0
150	27,2	26,8	19,0	26,7	14,0	20,8
140	32,0	22,7	22,3	22,7	16,9	17,8
130	-	-	25,0	18,9	20,0	15,0
120	-	-	-	-	-	-
Диаметр цилиндровой втулки, мм	Марка насоса
	НБТ-600		УНБТ-950		УНБТ-1250
	Давление Р_Н, МПа	Подача Q_Н, м³/с	Давление Р_Н, МПа	Подача Q_Н, м³/с	Давление Р_Н, МПа	Подача Q_Н, м³/с
200	-	-	-	-	21,0	51,4
185	-	-	-	-	23,6	45,4
180	11,3	42,9	19,0	46,0	26,5	40,7
170	12,6	38,3	20,8	41,0	30,5	35,7
160	14,3	33,9	23,0	37,0	35,0	31,1
150	16,2	29,8	26,0	33,0	40,0	26,7
140	18,6	26,0	32,0	27,6	-	-
130	21,6	22,4	-	-	-	-
120	25,0	19,0	-	-	-	-

Таблица 2 – Допустимые осевые нагрузки и частоты вращения при эксплуатации трехшарошечных долот

Диаметр, мм	Шифр	Нагрузка , кН	Частота вращения, об/мин
1	2	3	4
215, 9	М-ГВ; МЗ-ГВ; МС-ГВ; С-ГВ; СЗ-ГВ; ТЗ-ЦВ; ТКЗ-ЦВ;	< 250	< 810
215, 9	МЗ-ГНУ-RО4; МЗ-ГАУ-RО2;	100-190	90-40
215, 9	К-ГНУ-RО8;	150-280	50-30
215, 9	МСЗ-ГНУ-RО1м; СЗ-ГНУ-R51; МСЗ-ГАУ-R11; СЗ-ГАУ-R53;	130-220	80-40
215, 9	М-ГАУ-R54;	100-170	90-40
215, 9	ТЗ-ГАУ-R4О; ТЗ-ГНУ-RО5М;	150-240	65-35

Таблица 3 – Характеристики турбобуров при плотности промывочной жидкости 1200кг/м³

Шифр забойного двигателя	Наружный диаметр, м	Подача промывочной жидкости, Q_т, м³/с	Частота вращения вала n_т, об/мин	Крутящий момент на валу при максимальной мощности М_т, Н· м	Перепад давления ΔР_тб. т, МПа	Средний диаметр проходного канала турбобура d_{т. ср,}м	Масса, кг	Длина, м
Т12МЗБ-240	0,240	0,050	660	2400	5,0	0,16	2015	8,275
ЗТСШ-240	0,240	0,032	420	3000	6,0	0,16	5980	23,550
А9Ш	0,240	0,045	420	3500	8,5	0,16	4605	16,960
А9ГТШ-ТЛ	0,240	0,040	230	3000	5,0	0,16	6580	23,825
Т12МЗБ-215	0,215	0,040	545	1300	3,0	0,1465	1675	8,035
Т12МЗБ-195	0,195	0,030	660	1000	4,5	0,1305	1500	9,100
ЗТСШ-195	0,195	0,022	485	1550	6,0	0,1305	4165	23,550
ЗТШС1-195	0,195	0,030	400	1550	4,5	0,1305	4850	25,905
ЗТСШ-195ТЛ	0,195	0,040	355	2100	4,0	0,1235	4355	25,905
А7Ш	0,195	0,030	520	2300	10,0	0,1273	3179	17,425
А7ГТШ-ТЛ	0,195	0,025	250	1600	5,0	0,1260	4520	25,905
Т12МЗЕ-172	0,172	0,025	625	800	4,0	0,1170	1115	8,440
ТС5Е-172	0,172	0,020	500	1000	5,0	0,1170	2150	15,340
ЗТСШ1-172	0,172	0,020	505	1200	7,5	0,117	4490	25,800
А6ГТШ	0,164	0,020	280	900	5,0	0,0883	2095	17,250
А7ГТШ	0,195	0,025	265	1600	7,0	0,1260	4420	24,950

Таблица 4 – Характеристика УБТ

Тип	Диаметры, мм		Масса 1м, кг	Момент свинчивания, кН.м, при группе прочности материала
Тип	Наружный	Внутренний	Масса 1м, кг	Д	К	Л	М
1	2	3	4	5	6	7	8
УБТС2-133	133	64	84,0	-	-	10-22	12-27
УБТ-146	146	74	97,6	10-16	12-19	-	-
УБТС2-146	146	68	103,0	-	-	13-31	15-36
УБТ-178	178	90	145,0	19-32	22-38	-	-
УБТС2-178	178	80	156,0	-	-	25-64	29-74
УБТ-203	203	100	192,0	31-54	37-64	-	-
УБТС2-203	203	80	214,6	-	-	36-93	41-107
УБТ-219	219	112	225,1	27-46	31-54	-	-
УБТС2-229	229	90	273,4	-	-	41-107	47-123
УБТ-245	245	135	267,4	40-69	47-82	-	-
УБТС2-254	254	10	336,1	-	-	67-178	78-205
УБТС2-273	273	100	397,9	-	-	69-181	79-210

Таблица 5 – Механические свойства материала труб

Показатели	Группа прочности стали							Марка сплава ДБТ Д16
Показатели	Д	К	Е	Л	М	Р	Т	Марка сплава ДБТ Д16
Предел прочности δ_т, МПа	637	687	735	784	882	980	1078	460
Предел текучести δ_т, МПа	373	490	539	637	735	882	980	323

Таблица 6 – Допустимые коэффициенты запаса прочности для бурильных труб

Скважина	Допустимый коэффициент запаса
Скважина	с забойным двигателем	ротором
Вертикальная	1,30 (1,35)*	1,40 (1,45)
Наклонная	1,35 (1,40)	1,45 (1,50)

Таблица 7 – Пределы выносливости бурильных труб (МПа)

Тип трубы	Группа прочности	Условный диаметр трубы, мм
Тип трубы	Группа прочности	73	89	102	114	127	140	168
1	2	3	4	5	6	7	8	9
ТБВ ТБН	Д	73	73	67	67	67	67	64
	К	64	64	59	59	59	59	54
	Е	78	78	78	78	78	67	64
	Л	67	67	67	67	64	59
	М
ТБВК	Д	137	137	137	137	132	128	-
	К	137	118	108	108	98	98	-
	Е	147	128	118	118	108	108	-
	Л	128	118	108	108	98	98	-
	М	108	98	98	98	88	88	-
ТБПВ	Д	-	93	-	59	59	-	-
	К	-	9	-	59	59	-	-
	Е	-	103	-	67	67	-
АБТД	16-Т	73 49	93 47	103 46	114 44	129 40	147 32	170 24

Таблица 8 - Компоновки низа бурильной колонны для бурения наклонно – направленных скважин

Условный номер КНБК

Назначение КНБК

Элементы КНБК

Номер по порядку

Типоразмер, шифр

Техническая характеристика

Наружный

диаметр, мм

Длина,

Компоновки для набора зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну

Бурение под эксплуатационную колонну (вертикальный участок)

Долото 215,9

12 КСИ 215,9 СТК

УБТ

центратор

УБТ 178 (165)

215,9

178,0 (165,0)

214,0

178,0 (165,0)

0,45

0,50

8,00

0,50

50,00

Бурение под эксплуатационную колонну (вертикальный участок)

III 215,9

3 ТСШ-195

УБТ

215,9

195,0

178,0 (165,0)

0,35

25,70

50,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(набор зенитного угла i =1-2⁰/100 м)

III 215,9

Центратор двигателя

Д5-172 (ДВ-176)

УБТ

обратный клапан

УБТ

215,9

214,0

172,0 (176,0)

165,0

195,0

165,0

0,35

0,50

6,50

25,00

0,50

25,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(ориентированный набор зенитного угла)

III 215,9

ТО-195 (ШО-195)

магнитный переводник

ЛБТ 147х11

215,9

195,0

178,0

147,0

0,35

15,40

1,10

25,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =1-5⁰/100 м)

III 215,9

Переводник

12 КСИ 213-215,9 СТК

3ТСШ1-195

(ДВ, Д-176+16 м УБТ)

обратный клапан

215,9

178,0

215,9

195,0

(172,0, 176,0)

195,0

0,35

0,30

0,50

25,70

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =4-8⁰/100 м)

III 215,9

Переводник

12 КСИ 214-215,9 СТК

Д5-172, ДВ-176+16УБТ

обратный клапан

215,9

178,0

214,0-215,9

172,0, 176,0

195,0

0,35

0,30

0,50

25,70

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =2-3⁰/100 м)

III 215,9

Центратор двигателя

Д2-172+16 УБТ

обратный клапан

215,9

214,0

172,0

195,0

0,35

25,70

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =2-6⁰/100 м)

III 215,9

12 КСИ 215,9

ЦД -214

ТРШ-195

УБТ

215,9

214,0

195,0

165,0

0,35

0,50

15,40

100,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =4-8⁰/100 м)

III 215,9

12 КСИ 215,9

ТРШ-195 (Д2-195+16м УБТ165)

ЛБТ 147х11(в случае контроля азимута)

УБТ

215,9

195,0

147,0

165,0

0,35

0,50

25,7

25,00

50,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =8-10⁰/100 м)

III 215,9

12 КСИ 215,9

Д-172

УБТ

обратный клапан

УБТ

215,9

172,0

165,0

195,0

165,0

0,35

0,50

6,50

16,00

0,50

50,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла i =8-10⁰/100 м)

III 215,9

12 КСИ 215,9

Д5-172 (ДВ-176)

обратный клапан

УБТ

215,9

172,0 (176,0)

195,0

165,0

0,35

0,50

6,50

0,50

75,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i=10-12º/100м)

III 215,9

12 КСИ 215,9

Д-172 (ДВ-176)

УБТ

215,9

172,0 (176,0)

165,0

0,35

0,50

6,50

75,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =10-12⁰/100 м)

III 215,9

12 КСИ 215,9

Д5-172 (ДВ-176)

УБТ

обратный клапан

УБТ

215,9

172,0 (176,0)

165,0

195,0

165,0

0,35

0,50

6,50

16,00

0,50

50,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(неориентированный набор зенитного угла

i =12-20⁰/100 м)

III 215,9

переводник

12 КСИ 215,9

Д-172

УБТ

обратный клапан

УБТ

215,9

178,0

215,9

172,0

165,0

195,0

165,0

0,35

0,30

0,50

6,5

16,00

0,50

75,00

Компоновки для стабилизации зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

переводник

калибратор

3ТСШ1-195

обратный клапан

215,9

178,0

213,0

195,0

165,0

0,35

0,30

0,50

25,70

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

переводник

Центратор

3ТСШ1-195(Д2195+16мУБТ165)

обратный клапан

215,9

178,0

214,0

195,0

0,35

0,30

0,50

25,70

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

Центратор двигателя

Д-172+УБТ 16м

обратный клапан

УБТ

215,9

214,0

172,0

195,0

165,0

0,35

0,50

25,70

0,50

16,00 - 48,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

12КСИ-212

Д-172

обратный клапан

УБТ

215,9

212,0

172,0

195,0

165,0

0,35

0,50

6,50

0,50

48,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

12КСИ-214,0

маховик

12КСИ-213

Д-172

обратный клапан

УБТ

215,9

214,0

178,0

213,0

172,0

195,0

165,0

0,35

0,50

3,00

0,50

6,50

0,50

100,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

12КСИ-212-213 СТК

ТРШ-195

обратный клапан

УБТ

215,9

212,0-213,0

195,0

165,0

0,35

0,50

25,50

0,50

50,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

12КСИ-215 СТК

маховик

12КСИ-213 СТК

3ТСШ1-195

(Д2-195+16 м УБТ-165)

обратный клапан

УБТ

215,9

215,0

178,0

213,0

195,0

165,0

0,35

0,50

3,00

0,50

25,70

0,50

50,0-100,0

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

ЦД-214

3ТСШ1-195

(Д2-195+16 м УБТ-165)

обратный клапан

УБТ

215,9

214,0

195,0

165,0

0,35

0,50

25,70

0,50

24,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(стабилизация зенитного угла)

III 215,9

12КСИ-215,9 СТК

маховик

12КСИ-213 СТК

ТРШ-195

(Д2-195+16 м УБТ-165)

обратный клапан

ЛБТ-147х11

УБТ

215,9

178,0

213,0

195,0

147,0

165,0

0,35

0,50

3,00

0,50

25,5

0,50

25,00

50,00

Компоновки для снижения зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну

Бурение под эксплуатационную колонну

(снижение зенитного угла i=2º/100м)

III 215,9

3ТСШ1-195

обратный клапан

215,9

195,0

0,35

25,70

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну

(снижение зенитного угла i=6º/100м)

III 215,9

Д-172

УБТ

обратный клапан

215,9

172,0

165,0

195,0

0,35

6,50

16,00

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну (интенсивное снижение зенитного угла

i = 4⁰/100 м)

III 215,9

Д2-195

обратный клапан

215,9

195,0

0,35

6,50

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну (интенсивное снижение зенитного угла

i = 6-8⁰/100 м)

III 215,9

Д2-172

обратный клапан

215,9

172,0

195,0

0,35

6,50

0,50

Бурение под эксплуатационную колонну

(снижение зенитного угла i = 2-3⁰/100 м)

III 215,9

Ниппельный центратор

Д3-172

(Д5-172, ДВ-176)

УБТ

обратный клапан

ЛБТ 147х11

215,9

210,0-211,0

172,0

(172,0; 176,0)

165,0

195,0

147,0

0,35

6,20

(6,50)

16,00

0,50

24,00

Бурение под эксплуатационную колонну

(снижение зенитного угла i = 6⁰/100 м)

III 215,9

маховик

Д-172

УБТ

215,9

178,0

172,0

165,0

0,35

3,00

6,50

24,00

Бурение под эксплуатационную колонну (снижение зенитного угла i = 6/100 м)

III 215,9

УБТ

Верхний центратор

УБТ

215,9

165,0

206-208

165

0,35

8,0

0,5

50,0

Таблица К. 1 - Компоновки низа бурильной колонны для бурения наклонно- направленных скважин.﴾направление)

Условны

номер

КНБК

Назначение КНБК

Элементы КНЬК

Номер по порядку

Типоразмер, шифр

Техническая характеристика

Наружный диаметр, мм

Длина, м

Угол перекоса отклонит., град.

Бурение под направление

(вертикальный участок)

долото 490

Центратор

УБТ

Центратор

УБТ

490,0

475.0 203,0(165,)

475,0 203,0(165,)

0,50

0,65

8,00

0,65 16,00(48,0)

Бурение под направление

(вертикальный участок)

долото 490

Центратор

2ТСШ-240 (ТРШ-240)

Центратор

УБТ

490,0

475,0

240,0

475,0 203,0(165,0)

0,50 0,65 16,00 0,65 16,00

Бурение под направление

(вертикальный участок)

долото 490 ЦВ-1 Центратор 2ТСШ-95 Центратор

490,0 475,0 195,0 475,0

0,50 0,65 15,40 0,65

Бурение под направление

(вертикальный участок)

Долото 393,7

15 КС-394 (384) (Ц-394,384)

УБТ

Центратор

УБТ

393,7

394.0 (384,0) 203,0 (165,0) 390,0 (385,0) 203,0(165,0)

0,50 1,10 8,00 0,75 24,00

Бурение под направление

(вертикальный участок)

Долото 393,7 Т-ЦВ

Центратор

2ТСШ-240 (ТРШ-240)

Центратор

УБТ

393,7

382,0

240,0

382,0 203,0(165,0)

0,50 0,52 16,00 0,75 48,00

Бурение под направление

(вертикальный участок)

Долото 393,7 Т-ЦВ Центратор

2ТСШ-195 Центратор

393,7 382,0 195,0 382,0

0,50 0,52 15,40 0,75

Компоновка для бурения под кондуктор, тех/колонну

Бурение под кондуктор

(вертикальный участок)

Долото 295,3

Центратор

УБТ

Центратор

УБТ

295,3

287,0

203,0(165.178)

287,0

203,0 (165,0)

0,43 0,70 8,00 0,70 8,00

Бурение под кондуктор

(вертикальный участок)

Долото 295,3

8КС 295,3 СТ (ЦД-286) ТРШ-195 (2ТСШ-240) Центратор

УБТ

295,3 295,3(286,) 195,0(240,)

288,0

203,0 (165,0)

0,43

0,7

13,4

0,7 48,00

Бурение под кондуктор

(набор зенитного угла 1=1,5° /10 м)

Долото 295,3

ТО-240

магнитный переводник

ЛБТ 147x11

295,3 240,0 178,0 147,0

0,43 10,2 1,00 24,00

1 ⁰10 ^I- 1°15'

Бурение под кондуктор

(набор зенитного угла i= 1,5° /10м)

Долото 295,3

ЦЦ-280 (8 КС 295,3 СТ)

ТО-195

УБТ

295,3

287,0 (295,3)

195,0

165,0

0,43 0,50 10,2 24,00

1 ⁰10 ^I- 1°15'

₅

Бурение- под кондуктор (малоинтенсивный набор зенитного угла 1=1-3°/100 м)

Долото 295,3 8 КС 295,3 СТ ЗТСШ-195

УБТ

295,3

195,0

178,0 (165,0)

0,43 0,50

15,4 50,00

Бурение под кондуктор (малоинтенсивный набор зенитного угла! -1,5-2,5° /100 м)

Долото 295,3 Центратор ЗТСШ-195

УБТ

295,3 287,0 195,0

178,0

0,43 0,96 25,7 50,00

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 1415 / 1715 16 17 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
01.07.2025247.58 Кб4Строительство скважин на месторождениях Роснефть-Дагнефть.docx
#
31.08.201978.2 Кб34Структура и алгоритмы обработки данных.docx
#
01.05.2025352.28 Кб0СУЭП.docx
#
01.07.2025291.84 Кб3т. Скорая и неотлож..doc
#
01.05.202543.13 Кб1татарское религиозное реформаторство конца 18.docx
#
01.07.20252.6 Mб3ТБНГС методичка. Часть II.doc
#
01.05.20251.99 Mб4текст Курсовой Карманова И.С..docx
#
01.04.20256.51 Mб1телотехническое оборудования предприятий нефтян...doc
#
15.05.2015309.25 Кб18Тема 1 Л-1, 2.doc
#
15.05.201581.92 Кб98Тема 2 Л-3.doc
#
15.05.201548.13 Кб13Тема 3, Л- 4,5.doc