где Е — модуль упругости материала труб, Н/м2; I — момент инерции сечения, м4; (о — угловая скорость, с-1; д — уско­ рение силы тяжести, м/с2; I — длина колонны, м;

места колонны, где определяется длина полуволны (для растя­ нутой части значение z следует принимать положительным,

С ростом скорости движения и давления бурового раство­ ра длина полуволны уменьшается.

Разность в длинах полуволн, определенных по формуле (6.45), увеличивается с приближением к устью скважины.

6.3. НАПРЯЖЕНИЯ И НАГРУЗКИ

Растяжение и сжатие

Статические напряжения. В вертикальной скважине осевые о (в Н/м2) напряжения в подвешенной в жидкости колонне определяются из выражения

(6.46)

где От — масса УБТ, кг; 0 6 — масса бурильных труб в ко­ лонне, кг; С - масса долота и забойного двигателя, кг; 1б - длина бурильных труб (без УБТ), м; 1Х - расстояние от нача­ ла бурильной колонны (без УБТ) до рассматриваемого сече­

рильной колонны будет сжатый участок. Наличие УБТ суще­ ственно уменьшает сжимающие напряжения в бурильных трубах.

Наибольшие растягивающие напряжения действуют у устья (/х = 7б). С достаточной для практических расчетов точностью наибольшие растягивающие напряжения для колонны в вер­ тикальной скважине определяются из выражений:

а) для колонны в подвешенном состоянии при отсутствии движения раствора

а ^ = (^б + QT+ р ~ Уж /у ). (6.47)

б) для колонны в подвешенном состоянии в процессе дви­ жения бурового раствора

кольцевом пространстве на длине 1 м, Па/м; Fn — площадь проходного канала трубы, м2; рп — перепад давления на тур­ бобуре, Па; FT — площадь канала вала турбобура, м2; F0 — площадь промывочных отверстий долота, м; р0 — перепад давления на долоте, Па.

где к — коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, принимаемый равным 1,15.

где 1 — вся длина бурильной колонны; ICQ — коэффициент, учитывающий влияние бурильных замков и высаженных концов труб. Для стальных труб принимается «1,1.

Если колонна составлена из труб с разными материалами (легкосплавные и стальные), то (6.49) определяется по форму­ ле (в Па)

где ус — плотность стали, кг/м3; ул — плотность алюминие­ вого сплава, кг/м3, Оа — масса труб из алюминиевых спла­ вов, кг.

Наибольшее сжимающее напряжение в подвешенной ко­ лонне будет при отсутствии перепада давления в сечении 1Х =

ющие напряжения уменьшаются, а сжимающие увеличивают­ ся. Тогда наибольшие сжимающие напряжения (при условии соблюдения указанного выше неравенства) можно определить из выражения

ад (QT+ c ( t - b L ) - 0 6bs- -Оа

(6.52)

F

где Од — осевая нагрузка на долото, Н; а — коэффициент, учитывающий уменьшение эффекта облегчения веса буриль­ ной колонны в растворе при соприкосновении долота с за­ боем за счет площади контакта долота (а < 1).

Наибольшее растягивающее напряжение (в Па) в буриль­ ной колонне в наклонно направленной скважине определяет­ ся из выражения

ЦдРв+ Рн + Р}>и+рт) ^ - у + F„(pn + р0)

(6.53)

где Рв — масса вертикального участка колонны, кг; Рн — усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на прямолинейных наклонных участках скважи­ ны, Н; Ри — усилие, обусловленное силами трения и собст­ венным весом колонны на участках увеличения или уменьше­ ния угла наклона скважины, Н; Рт — усилие, создаваемое в колонне утяжеленными бурильными трубами и забойным двигателем на нижнем прямолинейном участке скважины, Н:

где Он/ — масса z-ro наклонного участка бурильной колонны; ц, - коэффициент трения труб о породу (р = 0,15+0,35);

а, — угол наклона скважины на рассматриваемом участке (для вертикального участка а = 0); т — число наклонных участков;

где qr, — масса 1 м колонны на рассматриваемом участке, кг/м; Я, — радиус кривизны участка, м;

(6.56)

0С|*ц, а 1К— углы наклона соответственно в начале и конце уча­ стка; Р, —усилие натяжения колонны в конце рассматривае­ мого участка, Н; п — число искривленных участков^

В формуле (6.55) при уменьшении угла наклона скважины принимают знак плюс, при увеличении — минус. В расчетах учитываются абсолютные значения Да, и слагаемые выраже­ ния (6.55):

где цп, а п — соответственно коэффициент трения и угол на­ клона на нижнем прямолинейном участке.

Если на рассматриваемом участке колонна состоит из не­ скольких секций, то Рн и Ри определяют для каждой секции, а затем суммируют. Силы сопротивления колонны для раз­ ных случаев рассмотрены М.М. Александровым.

Если Рн, Ри, Рт меньше собственного веса колонны на рас­ сматриваемых участках, то при расчете по формуле (6.53) сумма эта принимается равной весу бурильной колонны.

Динамические напряжения. В процессе торможения бу­ рильной колонны при спускоподъемных операциях возника­ ют инерционные силы, связанные с изменением скорости движения колонны. Наибольшие напряжения о у устья сква­ жины с учетом динамических напряжений можно оценить по формуле

(6.58)

где ост — статическое напряжение в подошвенной колонне, Па; Av — ускорение движения колонны, м/с2; а — скорость звука в металле, м/с (для стали а = 5000); От — масса утяже­

ленных труб, кг; Об — масса колонны бурильных труб, кг. В формуле (6.58) От < Q6.

Если колонна движется со скоростью v и конечным уско­ рением W, то после ее мгновенной остановки наибольшее напряжение можно оценить по формуле

где I —длина колонны, м.

Кручение

Касательные напряжения в трубах действуют по всей длине бурильной колонны. Неравномерная подача энергии и неравномерное ее поглощение колонной приводит к изменению крутящего момента в процессе вращения, что, в свою очередь, влечет за собой ускорение и замедление вра­ щения и, как следствие, возникновение колебаний колонны. На бурильную колонну передаются как постоянные, так и переменные моменты.

Среднее значение крутящего момента

Мощность (в кВт), расходуемая на холостое вращение стальных труб в вертикальной скважине,

ции, м4.

Мощность (в кВт), расходуемая на разрушение породы

где с — коэффициент крепости пород (мягкие — 7,8; сред­ ние — 6,9; твердые — 5,5); DA — диаметр долота, мм; О — осевая нагрузка на долото, кН.

Касательные напряжения (в Н/м2) в колонне по формуле

Для ведущих труб касательные напряжения определяют в зависимости от формы сечения труб. Для ведущих труб ква­ дратного сечения наибольшие напряжения (в Па) действуют на наружной поверхности трубы в середине квадрата (формула Г.М. Саркисова и Ю.А. Амен-заде)

где Мкр — крутящий момент, Н м; г — радиус канала трубы, м; а — половина стороны квадрата, м.

Динамические нагрузки возникают при заклинивании до­ лота и остановке конца бурильной колонны. Примерное зна­ чение динамического напряжения (в Н/м2) можно оценить по

Напряжения изгиба

Изгибающие напряжения в бурильных трубах возникают и в вертикальной, и в наклонно направленной скважинах и связаны с различными причинами: вращением колонны, сжатием колонны усилием, превышающим крити­ ческое значение; искривлением ствола скважины; искривле­ нием бурильной колонны при бурении с плавучих средств, связанным с перемещением судна и др.

В зависимости от условий работы бурильная колонна мо­ жет вращаться вокруг собственной оси или вокруг оси сква­ жины. Характер вращения определяется затрачиваемой при этом энергией.

Изгибающие напряжения в вертикальной скважине рас­ считывают из выражений:

переменные напряжения

Изгибающие напряжения при вращении колонны на искривленных участках

где R —радиус искривления; W — осевой момент сопротив­ ления опасного сечения. Напряжения оа являются знакопере­ менными. Если колонна не вращается, то изгибающие на­ пряжения постоянны и рассчитываются по формуле

^2(1 - sin5 j sin6 2 cosfi - cos5 xcos5 2)

где 8ц 82 — углы наклона соответственно в начальной и ко­ нечной точках рассматриваемого участка длиной 1; Р — раз­ ность азимутальных углов в тех же точках.

Напряжение в трубахг подвешенных в клиновом захвате

Осевую нагрузку (вес колонны), при которой напряжения в теле трубы достигнут предела текучести, опре­ деляют (в кН) из выражения

i+ - d"

4/tg(a + <p)

где aT — предел текучести материала трубы, МПа, F — пло­ щадь сечения тела трубы, м2; dcp — средний диаметр трубы, мм; 1 — длина соприкосновения клина с трубой, мм; с — коэффициент, учитывающий неравномерное распределение удельного давления по окружности трубы:

В табл. 6.2 приведены предельные нагрузки для бурильных колонн, подвешенных в клиновом захвате. Расчеты выполне­ ны для а = 9°ТА5" (уклон 1:6), tg(a + ф) = 0,4 и с = 1. В зависимости от типа захвата изменяются величины с и 1.

Коэффициенты запаса прочности

Коэффициенты запаса прочности при растя­ жении л = от/о р приводятся в табл. 6.3.

Для колонны, подвешенной в клиновом захвате:

При совместном действии нормальных и касательных на­

пряжение растяжения; оа — амплитуда переменных напряже­ ний изгиба; от — постоянное напряжение изгиба.

Запас прочности в нейтральном сечении вертикальной

П р и м еч ан и е. В числителе! даны значения для iюрмальных условий бурения, в знаменателе —для осложненных.

Пределы (в МПа) выносливости бурильных труб

П рим ечания: 1. Пределы выносливости даны на основании усред­ ненных данных испытаний, проведенных в АзНИПИнефти, ВНИИБТ, ВНИИТнефти и ФМИ АН УССР. 2. Предел выносливости для трубы диа­ метром 50 мм по ГОСТ 7909—56 приведен по данным СКВ ВПО "Союзгеотехника".

(0 -| )д

о„ +---- -о„

Значения оа и а„ определяют из (6.66) и (6.67). На искрив­ ленных участках наклонно направленных и вертикальных скважин при от = 0

По формулам (6.76) — (6.79) коэффициент запаса прочнос­ ти л > 1,5.

Значения (о_,)Адля труб (см. табл. 6.4) получены при на­ турных испытаниях.

6.4. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА БУРИЛЬНЫХ КОЛОНН

Расчет утяжеленных бурильных труб

Диаметр УБТ определяют из условия обеспе­ чения наибольшей жесткости труб при изгибе с учетом кон­ струкции скважин и условий бурения. Длину УБТ определяют

взависимости от нагрузки на долото.

Втабл. 6.5 приводятся рекомендуемые соотношения диа­ метров долот и УБТ согласно РД 39-2-411—80.

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть больше жесткости сечения обсадной колонны, под которую ведется бурение. В табл. 6.6 приводятся соотношения диаметров об­ садных труб и наименьших диаметров УБТ, удовлетворяющих указанному условию.

Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно быть > 0,7. Если это отношение < 0,7, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным тру­ бам. При этом диаметр первой ступени должен соответство­ вать табл. 6.6, а отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть > 0,8.

Т а б л и ц а 6.5

Соотношения диаметров долот и УБТ

П р и м е ч а н и я : 1. В верхней строке приведено значение ,диаметра УБТ для нормальных условий бурения, в нижней — для осложненных. 2. В ос­ ложненных условиях при бурении долотами диаметром свыше 250,8 мм допускается применение УБТ ближайшего меньшего диаметра с одновре­ менной установкой опорно-центрирующих устройств. 3. При бурении за­ бойными двигателями диаметр нижней секции УБТ должен быть не более диаметра двигателя.

Op.... Op — допустимые растягивающие нагрузки для труб

каждой секции, Н/м.

Двухразмерная многосекционная колонна, состоящая в верхней части из труб большего диаметра. Длины секций I (нижней) ступени двухразмерной колонны определяют по формулам (6.85) — (6.87).

Длины секций II (верхней) ступени определяют (в м) из выражений

где m — число секций нижней ступени; Q™ — допустимая

нагрузка для труб последней секции I ступени, Н; Ор+\

О"*2 —допустимые нагрузки для труб первой и второй сек­

жины рассчитывают по формулам (6.49), (6.58), (6.66), (6.67). Для колонны в наклонно направленной скважине напря­

жение в каждой секции определяют по двум расчетным схе­ мам:

секция находится под действием как веса расположенной ниже части колонны, так и сил сопротивления ее движению на искривленных и наклонных участках;-

секция находится только под действием веса расположен­ ной ниже части колонны (предполагается, что скважина вер­ тикальная).

Расчет бурильных труб при бурении роторным способом

Расчет производят на статическую прочность и выносливость.

Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине ~ 200 м.

Особенности расчета бурильных колонн при бурении с плавучих средств

Бурение скважины с плавучих средств связано с перемещениями судна под влиянием ветра, течений и дру­ гих факторов. В общем случае судно может получить линей­ ное и угловое перемещение относительно оси скважины. Судно может перемещаться в направлении как горизонталь­ ной, так и вертикальной осей; поворот судна совершается вокруг тех же осей. Смещение судна относительно оси сква­ жины, поворот судна, а также непосредственно влияние волн и течений на бурильную колонну приводят к возникновению в трубах, находящихся в воде, изгибающих моментов.

Общий изгибающий момент

На рис. 6.12 схематично показано положение судна и бу­ рильной колонны до и после приложения указанных нагру­ зок. Наиболее нагружены концевые участки колонны, распо­ ложенные у устья и дна моря.

Общее напряжение в трубах с учетом изгибающих момен­

скважины Ц1 < 1/20) влиянием распределенной нагрузки веса колонны на длине 1 можно пренебречь. Изгибающий момент

(в Н-м) при 1л1р /Е1 > 40:

у дна

(6.96)

где Р — вес колонны, Н (Р = О — 0,5Оа); 1 — глубина воды, м; А — смещение судна от оси скважины, м; 0 — угол пово-

Рис. 6.12. Схема сил, действую­ щих на бурильную колонну при бурении с плавучих средств

рота судна, рад; р - дав­ ление волн и течения на колонну, Па; Ол — вес

скважины и следующих условий: интервал бурения 0 —2000 м; бурят под обсадную колонну

метр и длину УБТ. Диаметр оп­ ределяется конструкцией сква­ жины и необходимой жесткос­ тью труб при изгибе.

Рекомендуемый диаметр УБТ 254 мм (см. табл. 6.5). Так как отношение диаметров труб и УБТ меньше 0,7,

то УБТ составим из нескольких диаметров: 254, 203 и 178 мм. Общая масса УБТ

От =(1.2-125)— = (1,2 - 1 ,2 5 ) -^ - !^ = (15-15,6)-103 кг.

д9.8

Длины трех размеров УБТ принимаем равными соответственно: i, =

что находится в пределах требуемого значения.

Расчет бурильных труб. Для нижней секции выбираем трубы с высажен­ ными внутрь концами по ГОСТ 631—75 размером 140x10 группы прочнос­ ти Е.

Напряжения изгиба определим по формулам (6.66), (6.67) для сечения z = = 0. Тогда

f ,l.|.3 » 7 - l7 .8 .№8c>i;

2

(О= 3,14140 = 14,66 с"1.

30

Длина полуволны при z = 0

Ю [%Ы0| | -862-1(Г8-Н662

1466у кЯ-Збв

Длину L принимаем равной 12 м, тогда

Имеем (о_,)д = 80 МПа, о, = 732 МПа (см. табл. 6.4), тогда

80

=1,6, что допустимо.

41+ — -82

732

Учитывая условия работы, более целесообразно в нижней части устано­ вить трубы ТБВК со стабилизирующими поясками с (а_,)д = 100 МПа (см. табл. 6.4).

Определим длину секции из расчета на статическую прочность для од­ норазмерной колонны, состоящей из труб 140x10 группы прочности К:

- U 5 • 9.8 • 15> 3 • 103(1 -1,4/7. 8) - 5 • 106 • 112,5 • 10-4

1,04 1,45__________________ ____________________________ = 3200 м,

1,15-9,8-36,8(1-1,4/7,8)

что выше требуемого значения длины бурильных труб

U = I ~ 1Q = 2000 - 63 = 1937 м.

6.5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

Сборка и комплектование бурильных труб

Бурильные трубы сборной конструкции и их соединительные элементы (замки и соединительные муфты), признанные годными после внешнего осмотра, инструмен­ тального обмера основных размеров и контрольной провер­ ки качества нарезки резьб гладкими и резьбовыми калибра­ ми, подлежат свинчиванию с замками.

Сборка труб с высаженными внутрь и наружу концами типов 1 и 2 по ГОСТ 631—75 производится в горячем состоя­ нии в соответствии с действующей Инструкцией, а труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими ста­ билизирующими поясками (типы 3 и 4 по ГОСТ 631—75) — по специальной Инструкции ВНИИБТ — РД 39-2-286 —79.

Для лучшего сопряжения соединяемых деталей (типы 1 и 2 по ГОСТ 631—75) необходимо производить селективный подбор замковых деталей (или соединительных муфт) к тру­ бам по фактическим натягам резьб.

На конец трубы с резьбой, имеющей натяг в пределах плюсового допуска (2,4 —4,8 мм), подбирают для навинчивания замковую деталь с резьбой, имеющей натяг в пределах мину­ сового допуска (8—5,6 мм), и, наоборот, на конец трубы с резьбой, имеющей натяг в пределах минусового допуска (2,4—Омм), навинчивают замковую деталь с повышенным на­ тягом в пределах 8 —10,4мм. На конец трубы с резьбой, имеющей номинальный натяг 2,4 мм, навинчивают замковую деталь с номинальным натягом резьбы. Следовательно, сум­ марные натяги при сборке труб типов 1 и 2 (ГОСТ 631—75) с замками (ГОСТ 5286 —75) должны составлять 10,4 мм.

Труба и замок должны иметь однозначные отклонения со стороны большего диаметра конусов резьбы или, наоборот, только со стороны меньшего диаметра конусов.

Концы подобранных деталей (трубы и замка) должны быть замаркированы одним и тем же знаком.

Прочность и плотность соединения достигаются навинчи­ ванием вручную на трубу предварительно нагретой замковой детали. Благодаря тепловому расширению нагретая деталь замка может быть навинчена вручную и доведена до заранее установленных отметок. При сжатии трубы охлажденным замком создается возможность без больших усилий при креплении создать напряженное состояние в сопрягаемых деталях. В этом случае заедания резьбы не происходит. Крепление замков в горячем состоянии — наиболее совер­ шенный метод сборки — получило широкое применение в нефтепромысловой практике.

Контроль за процессом свинчивания допускается произво­ дить по метке, нанесенной на трубу с помощью керна. На определенном расстоянии от торца подготовляемого конца трубы в сторону ее тела набивают метку, служащую в даль­ нейшем ориентиром для осевого перемещения нагретой дета­

ли замка.

Замковые детали рекомендуется нагревать с помощью

в комплект на протяжении только данного календарного года.

Состав комплекта по количеству бурильных труб и длине не ограничивается, а устанавливается буровым предприятием, как правило, исходя из проектных глубин скважин, прочно­ стных характеристик труб и удобства их учета.

Каждому комплекту бурильных труб присваивается свой порядковый номер, а всем трубам, вошедшим в комплект, свои порядковые номера внутри комплекта. Все трубы мар­ кируются. Трубы комплекта маркируют стальными клеймами с высотой цифр и букв не более 20 мм с закругленными кон­ турами. Глубина маркировки на теле трубы не должна пре­ вышать 1 мм.

Маркировку наносят на ниппельном конце труб: сборной конструкции — на высаженной части на расстоянии 20 — 25 мм от ниппеля; труб с приваренными замками — на хвос­ товике ниппеля на расстоянии 20 —25 мм от конической час­ ти; утяжеленных труб — на теле на расстоянии 300 —500 мм от упорного уступа; ведущих — на цилиндрической поверх­ ности.

Маркировка включает: порядковый номер комплекта, группу прочности и толщину стенки труб, последнюю цифру года ввода трубы в эксплуатацию и порядковый номер трубы

10 — толщина стенки; 2 — последняя цифра года ввода в

эксплуатацию и 41 — порядковый номер трубы в комплекте. Составление комплекта оформляется специальным актом, к которому прилагается опись труб комплекта. На каждый

комплект в двух экземплярах составляется отдельный пас­ порт-журнал. Один экземпляр паспорт-журнала хранится в трубном подразделении, а другой экземпляр или выписка из него передается буровому мастеру, эксплуатирующему дан­ ный комплект труб. Получение буровым мастером докумен­ тации на комплект подтверждается распиской по специаль­

ной форме.

Подготовленные и оформленные комплекты бурильных труб передаются буровым или нефтегазодобывающим пред­ приятиям в соответствии с действующим руководящим доку­

ментом.

Передача комплекта труб предприятиям и приемка их об­ ратно в ремонт оформляются соответствующими актами.

Формы упомянутых выше "Заказ-заявки1', "Акта на со­

ставление комплекта", "Описи труб комплекта", "Паспортжурнала", "Выписки из паспорт-журнала", "Расписки в полу­ чении паспорт-журнала" и "Актов на передачу комплекта" приведены в руководящем документе РД 39-1-456 —80.

Все бурильные трубы и замки к ним, утяжеленные бу­ рильные трубы и ведущие трубы, прошедшие контрольную проверку и признанные годными для эксплуатации, включают в действующий парк бурильных труб трубного подразделе­ ния — трубной базы нефтепредприятия. Парк бурильных труб состоит из труб для выполнения основных работ (оборотных) и из труб ремонтного резерва для выполнения вспомогательных работ (необоротных). К трубам для выпол­ нения основных работ относятся бурильные, утяжеленные и ведущие трубы. В состав ремонтного резерва включаются трубы промывочные, для разбуривания цементных пробок, ловильные, а также трубы для спуска обсадных колонн сек­ циями и потайных колонн.

Для обеспечения нормальных условий проводки скважины до ввода ее в бурение для нее создается индивидуальный на­ бор бурильных труб, объединяющий в единую группу все комплекты, предназначенные для данной скважины и обеспе­ чивающие успешную безаварийную ее проводку. Набор бу­ рильных труб для выполнения основных работ для каждой скважины закрепляют за ней на все время от начала бурения и до сдачи скважины в эксплуатацию. Набор бурильных труб для данной скважины полностью доставляется на буровую до начала ввода ее в работу или трубы из этого набора подают­ ся комплектами для бурения каждого последующего интерва­ ла. Наборы ремонтного резерва подаются на буровые по ме­ ре надобности.

Для определения состава индивидуального набора, расчета количественного и качественного состава парка бурильных труб для основных и вспомогательных работ, а также для расчета потребности в бурильных трубах на замену изно­ шенных и для пополнения парка труб пользуются руководя­ щим документом РД 39-2-448 —80.

Учет работы, начисление износа и списание бурильных труб

Комплектование бурильных, утяжеленных бу­ рильных и ведущих труб по типоразмерам с оформлением на них отдельных паспорт-журналов и эксплуатация их при проводке определенных конкретных скважин позволяют вес­

ти точный учет работы, а также подытожить после списания всех труб величину полной отработки каждого комплекта.

В процессе эксплуатации комплекта бурильных труб буро­ вым мастером в паспорт-журнале регулярно отмечаются по­ дробные сведения о работе комплекта труб.

Сведения об авариях с комплектом труб (в соответствии с актами об авариях) вносятся в специальную форму совместно представителями бурового предприятия и трубного подразде­ ления. Отметки о видах профилактических работ и ремон­ тах комплекта труб в трубном подразделении также вносит в специальные формы представитель трубного подразделе­ ния.

Для своевременного и качественного обеспечения буровых предприятий трубами необходимых типоразмеров, а также с целью планирования работы трубного подразделения в по­ следнем ведется учет: получения, наличия и расхода буриль­ ных труб и замков; движения комплектов бурильных труб; видов и объемов профилактических и ремонтных работ с бурильными трубами.

С целью ежемесячного бухгалтерского учета затрат от проката бурильных труб по статье "Расходы по эксплуатации инструмента при проводке скважин" начисляется условный износ в рублях на бурильные, утяжеленные бурильные, веду­ щие трубы и замки в зависимости от объема проходки в ме­ трах.

Сумма условного износа, подлежащего начислению на все трубы данного комплекта, рассчитывается с учетом коэффи­ циента увеличения износа труб по мере роста глубин сква­ жин, определенного для каждого интервала глубины через 500 м, и прочих факторов проводки скважины. Значения это­ го коэффициента, нормы и расценки условного износа при­ ведены в Прейскуранте порайонных расценок на строитель­ ство нефтяных и газовых скважин (ППР) и в Справочнике укрупненных сметных норм (ЭСН).

При достижении суммы начисленного на комплект услов­ ного износа в рублях 70 % первоначальной стоимости труб и 90% стоимости замков, навинченных на трубы или прива­ ренных к ним, начисление условного износа прекращается, а комплект труб продолжает эксплуатироваться без начисления износа до полной отбраковки труб.

Бурильные трубы списывают по фактическому их состоя­ нию на основании результатов осмотра, дефектоскопии и инструментальных измерений.

В зависимости от фактического износа в процессе эксплу­

атации и изменения геометрических размеров трубы перево­

дятся во II и III классы.

В табл. 6.7 приводятся степень износа и значения дефек­ тов, при достижении которых трубы переводят в следующий класс. На основании данных (см. табл. 6.7) составлены проч­ ностные характеристики труб II и III классов.

Степень износа замковой резьбы определяется либо по уменьшению расстояния между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты, либо по уменьшению числа обо­ ротов, необходимого для полного свинчивания бурильного

замка.

Для резьбы с шагом 6,35 мм (4нх1") и конусностью 1/6 предельным является расстояние между уступом и торцом замковых деталей, равное 25 мм, для резьбы с шагом 5,08 (5нх1*) и конусностью 1/4 — 14,5 мм.

Предельные значения износа бурильных замков по наруж­ ной поверхности даны в табл. 6.8. Первый класс соответству­ ет номинальному диаметру замка, второй и третий определя­ ются значением износа. При значениях диаметра менее ука­ занных для III класса замки отбраковываются.

Списание бурильных труб оформляется соответствующим актом, составленным сотрудниками бурового предприятия с участием представителя трубного подразделения и утвержден­ ным руководством бурового предприятия.

менты, содержащие методики контроля участков трубной резьбы, сварного шва и тела труб.

Для проверки качества бурильных труб в промысловых условиях применяется ряд конструкций дефектоскопической аппаратуры и установок, краткие характеристики которых приводятся ниже.

Передвижная комплексная дефектоскопическая установка ПКДУ-1 предназначена для проведения на буровой дефекто­ скопического контроля резьбовых участков стальных бу­ рильных труб диаметром 60—140мм, алюминиевых буриль­

114—140мм. Кроме того, установка позволяет измерять тол­ щину стенок алюминиевых и стальных бурильных труб диа­ метром 60 мм и более, а также сортировать стальные бу­ рильные трубы электромагнитным методом по группам прочности Д, К, и Е.

Пульт контроля, приборы и оборудование установки смонтированы в кузове типа СГК-3, установленном на шасси автомобиля ГАЗ-66.

Бурильные трубы на буровой контролируют с помощью выносных датчиков, соединенных с пультом контроля кабе­

Режим эксплуатации — трехсменный, профилактические перерывы — не более 30 мин.

Установка ПКДУ-1 разработана Ивано-Франковским отде­ лом ВНИИТнефти, а изготовляется опытным заводом “Нефтеавтоматика" (г. Бугульма, Татарстан).

Передвижная комплексная дефектоскопическая лаборато­ рия ПКДЛ-2 предназначена для проведения неразрушающего контроля на буровых в районах с умеренным климатом вы­ саженных и резьбовых участков стальных бурильных труб диаметром 73—168мм, алюминиевых бурильных труб 73 — 170 мм, геологоразведочных бурильных труб 50 мм и насос­ но-компрессорных труб 48, 89, 102 и 114 мм.

Установки БУР-1М, БУР-2 разработали ВНИИНК (г. Киши­ нев) и ВНИИТнефть (г. Куйбышев). Электронную часть установок изготовляет завод "Электроточприбор" (г. Ки­ шинев).

Устройство типа “Гном'' представляет собой переносной механизм, обеспечивающий постоянство ориентирования ис­ кателя по отношению к контролируемой поверхности и аку­ стический контакт при контроле за цилиндрическими изде­ лиями различных диаметров. Оно предназначено для работы с серийно выпускаемыми ультразвуковыми дефектоскопами УД-10УА, ДУК-66 и ранее выпускавшимися УДМ-1Ми УДМ-3.

Устройство имеет три модификации: "Гном-60-185", "Гном-60-185В" и "Гном-60-185М". Здесь цифры 60-185 обо­ значают диапазон контролируемых диаметров труб в милли­ метрах.

Модификация "Гном-60-185В" предназначена для контроля за зоной сварного шва и участком галтельного перехода муфтового конца труб типа ТБПВ, стальных и алюминиевых труб сборной конструкции, исследования тела бурильных труб на поперечные и объемные дефекты, выявления участ­ ков труб с толщиной стенки ниже установленного предела. Это устройство комплектуется сменными искателями с угла­ ми падения ультразвуковых колебаний (УЗК) 50 и 55°, а так­ же специальным искателем для контроля за толщиной. В ка­ честве контактной жидкости используется вода. Углы ввода УЗК можно менять в пределах 1 —10°.

Модификация "Гном-60-185М" предназначена для выявле­ ния объемных и поперечных дефектов валов турбобуров. Комплектуется искателями с углами падения УЗК 47, 56 и 62°. В качестве контактной жидкости используется минеральное масло.

С помощью модификации "Гном-60-185" можно произво­ дить контроль всех видов, перечисленных для предыдущих модификаций. Это устройство комплектуется искателями с углами падения УЗК 47, 50, 55, 56 и 62° и специальным иска­ телем для контроля за толщиной.

Все модификации устройства имеют выдвижной указатель расстояния от устройства до какой-либо опорной поверхнос­ ти (торца муфты, валика сварного шва и др.).

По специальному заказу модификации устройства (за ис­ ключением "Гном-60-185М") могут комплектоваться искате­ лем для исследования дефектов, ориентированных вдоль оси трубы.

Техническая характеристика устройства

Устройство "Гном" разработано ВНИИТнефтью.

Ультразвуковой импульсный дефектоскоп типа ДУК-66

предназначен для обнаружения дефектов, определения коор­ динат их залегания и измерения толщины изделия. Этот де­ фектоскоп можно использовать в установках для автоматиче­ ского и полуавтоматического ультразвукового контроля как при контактном, так и при иммерсионном методе контроля.

Дефектоскоп типа ДУК-66 изготовляется заводом "Электроточприбор "(г. Кишинев).

Индукционный полупроводниковый дефектоскоп ППД-1МУ

предназначен для выявления усталостных трещин и других несплошностей в поверхностных слоях изделий немагнит­

Дефектоскоп изготовляется заводом "Электроточприбор" (г. Кишинев).

Ультразвуковой импульсный бесконтактный толщиномер типа БУИТ-1 предназначен для измерения толщины стенок стальных и алюминиевых бурильных труб, а также стальных с?бсадных и насосно-компрессорных труб при односторон­ нем доступе. Толщиномер может работать как автономно При ручном контроле труб, так и в комплекте с передвиж­ ными и стационарными установками для неразрушающего контроля.

При контроле за толщиной стенок труб не требуется Предварительная очистка поверхностей от краски и ржавчи­ ны, так как прибор имеет датчик с бесконтактным вводом ультразвука, что позволяет в отличие от других ультразвуко­ вых толщиномеров эксплуатировать его без применения кон­ тактных жидкостей. В основу толщиномера положено изме­ рение промежутка времени между импульсами ультразвуко­ вых колебаний, отраженных от наружной и внутренней по­ верхностей стенок контролируемой трубы.

Конструктивно толщиномер БУИТ-1 выполнен в виде пе­ реносного прибора с вертикальной передней панелью, на ко­ торой установлены органы управления и индикаторный стре­ лочный прибор, шкала которого проградуирована в миллиме­ трах. Отдельным узлом толщиномера является выносной дат­ чик, позволяющий производить замеры на расстоянии до 1»5м от прибора. Датчик имеет амортизированный направ­ ляющий цилиндр для ориентирования вдоль направляющей контролируемой трубы, катушку подмагничивания и плоскую катушку преобразователя.

Прибор разработан ВНИИТнефтью и изготовляется заво­ дам “Нефтеавтоматика" (г. Бугульма).

Ультразвуковой импульсный толщиномер "Кварц" разра­ ботан ВНИИНКом. Заводом “Электроточприбор" (г. Киши­

нев) серийно изготовляется толщиномер ультразвуковой им­ пульсный переносный “Кварц-15". Этот прибор предназначен для определения толщин стенок магистральных трубопрово­ дов, металлических резервуаров и других металлических кон­ струкций при одностороннем доступе без дополнительной чистки поверхности в месте контроля. Он позволяет изме­ рять толщины стенок от 2 до 50 мм. При проверке труб на буровых показания прибора записываются и одновременно показываются. При обнаружении уменьшения толщины стенки трубы ниже допустимой действует также сигнализа­ ция.

Опыт работы по контролю качества труб за рубежом представляет интерес, поскольку в ряде стран, например во Франции, техника контроля за трубами развивается несколь­ ко иными путями, чем в России. Если в нефтяной и газовой промышленности нашей страны преимущественное развитие получили методы ультразвукового контроля, а другие методы имеют вспомогательное значение, то во Франции превалиру­ ющими являются магнитные и индукционные методы, а ульт­ развуковая дефектоскопия используется в меньшей степени.

Проверку состояния внутренней поверхности труб осуще­ ствляют с помощью эндоскопов. Эндоскопы, выпускаемые французской фирмой “Бодзон", представляют собой оптиче­ ский прибор с осветителем и позволяют визуально проверять внутреннюю поверхность труб диаметром от 40 до 600 мм и длиной до 12 м. Установив вместо окулятора эндоскопа фо­ токамеру, можно сфотографировать обнаруженный дефект трубы. Довольно широкое распространение при контроле за внутренней поверхностью труб получила телеэндоскопия — на экране прибора по участкам по мере продвижения эндо­ скопа дается изображение внутренней поверхности трубы со всеми дефектами.

Для выявления скрытых несплошностей широко приме­ няются методы магнитной и индукционной дефектоскопии труб, основанные на взаимодействии между характеристикой дефекта и напряженностью магнитного поля утечки.

Транспортирование труб, погрузочно-разгрузочные работы

Несоблюдение правил транспортирования труб и погрузочно-разгрузочных работ может привести к образованию дефектов на их поверхности, а также к нару­ шению герметичности резьбовых соединений труба — замок.

На трубные базы бурильные трубы поступают с трубо­ прокатных заводов или снабжающих организаций железно­ дорожным транспортом, а при отсутствии подъездных же­ лезнодорожных путей — трубовозами. Если база расположе­ на на берегу реки или в море, то трубы подвозятся на кра­ новых судах.

С трубных баз на буровые, в зависимости от их располо­ жения и времени года, трубы доставляются автомобильным и водным транспортом, тракторной тягой на специальных са­ нях или на тележках-прицепах.

Разгрузка труб с трубовозов. Разгрузка на прицеховые стеллажи, а также погрузка со стеллажей производятся име­ ющимися грузоподъемными механизмами или при помощи специальных накатов. При накатывании труб на стеллажи вручную высота штабеля не должна превышать 1,5 м.

Во избежание порчи труб и исключения несчастных случа­ ев работы по погрузке и разгрузке труб выполняют только члены такелажной бригады, хорошо знакомые с правилами безопасного ведения работ.

Бригаду грузчиков, обслуживающую механизированный трубовоз, комплектуют из двух человек. При обслуживании немеханизированного трубовоза бригада состоит из трех или четырех человек. Работой бригады руководит бригадир, от­ ветственный за соблюдение правил погрузочно-разгрузочных работ.

При погрузке труб на трубовоз бригадир обязан выбрать, какими концами (муфтовыми или ниппельными) следует ук­ ладывать их на передний коник с тем, чтобы на буровой их удобно было разгружать на мостки муфтовыми концами к фонарю вышки.

Погрузочно-разгрузочные работы предпочтительно выпол­ нять в дневное время. При необходимости производить рабо­ ты в затемненное время суток или ночью площадка произ­ водства работ должна быть хорошо освещена.

В процессе перемещения труб подъемными средствами в горизонтальном положении стропальщик должен сопровож­ дать груз и следить, чтобы он был поднят на высоту не менее 0,5 м выше встречающихся на пути предметов. Стропальщик может не сопровождать груз, если весь путь его движения хорошо виден с места его нахождения.

Для разгрузки труб с трубовозов и погрузки их, уклад­ ки в штабели на мостках буровой, затаскивания с мост­ ков в буровую, вытаскивания на мостки и выполнения других подъемно-транспортных операций на буровых ис­

пользуют консольные поворотные краны и безопасные на­

каты.

При отсутствии стационарных кранов погрузку и разгруз­ ку производят либо передвижными стреловыми кранами, смонтированными на автомобиле или тракторах, либо вруч­ ную при помощи безопасных накатов.

Трубы на трубовозы укладывают высотой не более 3,8 м от уровня земли и надежно закрепляют. При наличии на про­ езжей части дороги указаний, ограничивающих высоту или общую массу трубовозов, трубы следует грузить, руководст­ вуясь этими указаниями. Погрузочная высота прицепа должна быть на одном уровне с полом кузова автомобиля.

Погрузку труб на трубовозы производят так, чтобы оста­ вался зазор между задней стенкой кабины и грузом, при этом прицеп должен свободно поворачиваться по отношению к тягачу на угол 90° в каждую сторону. Для того чтобы в мо­ мент торможения или движения под уклон трубы не двига­ лись на кабину, их нужно располагать на тягаче выше, чем на прицепе, на величину, примерно равную деформации (осадке) рессор от груза. Кабину автомобиля с задней стороны необ­ ходимо защитить стальным щитом толщиной 8 —10мм для предохранения ее от разрушения в случае продольного пере­ мещения труб.

Погрузка на трубовозы и перевозка труб не должны при­ водить к их деформации. При укладке труб на двух опорах размещать их желательно так, чтобы прогиб от собственного веса в середине трубы и на ее концевых участках был оди­ наков. Если пренебречь весом соединительных деталей, этому условию будет удовлетворять соотношение

1 = 0,574L,

где 1 — расстояние между опорами, на которых покоится труба; L — общая длина трубы.

Концы труб при транспортировании не должны выступать за габариты транспортных средств более, чем на 2 м.

Ведущие трубы перевозятся в "чехлах" из отбракованных обсадных труб во избежание изгиба. При перевозке водным транспортом ведущие трубы должны укладываться непосред­ ственно на палубу или не менее чем на три деревянные про­ кладки.

Замки для бурильных труб перевозятся в свинченном со­ стоянии. При выгрузке замки должны скатываться по специ­ альному желобу или сбрасываться на мягкий подстилочный слой (доски, опилки, песок).

Гидроиспытание труб

Бурильные трубы на трубопрокатных заводах гидравлическим испытаниям не подвергаются. Некоторые трубные базы подвергают гидравлическим испытаниям бу­ рильные трубы, бывшие в эксплуатации, если герметичность их резьбовых соединений с замками вызывает сомнения.

Для предупреждения осложнений и аварий с бурильной колонной бурильные трубы периодически подвергают дефек­ тоскопической проверке в процессе бурения. С этой же це­ лью некоторые буровые предприятия в дополнение к дефек­ тоскопическому контролю испытывают трубы внутренним гидростатическим давлением непосредственно на буровых. Обычно гидроиспытанию подвергаются свечи в процессе спу­ скоподъемных операций.

Испытательные давления для бурильных труб и колонн ус­ танавливаются руководством бурового предприятия исходя из условий работы бурильной колонны. Если исключить случаи осложнений, связанных с выбросами, уходом глинистого раствора и др., то целостность и герметичность бурильной колонны могут быть нарушены в результате возникновения разности гидростатических давлений внутри колонны и в затрубном пространстве. Разность давлений возникает при прокачивании через колонну глинистого раствора в процессе бурения. Наибольшее ее значение определяется давлением на выкиде, которое развивают применяющиеся буровые насосы. Обычно эти давления не превышают 30 МПа.

Испытуемые трубы выдерживают под давлением в течение 15—30 с. Если не обнаруживается течи или потения, трубы признаются годными.

Испытание бурильных труб в буровой совмещается с подъемом бурильного инструмента из скважины. Опрессовка производится цементировочным агрегатом.

Кронблок с подвешенной и отрегулированной на боковых рогах опрессовочной головкой и с элеватором на штропах подается вниз. Элеватор надевается на поднимаемую из скважины трубу, и опрессовочная головка вручную ввинчива­ ется в муфту трубы. Перед ввинчиванием головки рычаги обоймы поднимаются в вертикальное положение. После на­ винчивания головки рычаги сразу же устанавливаются в гори­ зонтальное положение. Затем бурильные трубы поднимают на длину одной свечи и свечу отвинчивают обычным спосо­ бом. При отвинчивании свечи корпус опрессовочной головки вращается вместе со свечой, при этом стопорное устройство

не препятствует вращению головки, так как ролики отходят в широкую часть клиновидных пазов.

Отвинченную бурильную свечу торцом ниппеля устанавли­ вают на резиновую прокладку упорного торца направляющей трубы опрессовочной головки. Закрепительная муфта навин­ чивается на ниппель свечи. По установленному сигналу вклю­ чается агрегат, вода заполняет свечу и вытесняет воздух через открытый клапан головки. Когда уровень воды дойдет до клапана, он под давлением воды закрывается и удерживается

взакрытом положении в течение всего времени испытания свечи, т.е. 15—30 с. В герметичности испытуемой свечи убеж­ даются по постоянству давления в системе. В случае негерметичности свечи стравливают давление до нуля и визуальным осмотром определяют место утечки.

По окончании испытания открывают кран на агрегате и сливают отработанную воду. За время опорожнения свечи рабочий отвинчивает закрепительную муфту. После этого свеча приподнимается и ниппелем устанавливается на шайбу предохранительного вкладыша, предварительно вставленного

вмуфту очередной трубы, подвешенную на роторе в клинь­ ях. Далее бурильную свечу, установленную в предохранитель­ ный вкладыш, вращают ключом АКБ по часовой стрелке. Испытание свечой в буровой производится с разрешения Госгортехнадзора.

Крепление труб на буровых установках

Надежность бурильной колонны в большой мере определяется прочностью и герметичностью резьбовых соединений. Соблюдение этих условий в буровых в основном зависит от момента затяжки замкового соединения и приме­ нения надлежащей смазки.

Момент затяжки замкового соединения бурильных труб следует рассчитывать из условия нераскрытая стыка соеди­ нения (упорного торца муфты и уступа ниппеля замка) от осевых растягивающих нагрузок в верхней часта колонны и изгибающего момента в нижней.

Момент затяжки

где Оэ — усилие затяжки, кН; dc — диаметр сечения, распо­ ложенного на расстоянии 1/3 длины ниппеля, считая от

большего диаметра, м; ус — угол подъема резьбы; <р — угол трения, принимаемый равным 7°; Dcp — средний диаметр площади контакта упорного торца муфты и уступа ниппе­ ля, м; М0 — момент, необходимый для свинчивания замка на значение натяга резьбы, кН-м.

Наибольшее усилие затяжки для бурильного замка труб, расположенного у устья скважины, рассчитывается (в кН) из условия нераскрытая стыка от осевых растягивающих нагру­ зок из выражения

_ QH-Z2 103pF0n

р =

1mjiv

n(l + 0,la)

где Ou — осевая нагрузка на ниппель, соответствующая пре­ делу текучести, кН; л — коэффициент запаса прочности, равный 1,5; a = FM/(FH + FJ

дЬДсрОИО3

н1+ D nctglP+<р) '

где Ь — толщина стенки ниппеля по впадине первого витка, находящегося в сопряжении, м; Dcp — средний диаметр сече­ ния в плоскости замера толщины стенки, м; от — предел те­

первого витка, находящегося в сопряжении).

В табл. 6.9 приводятся рекомендуемые усилия затяжки 0 3, моменты затяжки замкового соединения бурильных труб М и допустимая масса колонны О. Приведенные моменты за­ тяжки создают в замке напряжение в пределах (0,3 —0,4)от. Эти моменты не только исключают раскрытие стыка и обес­ печивают герметичность, но и повышают усталостную проч­ ность соединения. Моменты затяжки (см. табл. 6.9) могут быть увеличены на => 15 %.

Усилия QB, QM, QM' (в кН) для УБТ (предел текучести от = 450 МПа)

159, 178, 203, 254 мм — муфта (табл. 6.10). Поэтому оптималь­ ное усилие затяжки для первой группы должно определяться исходя из прочности ниппеля, а для второй группы — из прочности муфты, т.е. по минимальному значению Qmln.

Рекомендуемые моменты затяжки (табл. 6.11) получены из условия, что усилие затяжки Оэ = (0,3 — 0,4)Qmin. Меньшее значение принято ля труб больших диаметров. Для углероди­ стой стали с от = 450 МПа усилие затяжки принято равным (0,35 - 0,45)Qmln.

Момент затяжки допускается увеличить на 20 %. Момент затяжки контролируется моментомером.

Для свинчивания бурильных замков необходимо прини­ мать надлежащую смазку, так как она в значительной степе­ ни влияет на износостойкость и герметичность резьбовых соединений. Смазки для бурильных замков должны воспри­ нимать большие удельные давления и высокую температуру

ситься на резьбу, сохраняться на поверхности резьбы дли­ тельное время. Использование для этих целей солидола, ма­ шинного масла, мазута воспрещается. Указанным требовани­ ям отвечают смазки, содержащие металлические компоненты (свинец, цинк, алюминий и др.).

Новые (неприработанные) резьбовые соединения рекомен­ дуется тщательно смазывать смазкой, содержащей до 60 % металлических наполнителей (цинка, свинца, сернистого мо­ либдена) и свинчивать с ограниченной скоростью, что позво­ ляет исключить заедание резьбы.

ВНИИГазом и заводом им. Шаумяна разработаны смазки Р-113 и Р-416 (ТУ 38-101-708 —78), выпускаемые заводом им. Шаумяна.

Уплотнительная смазка Р-113 предназначена для резьбовых соединений деталей бурильной колонны (бурильных замков, утяжеленных бурильных труб, переводников забойных двига­ телей и др.), подвергающихся частому разъединению и ис­ пользуемых при бурении с температурами до 200 °С и при высоких удельных давлениях на поверхности резьбы.

Приблизительное соотношение массовых долей (в %) ком­ понентов смазок:

По сравнению с применявшимися для этой цели смесями солидола или машинного масла с графитовым порошком или смазкой УСсА (ГОСТ 3333 —80) смазка Р-113 обладает высо­ кими противозадирными, антифрикционными и противоизносными свойствами, повышенной уплотнительной способ­ ностью, а также морозо- и температуростойкостью.

Для соединений утяжеленных бурильных труб, замков бу­ рильных труб при более низких температурах (до 100 °С) ре­ комендуется применять смазку Р-416, отличающуюся от Р-113 составом жировой основы.

значительной части гидравлической мощности, развиваемой буровыми насосами;

при бурении скважин в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов плотностью более 1700— 1800 кг/м3, когда в конкретных условиях не имеет преиму­ ществ электробур или нет возможности его использовать;

при бурении в условиях высоких забойных температур (более 140—150 °С) и осложнений, связанных с обвалами и сильными поглощениями бурового раствора;

при бурении с отбором керна; при бурении с продувкой забоя воздухом и промывкой

аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации, если в данных условиях невозможно использовать электробур;

при бурении опорно-технологических скважин (ОТС). Бурение гидравлическими забойными двигателями рацио­

нально в следующих случаях:

бурение шарошечными долотами АВ диаметром 190 мм и более вертикальных скважин глубиной до 3000 —3500 м (в от­ дельных случаях и более глубоких) при плотности бурового растора не выше 1700—1800 кг/м3;

бурение алмазными долотами и долотами типа ИСМ за исключением случаев, когда плотность бурового раст­ вора превышает 1700—1800 кг/м3, а температура в скважи­ не 140—150 °С (для двигателей, имеющих обрезиненные дета­ ли);

проходка наклонно направленных скважин; в интервалах набора кривизны и становления заданного азимута — неза­ висимо от значений оптимальных скоростей вращения доло­ та, а в интервалах стабилизации наклона и перехода на вер­ тикаль — при условии обеспечения оптимальных их значе­

ний; вскрытие продуктивных пластов горизонтальными и раз-

ветвленно-горизонтальными скважинами, а также забурива­ ние стволов в обсаженных скважинах для их восстановления и повышения дебита низкопродуктивных скважин;

бурение верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра с помощью агрегатов РТБ, где основной задачей, определяющей выбор способа бурения, является борьба с искривлениями;

бурение вставными долотами без подъема труб в условиях, где применение этой разновидности турбинного способа бу­ рения целесообразно;

бурение с промывкой аэрированной жидкостью с низкой степенью аэрации долотами АВ.