Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Спутник буровика

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

15.11.2022

Размер:

23.53 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 319 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Таблица 5.33

					Резь ба А
Шифр	D	d	ь	Мас	муфто	ниппель
Шифр	D	d	ь	са, кг	муфто	ниппель
					вая	ная
КЛСН 190,5	190,5	70	960	121	3-117	3-121
КЛСН 215,9	215,9	70	960	170	3-117	3-147
КЛСН 269,9	269,9	70	960	250	3-152	3-171
КЛСН 295,3	295,3	70	960	265	3-152	3-171
КЛСН 393,7	393,7	70	960	320	3-171	3-171
КЛСВ 190,5	190,5	70	1100	133	3-121	3-121
КЛСВ 215,9	215,9	70	1100	180	3-147	3-147
КЛСВ 269,9	269,9	70	1100	285	3-171	3-171
КЛСВ 295,3	295,3	70	1100	310	3-171	3-171
КЛСВ 393,7	393,7	70	1100	360	3-171	3-171
10КСИ 187,3 СТК	187,3	60	480	54	3-117	3-117*
10КСИ 188,9 СТК	188,9	60	480	55	3-117	3-117*
10КСИ 190,5 СТК	190,5	60	480	56	3-117	3-117*
10КСИ 212,7 СТК	212,7	60	500	62	3-117	3-117*
10КСИ 214,3 СТК	214,3	60	500	63	3-117	3-117*
10КСИ 215,9 СТК	215,9	60	500	64	3-117	3-117*
9К 215.9 МС	215,9	60	400	61	3-117	3-117*
КСИ 269,9 СТК	269,9	80	600	160	3-152	3-152*
8КС 292,1 СТ	292,1	90	850	346	3-152	3-152*
8КС 295,3 СТ	295,3	90	850	350	3-152	3-152*
8К 295,3 МС	295,3	90	850	320	3-152	3-152*
К (КС) 244,5	244,5	70	1000	158	3-147	3-147
К (КС) 269,9	269,9	70	1000	165	3-147	3-147
К (КС) 295,3	295,3	80	1300	315	3-171	3-171
К (КС) 320,0	320,0	80	1300	325	3-171	3-147
К (КС) 393,7	393,7	80	1300	485	3-171	3-147
К (КС) 444,5	444,5	80	1300	515	3-171	3-147
К 587 МС-1	587,0	100	1275	365	3-171	3-171*
К 687 МС-1	687,0	100	1275	400	3-171	3-171*

Примечания. I. Калибраторы К имеют прямые лопасти, тип МС; КС — спиральные лопасти, тип СТ. 2. Калибраторы К, КС могут изготовляться со съемной гильзой. 3. Звез дочкой обозначена резьба «муфта*. 4. Гарантийный ресурс калибраторов КЛСН, КЛСВ — 65 ч, К — 150 ч, КС — 180 ч, 8КС и 10КСИ — 50 ч.

КАЛИБРАТОРЫ	ДЛЯ РОТОРНОГО	БУРЕНИЯ
ТУ 39-01-04-747—82
		4000
Рис. 5.18. Калибратор для роторного
бурения
Шифр	КРБ-324 МСТ	КРБ-324 СТК	КРБ-426 МСТ
D, мм .	340	340	450
Масса, кг	1000	1000	1200
Примеча	Допустимый иаыоо по диаметру 7 мм, ресуро 600		ч, DK = 220 мм,
резьба 3-171.

КАЛИБРАТОРЫ шарошечные

ОСТ 26-02-1498—76, ТУ 26-16-194—86, ТУ 41-01-401—83

Рис. 5.19. Калибра тор шарошечный

Таблица 5.34

Шифр	D	Dt	d	L	MaGca, K F	Резьба A
ШКШ-76	76,0	70	18	360	8	3-50
КШЗ-295,3-1	295,3	178	70	980	210	3-147
КШЗ-349,2-1	349,2	203	80	1120	295	3-171
КШЗ-393,7-1	393,7	203	90	1180	330	3-171
КШЗ-444,5-1	444,5	203	100	1180	365	3-171
Примечания.	1. Калибратора выпускают типов МС, СТ,				ТК. 2. Размеры в мм.

ОПОРА ПРОМЕЖУТОЧНАЯ

ТУ 39-01-10-388-78, ТУ 39-146 75, ТУ 39-885-83

Рис. 5.20. Опора проме жуточная

Таблица 5.35

	Диаметр, мм				Резьба А
Шифр			Длина,	Масон,
Шифр	наруж	внутрен	L, мм	кг
	наруж	внутрен			муфтовая	ниппельная
	ный D	ний d			муфтовая	ниппельная
ОП-133	133	70	314	24	3-88	3-88
ОП-143	143	70	314	28	3-88	3-88
ОП-153	153	76	320	28	3-102	3-102
ОП-181	181	76	400	47	3-121	3-121
ОП-203	203	100	400	61	3-133	3-133
ОП-269	255	80	850	175	3-147	3-147
ОВ-290	285	90	655	114	3-171	3-147
ОВ-315	315	90	685	124	3-171	3-147
ОВ-340	340	90	715	141	3-171	3-147
ОВ-385	385	90	760	180	3-171	3-147
Примечания. I. Опора OB имеет съемную рнльву. 2. Гарантийный реоуро опор
ОВ ~ 600 ч,	ОП — 1000	ч.

ПРОТЕКТОР РЕЗИНОМЕТАЛЛИЧЕСКИЙ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ТУ 39-01-08-761—82, ТУ 39-1185—87

Рис. 5.21, Протектор реаинометалличесний для бурильныя труб

Таблица 5.36

Диаметр, мы
Шифр	£>, мы	Ь, мы	Маооа,
			КР
бурильных	скважины,

труб	Не менее

ПСЗ-102/194	102	170	150	270	6,i
ПСЗ-114/219	114	195	170	270	6,9
ПСЗ-127/245	127	220	186	270	7,8
ПСЗ-129/245	129	220	185	270	7,6
ПС1-140	140	220	202	192	5,7
ПСЗ-147/245	147	220	194	270	8,8

Примечания. I. Содержание нефти в промывочной жндкооти до 15 % при темпера ®УР° До 160 °С. 2. Допустимый нзноо 3 мм. 3. Гарантийный реоуро 1000 ч.

КОЛЬЦА РЕЗИНОВЫЕ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ГОСТ 6365—74
	Тип .		А	Б	В		Г	Д
	Размеры, мм:
	d .	50		75	90	95	100	120
	D	90		115	142	150	165	190
	Н	155		150	195	195	200	210
Рис. 5.22. Кольцо рези	dx	56		81	100	105	110	130
Рис. 5.22. Кольцо рези	Примечание. Температура				промввочной		жидкости
новое для бурильных труб	Примечание. Температура				промввочной		жидкости
новое для бурильных труб	в добавкой	нефти до	160 °С.

КЛАПАНЫ ОБРАТНЫЕ ДЛЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ОСТ 39-096—79

Таблица 5.37

Шифр	Диаметр	Длина,	Маеоа, к р	Резьба А
Шифр	D, мм	L, мм	Маеоа, к р	Резьба А
	Тарельчатые	[рис. 5.23, а)
КОБТ 80X3-66	80	240	8	3-66
КОБТ 95X3-76	95	260	9	3-76
КОБТ 108X3-88	108	270	12	3-88
КОБТ 120X3-102	120	290	25	3-102
КОБТ 133X3-108	133	310	32	3-108
	Манжетные (рис. 5.23, б)
КОБ 146X3-121	146	350	40	3-121
КОБ 155X3-133	155	375	43	3-133
КОБ 178X3-147	178	410	45	3-147
КОБ 185X3-161	185	430	55	3-161
КОБ 203X3-171	203	450	65	3-171

Примечание. Гарантийной срок работо 150 ч при температуре до 100 °С.

СТАБИЛИЗАТОР УПРУГИЙ
ТУ 39-066—74	В
	В

Рис. 5.24. Стабилизатор уп ругий

Таблица 5.38

		Диаметр,	мы			Мааоа,	Резьба
Шифр				L , мы	1, мы	Мааоа,	Резьба
Шифр	D	0 1	d	L , мы	1, мы	К Г	А
	D	0 1	d
СУ-268	268	203	100	610	250	82	3-147
СУ-241	241	203	100	590	235	77	3-147
СУ-212	212	178	80	540	215	49	3-121
ЗАМОК	БЕЗОПАСНЫЙ

ТУ 39-01-10-331—77

Рис. 5.25,	Замой	безопасный
Таблица 5.39
					Мааса,	Момент		Резьба
Шифр	D,	мм	d, мм	Ь, мм	Мааса,	свинчи
Шифр	D,	мм	d, мм	Ь, мм	К Р	вания,	А	Б
						кН-м	А	Б
ЗБ-178М	178		88	850	124	6,5—7,0	3-147	СпУп 136X24
ЗБ-146М	146		68	730	62	4,5—5,0	3-121	СпУп110X24
ЗБ-118М	118		38	690	45	3,0—3,5	3-88	_
ЗБТ-102	133		58	736	46	4,0—8,4	3-102	_
ЗБТ-89	108		38	722	41	3,5—6,1	3-88	—

РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ КОЛОННЫ

ТУ 39-1025—85, ТУ 39-1026—85, ТУ 39-1042—85

Таблица 5.40

		Диаметр,	ым
Шифр		внутренний		Дли	Растягиваю	Мас	Резьба
Шифр	на-			на, мы	щая нагруз	са, кг	Резьба
	на-				ка, кН
	руж-
	ный	сборе	после разъ
	в	сборе	единения
РК-146	149	41	78	925	3500	78	3-121
РК-178	178	41	100	960	5000	125	3-147
РУБ-01-146	146	28	78	530	—	55	3-121
РУБ-01-178	178	48	90	640	—	85	3-147
РУБ-01-203	203	48	100	680	—	110	3-161

Примечания. 1. Перепад давления для снятия фикоацни 8— 13 МПа. 2. Ресурс разъ единителей РК — 600 ч, РУБ — 300 ч.

АМОРТИЗАТОР КОЛЕБАНИЙ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

ТУ 39-008-179—86

Таблица 5.41

	Диаметр,	ым	Резьба
Шифр			Масса,
Шифр			кг
наруж	внут		кг
наруж	внут	долота	верхняя Н И Ж Н Я Я
ный	ренний	долота	верхняя Н И Ж Н Я Я

АП0.133.39П	133	40	151,0—161,0	250	3-108	3-88
АП0.146.39П	146	50	161,0— 190,5	270	3-121	3-121
АПОЛ72.39П	172	60	190,5-215,9	300	3-147	3-121
АП0.195.39П	195	60	215,9—269,9	480	3-171	3-147
АП0.215.39П	215	85	244,5—269,9	540	3-171	3-152
АПО.240.39П	240	85	>295,3	720	3-171	3-152

Примечания. 1. Длина амортизатора 4 м, допустимые вертикальные колебания 50 мм, 2. Ресурс 200 ч.

6. ПРОМЫВКА СКВАЖИНЫ

6.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Промывочные жидкости классифицируются по трем основным причинам: по основе — на водной и нефтяной основах и эмульсии; по плотности — облегченные, нормальные и утяжеленные (плот ностью до 1,08; 1,26 и свыше 1,26 г/см3 соответственно); по температуростойкости — нетемпературостойкие, ограниченно термо стойкие и термостойкие (до 90, 140 и 220 °С соответственно).

Возможны любые сочетания указанных признаков. В свою очередь, промывочные жидкости на водной основе различаются:

по отношению к проходимым породам — неингибированные и ингибированные;

по составу твердой фазы — безглиниетые, бентонитовые (содер

жание глины Сг < 3 %),	малоглинистые	(Сг < 8 %), глинистые
или естественно-глинистые (Ср > 8 %),		палыгорекитовые, гли
нисто-меловые, меловые.
Палыгорскитовые, глинисто-меловые и меловые промывочные
жидкости не могут быть	облегченными.	Эмульсии и промывоч

ные жидкости на нефтяной основе являются ингибированными. Неингибированные промывочные жидкости — вода, естествен ные рассолы солей, соленасыщенная крахмальная эмульсия и глиносодержащие растворы, обработанные ПУЩР, КМЦ, крах

малом.

Ингибированные промывочные жидкости — соленасьпценные (глиногидрогелевые, гидрогельмагниевые), калиевые (калиевые, высококалиевые, феррокалиевые, полимеркалиевые, полимерферрокалиевые), кальциевые (слабоизвестковые, известковые, гипсовые, высококальцневые, хлоркальциевые), силикатные

Рис. 6.1. Зависимость деформации ар гиллита от времени при использова нии различных промывочных жидко стей:

1 — глинистый раствор,			обработанный
УЩР? 2		клоркальциевый	раствор: 3 —
калиевый		раствор (3 % КС1 + КССБ +
+Т	КМЦ);	в4 —- пкалиевый.	раствор
(3	% KCl 4- рипан)

ЦО

ВО

80 j ,мин

(малосиликатные, силикатные), алюминатные и алюминатнокалиевые, полимерлигносульфонатные, а также растворы, содержащие ионы железа (ферросульфатные, феррогуматные, полимерферросульфатные, ферроакриловые).

РАСТВОРЫ ДЛЯ БУРЕНИЯ Таблица 6.1

				Промывочная		жидкость
Класс	Породы	Влаж		Тем
пород	Породы	ность,	Плотность,	Тем
		%	Плотность,	пера			Тип
			г/см*	тура,			Тип
				ЧС
I	Соль	_	1,10—1,90	100	Глиногидрогелевый
			1,30—1,90	100	Гидрогельмагниевый
			1,26— 1,40	100	Соленасыщенная			крахмаль-
					ная эмульсия
II	Глина	25—40	1,02— 1,30	70	Феррокалиевый,			высокока-
	мягкая,		1,08-1,30	90	лиевый		полимеркалиевый
	пластичная		1,08-1,30	90	ВИЭР,		полимеркалиевый
					полимерферрокалиевый
			1,25— 1,28	90	Хлоркальциевый			алюминат-
			1,26—2,30	90	Алюминатный,			алюминат-
			1,04—1,16	120	но-калиевый
			1,04—1,16	120	Полимерферросульфатный
			1,08—2,00	140	БИЭР
			1,20—1,80	160	Хлоркалиевый
			1,08—2,30	180	Известково-битумный
			1,16—1,20	180	Ферроакриловый				ферро-
			1,26-2,30	220	Высококальциевый,				ферро-
					сульфатный
III	Глина	15—25	1,02—1,30	70	Калиевый
	плотная,		1,05-1,10	70	Малосиликатный
	мергель,		1 ,02- 1 , 1 0	80	Феррогуматный
	аргиллит		1,10— 1,35	80	Гипсовый,		силикатный
			1,18—2,30	140	Известковый
IV	Сланцы	2—5	1,05—2,20	100	Слабоизвестковый:				безгли-
	глинистые				нистый, глинистый или ме-
	обезвожен-				ловой, обработанный УЩР,
	ные				КМЦ или лигносульфоната-
					ми,	с низкой водоотдачей
V	Карбонат-	_	1,03—1,08	70	уПолимерный лигносульфо-
	ные породы		1,00—1,03	140	натный
			1,00—1,03	140	Вода
			1,08—1,20	140	Полимерный малоглинистый
			1,20—1,40	140	Меловой

Примечание. Промывочные жидкости для пород I класоа могут применяться при проходке пород I —V классов; промывочные жидкости для пород II класоа — при про ходке пород I I —V классов и т. д., но не наоборот.

СОСТАВ И ХАРАКТЕРИСТИКА БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

Таблица в.2

Тип	Компоненты	Массовая	Параметры
		Д О Л Я , %

Калиевый

Хлоркалиевый

Глина	5—8	р = 1,08
Едкий калий	0,4	Т =	20-г- 25
Хлористый калий	3—4	Ф =	6ч-9
КССБ	4—5	СНС1/10 = 0,3/0,7
КМЦ-500	0,4	pH =	8,5ч-10,5
Флотореагент Т-66, Т-80	2—3
Глина	3	р =	1,06
Едкий калий	0,2	Т =	204-22
Хлористый калий	5	Ф =	8ч-10
КССБ	5	СНС1/10= 1,5/2
Нефть	10	р Н = 9
Глина	5	р =	1,05ч-1,30
Едкий калий	0,5	Т =	20—50
Хлористый калий	5	Ф =	7—7,5
КССБ	1	СНС1/10 = 5/7
ПАА -f- углекислый калий	0,1—0,5	pH =		9,5
КМЦ-600	0,4—0,5
Флотореагент Т-66, Т-80	1,0—1,5
Утяжеление баритом
Глина	8— 12	р =	1,2ч-1,8
Кальцинированная сода,	3—5	Т =	604-80
10 %-ный раствор	1—2, 5	Ф =	Зч-5
Каустическая сода, 40 %-ный	1—2, 5	СНС1/10 = 6/9
раствор или известь
Окзил	20—30	К + =		5000 -г-7000
КМЦ-500	6— 10	Саа+ <		100
Хромпик	0,5—2,0	рН=8,5ч-9,5
Хлористый калий	5—7
Флотореагент Т-66, Т-80 или	1— 1,5
нефть	8— 10
Эмульсия полиэтилена	0,1—0,3
Утяжеление баритом

Ферро-	Сернокислое железо, 20 %-ный	5— 10	р =	1,024-1,08
калиевый	раствор	3—7	Т =	204-25
	Хлористый калий	3—7	Ф =	5ч-6
	Известь «пушонка»	0,5— 1,5	снс1/10= 0 / 1
	Хромпик	1— 1,5
	Флотореагент Т-66, Т-80	1,5—2
Гипсовый	Глина	10—25	р =	1,24-1,4
	Каустическая сода	0,15—0,3
	Гнпс	1,5—3
	КССБ	1— 1,5
	Нефть	8— 10

Продолжение табл. 6.2

Тип	Компонента	Массовая	Параметры
		Д О Л Я , %

Высоко-	Глина	10— 15	р =	1,34-2,2
кальциевый	ОКССБ	6—7	Т =	704-100
	или окзил	4—6	Ф =	24-8		9/15
	Известь, 30 %-ный раствор	0,3—0,5	СНС1/10=			9/15
	Хлористый кальций	0,3—0,8	pH =		8,54-9
	КМЦ-500 (600)	1— 1,5	Са2+=		40004-5000
	Хромпик	1— 1,5
	Нефть	8—20
	Утяжеление баритом
Полимер-	Полиакриламид	20—22	р =	1,24-1,26
клоркаль-	Окзил	15—25	Г =	20
циевый	Хлористый кальций	20—40	Ф =	10
	КМЦ-500	0,2—0,3	pH -		6,54-7
	Сульфонол, 30 %-ный раствор	0,1—0,2
	Нефть	8—10
Ферро-	Глина	8— 10	р =	1,24-1,3
калиевый	Железо сернокислое, 20 %-ный	5—10	Т =	404-60
	раствор	3—7	Ф = 34-5			4/8
	Хлористый калий	3—7	СНС1/10 =			4/8
	Известь «пушонка»	0,5—1,5	pH =		74-7,5
	Окзил	12—25
	КМЦ-500 (600)	0,2—0,3
	Жидкое стекло	2—3
	Сульфонол, 30 %-ный раствор	0,1—0,2
	Нефть	8— 10
	Утяжеление баритом
Алюми-	Глина	8— 16	р =	1,264-2,30
натно-	Окзил	3—7	Т =	354-60
калиевый	Известь, 30 %-ный раствор	5—6	Ф =	24-5		4/9
	Каустическая сода, 10 %-ный	5	СНС1/10 =			4/9
	раствор	5—7	pH =		10,5-4-11,5
	Хлористый калий	5—7	К+ <		5000
	Флотореагент Т-66, Т-80 или	1,5—2
	нефть	8—20
	Алюминат натрия или глинозе	1—2
	мистый цемент, 50 %-ный рас	8 — 1 0
	твор
	Утяжеление баритом
Слабо-	Глина	10—20	р =	1,24-1,3
известко-	ССБ	8— 10	Т =	354-60
вистый	Известь, 30 %-ный раствор	2—3	Ф =	44-8		6/9
	Каустическая сода, 40 %-ный	1—2	СНС1/10 =			6/9
	раствор	5—7	pH =		9
	Нефть	5—7	Са2+ =		200

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 89 / 319 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
15.11.20221.52 Mб3Социология..pdf
#
15.11.20228.99 Mб24Специальные волоконные световоды учебное пособие..pdf
#
15.11.20223.81 Mб5Специальные методы механики грунтов и механики скальных грунтов..pdf
#
15.11.202216.43 Mб70Справочник по нефтепромысловому оборудованию..pdf
#
15.11.202224.48 Mб483Справочник по пайке..pdf
#
15.11.202223.53 Mб86Спутник буровика..pdf
#
15.11.20229.04 Mб4Сравнение запасов нефти по российской и международной классификациям..pdf
#
15.11.202221.12 Mб20Статистика и анализ геологических данных..pdf
#
15.11.20226.7 Mб15Статистическая механика композитных материалов..pdf
#
15.11.202212.3 Mб21Статистические закономерности малоциклового разрушения..pdf
#
15.11.20226.82 Mб3Статистические исследования контроля качества в автоматизированных..pdf