Лекция №1

ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ

Назначение и классификация породоразрушающих инструментов

По назначению породоразрушающие инструменты подразделяются на три группы.

1. Буровые долота для сплошного бурения.

2. Бурильные головки для бурения кольцевым забоем.

3 Буровые долота и инструменты специального назначения.

Первая и вторая группы предназначены для разрушения горной по­роды в целях углубления скважин, третья — для работы в созданном стволе скважины при выполнении заранее обусловленных технологических задач (увеличение диаметра ствола скважины, выравнивание стенок сква­жины, разбуривание цементных стаканов, шарошек и других металличе­ских предметов, зарезка ствола скважины в заданном азимуте).

По принципу разрушения породы породоразрушающие инструменты классифицируются следующим образом.

1. Породоразрушающие инструменты режуще-скалывающего воздей­ствия, предназначенные для разбуривания вязких и пластичных пород не­большой твердости (вязких глин, малопрочных глинистых сланцев и т. д.) и малой абразивности. К этой группе относятся двух- и трехлопастные буровые долота, а также трехлопастные бурильные головки.

2 Породоразрушающие инструменты дробящс-скалывающего действия, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких. К этой группе относятся шарошечные буровые долота и шарошечные бурильные го­ловки.

3 Породоразрушающие инструменты режуще-истирающего воздейст­вия, предназначенные для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами сред­ней твердости и малоабразивными твердыми породами. К этой группе от­носятся буровые долота и бурильные головки с алмазными и твердо­сплавными породоразрушающими вставками.

В Советском Союзе буровые долота выпускают несколько заводов, каждому из которых для шифровки долот присвоена следующая буква (индекс).

Заводам ВПО «Союзнефтепроммаш» Министерства химического и нефтя­ного машиностроения:

Верхнесергинскому долотному заводу ............. В

Дрогобычскому долотному заводу ............... У

Куйбышевскому долотиому заводу............... К

Сарапульскому машиностроительному заводу им. Ф. Э. Дзержин­ского ............................ Д

Заводам Министерства цветной металлургии:

Востокмашзаводу....................... Ш

Поворовскому опытному заводу института Гипромашобогащения Р

Московскому комбинату твердых сплавов............ М

Экспериментальному заводу ВНИИБТ Министерства нефтяной про­мышленности .......................... Н

Буровые долота для сплошного бурения

Для бурения скважин сплошным забоем вращательным способом применяю|гя шарошечные, лопастные и алмазные долота.

Шарошечные долота

ГОСТ 20692—75 «Долота шарошечные» предусматривает выпуск од­но-^), двух-(П) и трехшарошечных (Ш) долот для сплошного бурения скважин 39 диаметров — от 46 до 508 мм (табл. 11.1) и 13 типов (табл. 11.2).

По конструкции и расположению промывочных и продувочных от­верстий ГОСТ предусматривает изготовление шарошечных долот с цен­тральной (Ц) и боковой гидромониторной (Г) промывкой, а также цен­тральной (П) и боковой (ПГ) продувкой.

По конструкции опор шарошек ГОСТ предусматривает изготовление долот на подшипниках качения (В); на двух и более подшипниках сколь­жения (А); на одном подшипнике скольжения и остальных подшипниках качения (Н).

Пример условного обозначения трехшарошечного долота по ГОСТ 20692—75: III 2)5,9 С-ГН.

Здесь III — трехшарошечное долото; 215,9— диаметр долота, мм; С — для бурения пород средней твердости; Г—с боковой гидромониторной промывкой; Н — с опорой шарошки на одном подшипнике скольжения.

Марка шарошечного долота выбивается на торце присоединительной резьбовой части. Там же выбивается порядковый заводской номер до­лота, клеймо завода и ОТК- В маркировке трехшарошечных долот и до­лот с центральной промывкой не маркируются цифра III и буква Ц.

Пример условного обозначения двухшарошечного долота по ГОСТ 20692—75: II 112М-ГН.

Здесь II — двухшарошечное долото; 112 — диаметр долота, мм; М — для бурения мягких пород; Г — с боковой гидромониторной промывкой; Н — один подшипник скольжения, остальные подшипники качения.

Пример условного обозначения о дно шарошечного долота по ГОСТ 20692—75: I 139,7 СЗ-А.

Здесь I — одношарошечное долото; 139,7 — диаметр долота, мм; СЗ — для бурения абразивных пород средней твердости; А — опора имеет не менее двух подшипников скольжения.

Трехшарошечные долота отечественных конструкций представлены следующими сериями:

1) 1АН (рис II 1, a);

2) 2AH (рис II 1, б);

3) IAB (рис II 1, е);

4) 2АВ,

5) ЗАН,

6) Отвечающие требованиям ОН 26-02-128—69 Трехшарошечные долота серии 1АН для низкооборотного

(Н) роторного бурения и для бурения с забойными двигателями, вра­щающими долото с относительно невысокой частотой (до 350 об/мин) Для них характерны повышенная точность изготовления (А), удлиненная присоединительная резьба, негерметизированная опора по схеме РШС — роликоподшипник — шарикоподшипник (замковый) — подшипник скольже­ния, состоящий из радиального и торцового фрикционных подшипников (см рис II 1, о)

Трехшарошечные долота серии 2АН также предназначены для низкооборотного бурения (40—250 об/мин) Имеют герметизированную опору, в которой утечке смазки из полости шарошки препятствует саль­никовое уплотнение (У), перекрывающее зазор между цапфой и шарош­кой Опора выполнена по такой же схеме (см рис II, 1, б), как и у до­лот серии 1АН, т е РШС В целях повышения долговечности сальникового уплотнения рекомендуется эксплуатировать эти долота при ограни­ченных нагрузках и сокращении до минимума вибраций долота.

Рис II 1 Трехшарошсчные долота.

Серия а — 1АН, б — 2АН, в — 1АВ, / — резервуар для смазки, .2—-крышка резер­вуара, 3 — эластичный компенсатор 4 — смазочный канал, 5 — сальниковое уплот­нение, 6—8 — подшипники

Трех шарошечные долота серии IAB предназначаются пре­имущественно для высокооборотного (В) бурения, однако их можно при­менять и при низкооборотном бурении Изготавливают их с негерметизи-ровашюи опорой шарошек по схемам шарикоподшипник-—замковый шарикоподшипник — шарикоподшипник (ШШШ), роликоподшипник — замковый шарикоподшипник — роликоподшипник (РШР) и в долотах диаметром до 190,5 мм — шарикоподшипник — замковый шарикоподшип­ник— роликоподшипник (ШШР)

Трехшарошечные долота серии 2АВ, предназначенные для высокооборотного бурения, отличаются от долот серии 1АВ наличием в них герметизированной опоры

Трехшарошечные долота серии ЗАН, предназначенные для низкооборотного (до 90 об/мин) бурения, отличаются от долот серии 2АН в основном конструкцией опоры, выполняемой по схеме подшипник скольжения — замковый шарикоподшипник — подшипник скольжения (СШС)

Долота рассмотренных пяти серий изготавливаются в соответствии с ГОСТ 20692—75 Однако опытные партии долот имели небольшие от­ступления от стандарта _ун шифр им присваивался ие по ГОСТ 20692—75 Так, например, долотам серии 1АН диаметром 190,5 мм, предназначен­ным для бурения пород средней твердости, с боковой гидромониторной промывкой был присвоен шифр 1АН 190,5 СГ Другой пример шифровки опытной партии долот серии 2АП 190,5 СГНУ

Здесь 190,5 — трехшарошечное долото диаметром 190,5 мм (в соот­ветствии с ГОСТом римская цифра III может опускаться), С — предназначенное для бурения в породах средней твердости; Г — с боковой гид­ромониторной промывкой; Н — опора имеет один подшипник скольжения, остальные подшипники качения; У — опора герметизированная (не преду­смотренная ГОСТом буква У означает «уплотнение»).

Наличие в шифре буквы Н, указывающей на тип опоры, и буквы У, указывающей на применение герметизированной опоры, дает возможность судить о том, что долото 190,5 СГНУ относится к долотам серии 2АН.

Трехшарошечным долотам, выпускавшимся в соответствии с требова­ниями ОН 26-02-128—69, присваивался шифр с указанием завода-изгото­вителя, например трехшарошечное долото 2К-214 СГ.

Здесь 2 — порядковый номер модификации данной модели; К — ин­декс завода-изготовителя; 214 — диаметр долота, мм; С — тип долота, Г — промывка боковая гидромониторная.

Другой пример: трехшарошечное долото Р-243 ОКП

Здесь Р — индекс завода-изготовителя; 243 — диаметр долота, мм; ОК — тип долота; П — продувка воздухом или газом

Трехшарошечные долота, соответствующие ОН 26-02-128—69, пол­ностью заменяются долотами, отвечающими требованиям ГОСТ 20692—75, и приводятся здесь в целях облегчения чтения ранее выпущенной лите­ратуры и производственной документации (табл ИЗ)

Как видно из табл. II 3, промышленностью освоен выпуск трехшаро-шечных долот не всех диаметров, предусмотренных ГОСТ 20692—75, что необходимо иметь в виду производственным и проектным организациям

Трехшарошечные долота имеют промывочные устройства следующих основных модификаций

1. С центральным промывочным О1верстием, как правило без сопел (насадок); в конце шифра долота проставляется буква Ц, в маркировке буква Ц не выбивается Промывочное отверстие круглого сечения образу­ется при соединении сваркой трех секций долота Возможна установка в отверстие сопла (насадки), предложенного УфНИИ

2. С боковыми (периферийными) промывочными отверстиями, как правило, с соплами (насадками), в конце шифра проставляется буква Г (гидромониторные насадки). Промывочные отверстия просверливаются в специальных приливах на лапах Сопла (насадки) изготавливают из износостойкого керамического алюмооксидного материала 2ХС, для кото­рого техническими условиями 11—77 рекомендовано создавать напор жидкости не более 12 МПа при скорости ее истечения из сопел не свыше 120 м/с и при содержании в жидкое in абразивных частиц до 2 %. Сопла (насадки) выполняются в основном модификации НД (рис 112) с па­раметрами, приведенными в табл. 11.4

В некоторых долотах диамефом 2!5,9 мм Куйбышевский долотный завод устанавливает сопла (насадки) модификации НКВ (рис. II 3) с па­раметрами, приведенными в табл. II 5.

3. С основным центральным продувочным отверстием и с наклон­ными продувочными отверстиями, просверленными в лапах и цапфах до­лота и подводящими газообразный агент из полости присоединительной головки в опоры шарошек В конце шифра этих долот проставляется буква П (продувка). Диаметр просверленного в каждой лапе отверстия

i должен быть ______________

d= V(0,l — 0,12)D², (II.1)

~де D — диаметр центрального отверстия.

В центральном отверстии возможна установка обратного клапана, 1репятствующего попаданию выбуренной породы после прекращения про­дувки скважины.

4. С основными боковыми (периферийными) продувочными отвер-:тиями с соплами (насадками) НД (см. рис. 112 и табл. II.4) Боковые )тверстия просверлены в специальных приливах на лапах. Наклонные фодувочные отверстия просверлены в лапах и цапфах долота для под-зода газообразного агента из полости присоединительной головки в опоры нарошек. В конце шифра этих долот проставляется буквосочетание ПГ (продувка гидромониторная).

Двухшарошечные долота выпускаются в ограниченном количестве щаметрами 76, 93, 112 и 132 мм и применяются при бурении геолого­разведочных скважин.

Одношарошечные долота выпускаются только типа СЗ .

Рис. 11.2. Сопло НД Рис. II.3. Сопло НКВ

Лекция №2

Лопастные долота

Лопастные долота выпускаются двух разновидностей разрушающие горную породу по принципу резания и скалывания (двухлопастные 2Л и трехлопастные ЗЛ) и разрушающие горную породу по принципу резания и истирания (трехлопастные ЗИР и шестилопастиые 6ИР, ИСМ)

Долота 2Л (рис 114) и ЗЛ (рис 115) имеют в верхней части ниппель с замковой резьбой для присоединения к бурильной колонне, а в нижней части — две или три лопасти, расположенные по отношению друг к другу под углом соответственно 180 и 120° Долота 2Л изготов­ляются цельноковаными, а ЗЛ — сварными с приваркой штампованных лопастей к цельнокованому корпусу

Для увеличения износостойкости лопасги армируют твердыми спла вами Наиболее сильно армируют периферийные участки и боковые по­верхности лопастей, так как они выполняют максимальный объем ра боты по разрушению породы

Долота 2Л и ЗЛ выпускаются двух типов М — для бурения мягких пород и МС — для бурения мягких пород с пропластками пород средней твердости Отличаются они друг от друга схемой армирования передней поверхности лопастей долота Если у долот типа М передние поверхности лопастей армированы зернистым твердым сплавом, то у долот типа МС применяется пластинчатый и зернистый твердый сплав Долота 2Л имеют два промывочных отверстия (без сопел)

ОСТ 26-02-1282—75 «Долота лопастные» предусматривает изттов ление долот 2Л типов М и МС 14 малых размеров — диаметром от 76 до 165,1 мм

Условное обзначение долот 2Л по ОСТ 26 02-1282—75 2Л 76 М, 2Л-112 МС

Долота ЗЛ имеют три промывочных отверстия без сопел либо с соп­лами (насадками) Основные размеры сопла лопастного долота (рис 116) приведены в табл II 7 Все сопла выпускаются с одним и тем же наруж­ным диаметром (30,4 мм), одной и той же высотой (25 мм) и с одина­ковой конусностью (13°30').

Рис. II 5. Долото ЗЛ:

/ — присоединительная резьба; 2 — сопло (насадка), 3 — болт, 4 — стопорная шай­ба; 5 — твердосплавные пластины; 6 — байонетная шайба; 7 — твердосплавные вставки; в — уплотнительные кольца; 9 — лопасти; 10 — корпус

ГОСТ 26-02-1282—75 «Долота лопастные» предусматривает изготовление долот ЗЛ типов М и МС 30 размеров — диаметром от 120,6 до 469,9 мм.

Пример условного обозначения долот ЗЛ по ОСТ 26-02-1282—75: ЗЛГ—190,5 МС.

Долота ЗИР (рис. II.7) имеют в верхней части ниппель с замковой резьбой для присоеди­нения к бурильной колонне, а в нижней части три фигурные лопасти, расположенные по отно­шению друг к другу под углом 120°. В отличие от долот 2Л и ЗЛ у долот ЗИР лопасти, прива­ренные к корпусу, располагаются перпендику­лярно к плоскости забоя, что и определяет режуще-истирающий харак­тер разрушения ими породы. Изготовляются эти долота только типа МСЗ с армированием твердосплавными штырями калибрующих поверхностей и режущих кромок лопастей и зернистым твердым сплавом передних и калибрующих поверхностей лопастей

Промывочные отверстия выполнены без сопел либо со сменными соп­лами, имеющими такие же диаметры, как и у долот ЗЛ

ОСТ 26-02-1282—75 «Долота лопастные» предусматривает изготовле­ние долот ЗИР 10 размеров диаметром от 190,5 до 269,9 мм.

Примеры условного обозначения долот ЗИР по ОСТ 26-02-1282—75: ЗИР-190 МСЗ, ЗИРГ-190 МСЗ.

Долота 6ИР выпускаются только типа С и отличаются от долот ЗИР наличием трех основных и трех укороченных лопастей, армирован­ных твердыми сплавами Выполняться они могуг как цельноковаными, так и с лопастями, приваренными к корпусу. Нижняя поверхность корпуса имеет не округлую, как у долот ЗИР, а плоскоконическую форму, арми­рованную зернистым твердым сплавом.

Рис. 11.7. Долота ЗИР:

/ — уплотнительные кольца; 2 — болт; 3 — шайба для удержания сопла; 4 — твердо­сплавные вставки; 5 — байонетная шайба; 6 — сопло; 1 — лопасти; 8 — твердосплав­ные вставки; 9 — корпус

Рис. 11.8. Долото ИСМ (шестнлопастное)

Без сопел предусмотрен выпуск долот 5ИР диаметром 76—132 мм, без сопел или с соплами — диаметром 139,7 — 269,9 мм.ГОСТ 26-02-1282—75 «Долота лопастные» предусматривает изготовле­ние долот 6ИР 26 размеров диаметром 76—269,9 мм.

Долота ИСМ в лопастном исполнении (рис. 118) отличаются от долот 6ИР главным образом применением для армирования лопастей

Рис 119 Долото ИСМ (лопастное конусообразное)

сверхтвердого материала «Славутич», обладающего высокой износостой­костью Выполняются они либо цельноковаными с последующим фрезеро­ванием лопастей, либо с приваренными лопастями По конструкции до­лото ИСМ отличается от долота 6ИР формой рабочей части основных трех лопастей и расположением трех дополнительных укороченных лопа­стей Основные лопасти сходятся на оси долота, а дополнительные рас­положены асимметрично по отношению к основным Все шесть лопастей расположены перпендикулярно к плоскости забоя и поэтому разрушение породы осуществляется резанием и истиранием Дополнительные лопасти предназначены, как и у долот 6ИР, для стабилизации долота в скважине и улучшения калибровки ее стенок.

Промывочные отверстия просверлены в корпусе долота Выпускаются долота без сопел или с соплами, выполненными из твердого сплава. По­следние имеют форму (и размеры) примерно такую же, как и у трех-шарошечных долот, и рассчитаны на истечение промывочной жидкости со скоростью 90—120 м/с. Предназначены долота для бурения в мягких породах и в породах средней твердости.

Долота ИСМ разработаны в Институте сверхтвердых материалов АН УССР. Изготовляются они опытным заводом института и Дрогобыч-ским долотным заводом. Пример шифровки долот ИСМ 188,9-РГ-Ю. Здесь ИСМ—разработчик и изготовитель (Институт сверхтвердых мате­риалов); 188,9 — номинальный диаметр долота, мм, Р — модель долота (режущее); Г — гидромониторное, 10 — номер модификации.

Как видно, тип долота (М, МС и т. д) в шифре не указывается, а модель долота Р названа условно.

Другая разновидность долот ИСМ в лопастном исполнении — долота с конусообразной рабочей поверхностью (рис. II 9) Геометрическая форма и размеры лопастей обеспечивают хорошую проходимость долота по стволу скважины Число лопастей (3, 5, б, 7, 9) выбирают в зависимости от диаметра долота. Торцовые поверхности лопастей долота армируются вставками из «Славутича», а калибрующие — вставками из «Славутича» или из другого твердого сплава.

Пример условного обозначения долот: ИСМ 188.9-МС-2 Здесь ИСМ — разработчик и изготовитель (Институт сверхтвердых материалов), 188,9 —

Рис. 11.10. Долото ИСМ (секторное)

номинальный диамеф долота, мм; МС — тип долота; 2 — номер моди­фикации.

Третья разновидность долот ИСМ — долота с короткими и широкими лопастями — секторами (одинарными или спаренными), оснащенными вставками из «Славутича».

На рис. 11.10 показано долото ИСМ с секторным расположением ше­сти лопастей, образующих вогну го-коническую форму забоя, обеспечиваю­щую хорошее центрирование долота в скважине. Промывка осуществля­ется через три боковых и три центральных отверстия. Первые направляют промывочную жидкость непосредственно на забой, а вторые — по меж­секторным каналам к периферийным участкам забоя скважины. Выпуска­ются долога рассматриваемой модификации типа М и МС. Шифруются долота так же, как и долота второй разновидности.

Как видно, шифровки долот первой и второй разновидностей раз­ные, а шифровка долот второй и третьей разновидностей одинаковая, что затрудняет определение модели долота по шифру.

Если долото ИСМ, разработанное Институтом сверхтвердых материа­лов, изготовлено на Дрогобычском долотном заводе, то долоту присваи­вается буквосочс1ание УИСМ (У — присвоенная заводу буква).

ОСТ 39.026—76 предусматривает выпуск долот ИСМ диаметром от 91,4 до 391,3 мм (табл. 118). Уменьшение диаметра долот ИСМ, как и алмазных долот, по сравнению с номинальными диаметрами шарошечных долот и лопастных долот 2Л, ЗЛ, ЗИР и 6ИР на 1,6—2,4 мм вызвано не­обходимостью предупреждения повреждения вставок из «Славутича» и ал­мазов при спуске долота в скважину, сужающуюся в интервале бурения предыдущими шарошечными или лопастными долотами из-за уменьшения их диаметров в связи с износом калибрующих частей шарошек или ло­пастей.

Лекция №3

Алмазные долота

ОСТ 39 026—76 предусматривает выпуск алмазных долот, как и до­лот ИСМ, диаметром от 91,4 до 391,3 мм (см табл 118)

«Инструкция по бурению нефтяных и газовых скважин алмазными буровыми инструментами», введенная приказом Министерства нефтяной промышленности 18 07 1978 г № 365 предусматривает изготовление ал­мазных долот для бурения сплошным забоем с применением природных и синтетических алмазов с однослойным, импре1 нированным и комбини­рованным (однослойным и импрегпированным) армированием секторов, контактирующих с разрушаемой породоп

Однослойные алмазные долота, оснащенные синтетическими алмазами, предусмотрено выпускать следующих модификаций

ДЛС — для бурения в породах средней твердости (типа С);

ДС — для бурения в мягких породах (типа М),

ДКС — для бурения в породах средней твердости (типа С),

ДРС — для бурения в породах средней твердости с пропластками твердых пород (типа СТ).

Однослойные алмазные долота, оснащенные природными алмазами, предусмотрено выпускать следующих модификаций

ДК — для бурения в породах средней твердости (типа С);

ДР — для бурения в породах средней твердости с пропластками твердых пород (типа СТ) и в твердых абразивных породах (типа ТЗ).

Импрегнированные алмазные долота с применением синтети­ческих алмазов предусмотрено выпускать модификации ДКСИ для буре­ния в малоабразивных породах средней твердости (типа С), а с приме­нением природных алмазов — модификации ДИ для бурения в малоабра­зивных и абразивных породах средней твердости (типа С) и в твердых абразивных породах (типа ТЗ)

Комбинированные алмазные долота с применением синтетиче­ских алмазов модификации ДУС и природных алмазов модификации ДУ предназначены для бурения перемежающихся мягких пород с пропласт­ками пород средней твердости (типа МС).

Условные обозначения алмазного долота. М-ДР 214,3, СТ1, где М — индекс завода-изготовителя, ДР — модификация долота, 214,3 — диаметр доло1а, мм; СТ—1ип доло1а; 1—номер модификации; М-ДКСИ 188,9С6, где М —индекс завода-изготовителя; ДК—модификация долота; С —ар­мировано синтетическими алмазами; И — импрегнированное; 188,9 —диа­метр долота, мм; С — тип долота; 6 — номер модификации.

Колонковые долота

Принципиальная схема устройства колонкового долота, состоящего из бурильной головки и керноприемного устройства, показана на рис. 11.11

Бурильная головка /, разрушающая породу по периферии забоя, ос­тавляет в центре скважины колонку породы (керн) 2, поступающую при углублении скважины в керноприемное устройство, состоящее из корпуса 4 и керноприемника 3. Корпус керноприемного устройства служит для со­единения бурильной головки с бурильной колонной, размещения керно­приемника и защиты его от механических повреждений, а также для про­пуска промывочной жидкости между ним и керноприемником Бурильная головка предназначена для разрушения породы кольцевым забоем и об­разования керна, а керноприемник — для приема керна, сохранения его во время бурения и при подъеме на поверхность. Для выполнения этих функций в нижней части керноприемника устанавливают кернорватели и кернодержатели, а вверху клапан 5, пропускающий через себя вытесняе­мую из керноприемника жидкость при заполнении ее керном.

Керноприемные устрой­ства по ГОСТ 21949—76 «Устрой­ства керноприемные» должны изго­товляться двух типов 1) Р — для роторного бурения, 2) Т — для тур­бинного бурения

Керноприемные устройства типа Р должны изготовляться со съемным керноприемником а керноприемные устройства типа Т — со съемным кер­ноприемником (исполнение 1) и с не съемным керноприемником (исполне­ние 2)

Основные параметры кернопри-емных устройств должны соответст­вовать указанным в табл II 9

Условные обозначения кернопри-емных устройств по ГОСТ 21949—76

1 УКР 164/80 Здесь УКР — устройство керноприемное типа Р (для роторного бурения с диаметром корпуса 164 мм и внутренним диа­метром керноприемника 80 мм)

2 УКТ-1-164/40 Здесь УКТ — устройство керноприемное типа Т (для турбинного бурения), исполне­ния 1 (со съемным керноприемни­ком), с внутренним диаметром керноприемника 40 мм

Бурильные головки ГОСТ 21210—75 «Головки бурильные для керноприемных устройств» предусматривают выпуск шарошечных и ло пастных бурильных головок нескольких типов (табл II 10), каждому из которых соответствуют определенное конструктивное исполнение и об ласть применения Их основные размеры приведены в табл ПИ, II 12

Примеры условного обозначения бурильных головок по ГОСТ 21210—75

1 К 139,7/52 М Здесь К — бурильная головка для керноприемных устройств с несъемным керноприемником, 139 7 — наружный диаметр, мм, 52 — внутренний диаметр, мм, М — для бурения мягких пород

2 КС 187 3/40 СЗ Здесь КС — бурильная головка для керноприем ных устройств со съемным керноприемником, 187 3 — наружный диаметр мм, 40 — внутренний диаметр, мм, СЗ — для бурения абразивных пород средней твердости

Как видно модель бурильной головки (шарошечная, лопастная и т д ) по шифру установить нельзя

Помимо шарошечных и лопастных бурильных головок для бурения кольцевым забоем успешно применяются алмазные бурильные головки оснащенные синтетическими алмазами и твердым сплавом «Славутич» ОСТ 39,026—76 предусматривает изготовление таких бурильных головок для керноприемных устройств как со съемным, так и с несъемным кер-ноприемником диаметром соответственно 130,4—346,8 и 185,7—292,9 мм (табл II 13).

Лекция №4

Выпускаемые колонковые долота

В соответствии с Методическим руководством по бурению с отбором керна нефтяных и газовых скважин, изданным Министерством нефтяной промышленности в 1982 г, предусматривается применение при роторном бурении керноприемных устройств с несъемным керноприемником типов «Недра», «Силур» и «Кембрий» с лопастными, шарошечными и алмазными бурильными головками и бурильными головками ИСМ, а также керно-приемные устройства В-ДК с шарошечными бурильными головками

Для бурения с отбором керна при турбинном способе бурения при­меняются керноприемные турбобуры (турбодолота) со съемным керно­приемником КТД-3 с шарошечными бурильными головками и со съемным или несъемным керноприемником К.ТД-4С с шарошечными или алмазными бурильными головками

Созданы также подвески на вал турбобура, позволяющие отбирать керн в несъемный керноприемник с шарошечными бурильными головками

Характеристики керноприемных устройств «Недра», «Силур», «Кемб­рий» и КТД приведены в табл. 11.14, 11.15, 11.16.

Долота специального назначений

Пикообразные долота. В соответствии с ОСТ 26-02-1282—75 «Долота лопастные» применяются пикообразные долота двух типов:

1) ПЦ — для разбуривания цементных пробок и металлических дета­лей низа обсадных колонн;

2) ПР — для расширения ствола скважины в мягких пластичных по­родах с пропластками пород средней твердости.

У первых боковые грани не армируются во избежание разрушения об­садных колонн, а у вторых армируются для сохранения диаметра долота в течение длительного времени.

Предусматривается выпуск пикообразных долот диаметром от 97 до 445 мм.

Расширители. Наиболее распространены шарошечные расшири­тели РШ диаметром 244,5; 269,9; 295,3; 349,2; 393,7 и 444,5 мм, приме­няемые для увеличения диаметра скважины при бурении долотами и бу­рильными головками меньших диаметров.

Применяются также четырех- и шестилопастные расширители, одно-шарошечные пилотные расширители РОП и наддолотные штыревые рас­ширители.

Фрезерные долота Применяют как для бурения малоабра­зивных пород, так и для разбуривания цементных мостов и металла в скважине. Наибольшее распространение имеют фрезерные долота ИСМ диаметром 188,9; 211,1; 267,5 и 292,9 мм, выпускаемые по особым техни­ческим условиям Института сверхтвердых материалов.

Условное обозначение: ИСМ-188,9-А-МС-2. Здесь ИСМ — Институт сверхтвердых материалов; МС — для мягких пород с пропластками пород средней твердости; 2 — номер модификации.

Долота для реа кти вно -турб инного способа буре­ния. При бурении с реактивно-турбинными бурами (РТБ) применяют се­рийные трехшарошечные долота и специально созданные ДРБ (долота для реактивного бурения) с фрезерованными зубьями или твердосплав­ными зубьями только на периферийных венцах.

Лекция №5

БУРИЛЬНАЯ КОЛОННА

Состав, назначение и условия работы бурильной колонны

Бурильная колонна (рис. 11.12) соединяет долото (забойный двига­тель и долото) с наземным оборудованием (вертлюгом) и состоит из свинченных друг с другом ведущей трубы 4, бурильных труб 8 и утяже­ленных бурильных труб (УБТ) 12 и /3. Верхняя часть бурильной ко­лонны, представленная ведущей трубой 4, присоединяется к вертлюгу / при помощи верхнего переводника ведущей трубы 3 и переводника верт­люга 2. Ведущая труба присоединяется к первой бурильной трубе 8 с по­мощью нижнего переводника ведущей трубы 5, предохранительного пе­реводника 6 и муфты бурильного замка 7. Бурильные трубы 8 свинчиваются при помощи бурильных замков, со­стоящих in двух деталей (муфты бурильного замка 7 и ниппеля бурильного замка 9), или при помощи соединительных муфт 10 УБТ 12 и 13 свинчиваются непосредственно без при- менения каких-либо соединительных элементов. Верхняя УБТ 12 присоединяется к бурильной трубе с помощью переводника //, а нижняя УБТ 13 с помощью переводника 14 присоеди­няется к долоту (при роторном бурении) или «боиному двигателю с долотом (при турбин­ном бурении и при бурении с электробуром) Бурильная колонна предназначена для пе­редачи вращения от ротора к долоту, подвода промывочной жидкости к турбобуру при тур­бинном бурении, к забою скважины при всех способах бурения, восприятия реактивного мо­мента забойного двигателя, монтажа отдель­ных секций токопровода при бурении с элект­робуром, создания нагрузки на долото, подь-ема и спуска долота, забойного двигателя, проведения вспомогательных работ (прора­ботка, расширение и промывка скважины, испытание пластов, ловильные работы и т д.)

Условия работы бурильной колонны при роторном способе и при бурении с забойными-двигателями различны При роторном способе бурильная колонна, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на забой, испы­тывает целый ряд нагрузок

Когда бурильная колонна не касается за­боя скважины и не вращается, оьй подвер­жена только растягивающим усилиям, кото­рые достигают максимума у вертлюга В про­цессе бурения скважины верхняя часть буриль­ной колонны растянута, а нижняя, опираю­щаяся на забой, сжата. Таким образом, бу­рильная колонна при бурении .одновременно подвержена действию растягивающих и сжи­мающих усилий и, следовательно, испытывает напряжения растяжения л сжатия.

Кроме напряжений растяжения и сжатия при передаче вращающего момента от ротора к долоту, в бурильной колонне возникают напряже­ния кручения, которые имеют максимальное значение у устья скважины, а также изгибающие напряжения от действия центробежных сил, увели­чивающиеся от устья к забою скважины.

Одновременное действие на бурильную колонну всех перечисленных сил осложняет условие ее работы при роторном способе бурения В результате часто случаются аварии с бурильными трубами, бурильными замками и другими элементами бу­рильных колонн

При бурении скважины с забой­ным двигателем условия работы бу­рильной колонны значительно облег­чаются Она в этом случае не вра­щается и поэтому испытывает только растягивающие и сжимающие на­грузки, а также реактивный момент забойного двигателя Последний имеет незначительную величину, и поэтому в практических расчетах им можно пренебречь

Таким образом, бурение с забой­ными двигателями в значительной степени снизило требования к буриль­ной колонне Стало возможным при­менять для бурильной колонны трубы с меньшей толщиной стенок, что сократило расход металла, а сле­довательно, уменьшило ее стоимость Число аварии с бурильной колонной при любых условиях ее работы с за­бойными двигателями всегда меньше, чем при роторном бурении

Лекция №6

Ведущие бурильные трубы

Для бурИЛЬНЫХ КОЛОНН, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин, изготовляются ведущие бурильные трубы только в сбор ном исполнении с квадратным сечг-нием (табл II 17)

На рис II 13 приведена ведущая бурильная труба сборной кон­струкции, состоящая из квадратной толстостенной штанги 2 с прошитым или просверленным каналом верхнего переводника ведущей трубы 3 (ПШВ) для соединения с вертлюгом и нижнего переводника ведущей трубы / (ПШН) Соединение переводников с ведущей трубой осущест­вляется с помощью треугольной трубной резьбы Дня предохранения резьбы нижнего переводника от износа при многократных свинчиваниях и развинчиваниях во время наращивания бурильной колонны и при спус ко подъемных работах на нижний переводник навинчивают предохрани тельный переводник 6 (см рис II 12)

Наибольшую эксплуатационную надежность имеют ведущие буриль­ные трубы сборной конструкции с коническими поясками типа ТВКП, квадратные штанги которых соединяются с нижним (ПВНК) и верхним (ПВВК) переводниками с помощью трапецеидальной трубной резьбы.

Штанги ведущих бурильных труб изготовляются из сталей групп прочности Д и К (табл. 11.18). Переводники для ведущих труб с тре­угольной резьбой изготовляются из стали марки 40ХН, с трапецеидаль­ной резьбой — из стали марки 40ХНМА с пределом текучести соответ­ственно 568 и 735 МПа.

Бурильные трубы и соединительные муфты по ГОСТ 631-75

Стандарт предусматривает изготовление следующих стальных бесшов­ных бурильных труб и соединительных муфт к ним'

типа 1 — с высаженными внутрь концами и муфтами к ним

типа 2 — с высаженными наружу концами и муфтами к ним (табл II 20, рис II 15);

типа 3 — с высаженными внутрь концами и коническими стабилизи рующими поясками (табл II 21, рис II 16),

типа 4 — с высаженными наружу концами и коническими стабилизи рующими поясками (табл II 22, рис II 17)

Трубы всех четырех типов изготовляются обычной точности, но по соглашению изготовителя с потребителем трубы типов 1 и 2 могут быть изготовлены повышенной точности

Трубы всех четырех типов должны изготовляться длиной

6,8 и 11,5 м — при условном диаметре от 60 до 102 мм,

11,5 м — при условном диаметре от 114 до 168 мм

В партии может быть поставлено до 25 °/ длиной 6 м

Рис II 15 Бурильные трубы с высаженными наружу концами

Допускаются отклонения по длине +0,6 м для труб длиной 6 и 8 м, + 0,9 м для труб длиной 11,5 м Длина трубы определяется расстоянием между ее торцами, а при навинченной муфте — расстоянием от свободного торца муфты до последней риски резьбы противоположного конца трубы Трубы типов 1 и 2 длиной 6,8 и 11,5 м поставляются без муфт Од нако по заказу потребителя трубы эти могут быть поставлены в ком плекте с муфтами, навинченными на муфтонаверточном станке Допускаются отклонения по наружному диаметру ±1 %—при обычной точности изготовления труб типов 1—4, ±0,75 % — при повышенной точности изготовления груб типов 1 и 2 Допускаются отклонения по толщине сгенки трубы

— 12,5 % —д.1я труб обычной точности типов 1—4,

— 10%—для труб повышенной точности типов 1 и 2 Допускаются отклонения ±1,5 мм по наименьшему внутреннему диа

метру высаженной части труб типов 1 и 3 с внутренней высадкой

Овальность и разностенность труб не должны выводить размеры труб за предельные откпонения по наружному диаметру и толщине стенки Кривизна труб на концевых участках, равных Уз длины трубы не должна превышать 1,3 мм на 1 м Общая кривизна трубы, т е стрела прогиба, замеренная на середине трубы должна быть не больше 1/2000 длины трубы

Бурильные трубы и соединительные муфты должны изготавливаться из сталей, механические свойства которых приведены в табл II 18

Муфты для труб типов 1 и 2 с условным диаметром 114 мм и ме нее должны изготавливаться из стали последующей группы прочности, а трубы с условным диаметром 140 мм и более и муфты к ним — из стали одной группы прочности

Трубы и муфты должны быгь термически обработаны

Условные обозначения бурильных труб и муфт по ГОСТ 631—75

1 Труба бурильная типа I, обычной точности изготовления, услов ным диаметром 114 мм, с толщиной стенки 9 мм, из стали группы проч ности Д труба В-114Х9-Д

2 То же повышенной точности труба ВП114Х9Д

Рис. 11.18. Профиль трубной резьбы бурильных труб типов 1 и 2

3. Муфта к трубе типа 1 с условным диаметром 114 мм, из стали группы прочности Д: муфта В-114-Д.

4. Труба бурильная типа 2, обычной точности изготовления, услов­ ным диаметром 114 мм, с толщиной стенки 9 мм, из стали прочности Д: труба Н-П4Х9-Д.

5. То же, повышенной точности: труба НП-114Х9-Д.

6. Муфта к трубе типа 2 с условным диаметром 114 мм, из стали группы прочности Д: муфта Н-114-Д.

7. Труба бурильная типа 3 с условным диаметром 114 мм, с толщи­ ной стенки 9 мм, из стали группы прочности Д: труба ВК-П4Х9-Д.

8. То же, типа 4: труба НК-П4Х9-Д.

Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов труба или муфта ставится буква Л.

Резьбы. Профиль и размеры (в мм) профиля резьбы для труб ти­пов 1 и 2 и муфт к ним (правой и левой) приведены на рис. 11.18 и ниже.

Параметры резьбы параметров

Шаг резьбы Р 3,175

Глубина резьбы h_x 1.810+

Рабочая высота профиля h 1,734

Радиусы закругления:

г 0,508

П 0,432

Зазор г 0,076

Угол наклона Ф Г47'24"

Конусность 2 tg ф 1:16

Резьба муфт к трубам типов 1 и 2 должна быть оцинкована и фос фа1ирована Оси резьб обоих концов муфт должны совпадав Отклоне ние от соосности не должно превышать 0 То мм в плоскоеiи торца и 2 мм на длине 1 м

Профиль резьбы и его размеры (в мм) для i руб типов 3 и 4.

Ось резьбы и ось конического стабилизирующего пояска должны совпадать Отклонение от соосности не должно превышать 0 04 мм

Торец трубы должен быть перпендикулярен к оси резьбы Неперпен дикулярность допускается не более 0 06 мм а отклонение от плоскости торца трубы не более 0,1 мм

Разностенность в плоскости торца трубы не должна превышать для труб диаметром 73 мм —4 мм, 89 102 мм — 4 5 мм, 114 127 и 140 мм— 5 мм

Бурильные замки для бурильных труб типов 1, 2, 3, 4 по ГОСТ 5286—75

В процессе спуска и подъема бурильной колонны нецелесообразно свинчивать и развинчивать все трубы из которых она составлена Го раздо быстрее осуществляют спуско подъемные операции при навинчива нии и отвинчивании сразу нескольких труб

Комплект таких труб называемый свечой можег иметь разную длину, зависящую от высоты применяемой вышки

Поскольку бурильные трубы диаметром 114—168 мм применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин выпускаются в основном длиной П,5 м (допустимое отклонение 4-0 9 м), свеча может быть собрана из двух труб общей х шнои до 25 м при высоте вышки 41 — 15 м и из трех труб длиной до 37 м при высоте вышки 53—58 м Соединение труб в свече и свечей друг с другом осуществляют бурильными замками (рис II 20) При наличии труб меньшей длины собирают сначала так на зываемые двухтрубки (две шестиметровые трубы свинченные с помощью toe шпителыюи муфты (рис 1120, б), л и*ухтр>бки и свечи соединяют бурильными чайками (рис II 20, а)

Как видно в бурильной колонне основными соединительными эле ментами являются бурильные замки а соединительные муфты применяют только при сборке двухтрубок

Для соединения бурильных труб с высаженными внутрь концами (типа 1) имеются два типа бурильных замков

1) ЗШ—с диаметром проходного сечения, близким к диаметру про ходного сечения высаженных концов бурильных i руб,

2) ЗН — с диаметром проходного сечения, значительно меньшим диа метра проходного сечения высаженных концов бурильных труб

Сужение проходного сечения в бурильных замках ЗН значительно увеличивает потери давления при циркуляции бурового раствора По этому такие замки не применяют при иурбинном бурении

Для соединения бурильных i руб с высаженными наружу концами (типа 2) созданы бурильные замки с увеличенным проходным сечением (ЗУ), обеспечивающие нормальные ус полня бурения при турбинном буре­нии и при бурении с электробуром.

Каждый из трех рассмотренных типов бурильных замков имеет свои размеры, однако внешне они похожи друг на друга.

Ниппель и муфта бурильного замка соединяются при помощи кониче­ской крупной замковой резьбы треугольного профиля (табл. 11.23), а при­соединение этих деталей к бурильным трубам осуществляется посредст­вом конической мелкой трубной резьбы треугольного профиля крупная замковая резьба со значительной конусностью позволяет многократно свинчивать и развинчивать свечи с незначительной затратой времени Применение бурильных замков не только ускоряет спуско-подъ-емиые операции, но и предотвращает преждевременный износ бурильных труб при наличии замкового соединения ключами захватываются не бу­рильные трубы, а ниппель и муфта замка Поэтому бурильные замки из­готовляют из более качественного материала

Соединение труб бурильными замками наряду с достоинствами имеет и следующие принципиальные недостатки

1 Для свинчивания двух труб применяются не одно, а три резьбо­вых соединения, что уменьшает прочность бурильной колонны и, несмотря на применение иысококачеа венных смазок для резьб, снижает герметич­ность каждого соединения

2 Наилучшая герметичность резьбового соединения достигается в том случае, когда в конце свинчивания одна деталь упирается в другую (упор­ное соединение) Такое соединение надежно в работе даже при значитель­ном перепаде давления в трубах и в затрубном пространстве Рассмотрен­ные конструкции бурильных труб и бурильных замков позволяют после свинчивания двух труб иметь из трех соединений лишь одно упорное, об­разуемое при свинчивании деталей бурильного замка друг с другом за счет упора торца муфты в заплечики ниппеля. Два других соединения безупорные, так как при свинчивании ниппеля и муфты бурильного замка с бурильными трубами соединяемые детали не прижимаются друг к другу. Герметичность в этих резьбовых соединениях обеспечивается только за­цеплением резьб и хорошей смазкой.

3 Бурильные замки типа ЗШ и особенно типа ЗН, имеющие умень­шенный внутренний диаметр по сравнению с внутренним диаметром бу­рильных труб, делают необходимым применение более мощных буровых

Рис 1122 Ниппель бурильного замка

насосов в связи с возникновением во время циркуляции бурового рас твора значительного перепада давления в соединениях Уменьшение про ходного сечения в соединениях весьма нежелательно при применении ко­лонковых долот со съемным керноприемником и при использовании раз личных приборов, спускаемых в бурильную колонну

Для соединения бурильных труб с высаженными внутрь концами и стабилизирующими поясками (типа 3) созданы бурильные замки ЗШК, а для бурильных труб с высаженными наружу концами и стабилизирую щими поясками (типа 4) — бурильные замки ЗУК

Трубы типов 3 и 4 и бурильные замки для них ЗШК и ЗУК имеют следующие особенности по сравнению с рассмотренными трубами типов 1 и 2 и бурильными замками для них ЗШ и ЗУ.

1 Высадка труб на 15 °/о длиннее

2 На концах трубы нарезана коническая трапецеидачьная резьба, а не коническая трубная резьба треуюлыюю профиля

3 За сбегом резьбы на концах труб имеется поверхность с конус ностью 1 32, уменьшающая переменные напряжения в резьбовом соеди­нении в опасном сечении по последнему витку резьбы трубы

4 При навинчивании муфты (ниппеля) бурильного замка ЗШК и ЗУК торец трубы упирается во внутреннюю торцовую поверхность муфты (ниппеля), что стабилизирует уплотнительный конический поясок, обес­печивая прочность и герметичность соединения

Остальные требования, предъявляемые к трубам типов 3 и 4 и бу­рильным замкам к ним, такие же, как и к трубам типов 1 и 2 и буриль ным замкам для них

На рис II 21 и II 22 и в табл II 24 и II 25 приводятся размеры муфт и ниппелей бурильных замков.

Типоразмеры бурильных замков, устанавливаемых на соответствую щие им бурильные грубы, приведены в габл II 26

Бурильные трубы с приваренными соединительными концами (ТБПВ) по ТУ 14-3-577-77

Особенность бурильных труб этого типа — наличие равнопроходною канала по всей длине трубы, что обусловливает, как и при применении бурильных труб с высаженными наружу концами (типы 2 и 4), мини малыше гидравлические потери при движении бурового раствора по бурильной колонне.

Изготовляют эти трубы приваркой к трубным заготовкам с помощью контактно-стыковой сварки соединительных концов специальной конструк­ции. Затем концы обрабатывают под муфту и ниппель таким образом, чтобы после нарезки замковой резьбы по ГОСТ 5286—75 было получено упорное соединение.

Трубы рассматриваемой конструкции изготовляют длиной 12,7 и 8,7 м Допускаются следующие отклонения по размерам:

1) —0,9 м по длине трубы, включая приваренные замковые детали — для труб длиной 12,7 м; —0,7 м — для ipy6 длиной 8,7 м;

2) ±1 мм — по наружному диаметру высаженной части грубы;

3) ±12,5%—по толщине стенки высаженной части трубы;

4) 0,75 мм (не более) — по параллельному смещению осей приварен­ных соединительных концов по отношению к оси трубы;

5) 4,25 мм (не более) на 1 м длины — по перекосу соединительных концов по отношению к оси трубы с учетом параллельного смещения осей;

6) по овальности и кривизне в соответствии с ГОСТ 631—75

В табл. 11.27 и на рис. 11.23 приведены основные размеры бурильных труб с приваренными замковыми соединениями в свинченном состоянии

Бурильные трубы из алюминиевых сплавов

Наибольшее применение при бурении нефтяных и газовых скважин находят алюминиевые бурильные трубы (АБТ), изготавливаемые из сплава Д16-Т, следующих типов:

1) с внутренними концевыми утолщениями, изготовляемыми по ГОСТ 23786—79 (табл. 11.28), и стальными бурильными замками облегченной конструкции типа ЗЛ или ЗЛК (табл. 11.29);

2) с утолщенной стенкой по всей длине трубы и проточкой под эле­ватор со стороны муфты (беззамковой конструкции), изготовляемые по ТУ 1-2-331—75 с замковой резьбой по ГОСТ 5286—75 (табл. 11.30).

Сплав Д16-Т характеризуется следующими физико-механическими свойствами плотность 2780 кг/м³, предел текучести 330 МПа; предел прочности при растяжении 470 МПа; относительное удлинение 12—14 %

Лекция №7

Утяжеленные бурильные трубы

Для увеличения веса и жесткос\и бурильной колонны в се нижней части устанавливают утяжеленные бурильные 1рубы (УБТ), позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходи­мою нагрузку на долото

Находят применение горячекатаные УБТ без дополнительной механи ческой и термической обработки поверхности (табл II31) и утяжелен-' ные бурильные трубы сбалансированные (УБТС), получаемые путем свер ления внутреннего канала в трубной заготовке и механической обработки наружной поверхности с последующей термической обработкой. На концах УБТ и УБТС нарезается внутренняя (в муфте) и наруж­ная (на ниппеле) замковая резьба по ГОСТ 5286—75

Выпускаются в ограниченном количестве и утяжеленные бурильные трубы сбалансированные, сборной конструкции, с замками (УБТСЗ). Со­единение муфты и ниппеля замка с УБТС осуществляется с помощью трапецеидальной резьбы ТТ с коническими стабилизирующими поясками Во ВНИИБТ разработаны УБТСЗ диаметром 146, 178, 203 и 229 мм.

В соответствии с действующими юхническими условиями горячека­таные УБТ размерами 73x41 (сталь группы прочности К), 89x51 (сталь 1р>ппы прочности К) и 108X56 (сталь группы прочности К и Д) дол жен поставлять Первоуральский новотрубный завод; 146x75 (сталь группы прочности Д и К)—Таганрогский металлургический завод; 178Х Х90 (сгаль группы прочности Д и К)—Ждановский металлургический завод им Ильича 203x100 (сталь группы прочности Д и К)—Нижне­днепровский трубопрокатный завод им К Либкнехта и УБТС размерами 146X68 (сталь марки 38ХНЗМФА, предел текучести 750 МПа), 178x80 и 229X90 (сталь марки 40ХНМА, предел текучести 650 МПа)—Волго градский завод «Баррикады», 178x80, 203x80 и 229x90 (сталь группы прочности Д) — Дрогобычский механический завод

Переводники

В соответствии с ГОСТ 7360—82 Е предусматривается изготовление следующих переводников

1) ПП — переводников переходных для предохранения от быстрого износа замковых резьб и для соединения двух деталей, отличающихся типом и размером замковых резьб,

2) ПМ — переводников муфтовых для соединения элементов колонны с ниппельными концами,

3) ПН — переводников ниппельных для соединения элементов ко лонны с муфтовыми концами

Переводники любого типа и размера изготовляются с правой и левой резьбой по ГОСТ 5286—75 для бурильных замков

Пример условного обозначения переходного проводника с правыми резьбами 3 147 и 3 189 по ГОСТ 7360—82 Е переводник ПП 3 147/3-189

Обратные клапаны

Для предотвращения выброса жидкости из скважины черев буриль ную колонну применяются обратные клапаны следующих типов КЗН, КЗШ, КЗУ — для бурильной колонны соответственно с замками ЗН, ЗШ и ЗУ (табл 1133)

Лекция №8