Таблица 6.8

Добавил:

guap4736_vkclub152685050 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Бурение нефтяных и газовых скважин

Файл:

БУРЕНИЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН.pdf

Скачиваний:

106

Добавлен:

21.08.2019

Размер:

2.36 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1819 / 2219 20 21 22 > Следующая >>>

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

		Таблица 6.8
Рациональные диаметры долота, УБТ и бурильных труб, мм
Долото	УБТ	Бурильная труба
140	95; 108	89
145, 151	108;120	102
162, 172	108;120; 133	114
190	146	127
214	178	127
243	178	168
269	203	168
295	203	168
320	203, 254	168
346	203, 273	168
370	203, 299	168

Пример 6.1. Геологические и физико-механические данные (Т и А) возьмем из табл. 1.14, а также воспользуемся формулами (6.1), (6.2), (6.5) и (6.6).

Из табл. 1.14 видно, что геологический разрез скважины

представлен пятью пачками пород:I

пачка (0

- 280

м) бурится

долотами 490С-ЦВ и 349,2С-ЦВ бурильными трубами диаметром 140

мм; II пачка (280-1120 м) – долотами

244,5МСЗ-ГНУ и бурильными

трубами диаметром 140

мм; III пачка (1120-1550 м)

долотами

244,5Т-ЦВ и бурильными

трубами

диаметром

140 мм;

IV пачка

(1550-2730 м) - долотами 244,5МСЗ-ГНУ и бурильными

трубами

диаметром

140 мм и V пачка (2730-3460 м) – долотами 151Т-ЦВ

бурильными трубами диаметром

89 мм. Значения рш выбираем из

табл. 1.1, а исходные данные для расчета Fк и Рд

берем из табл. 6.1.

Выбираем среднее значение 3 = 1. Все эти данные сведем в табл. 6.9.

Таблица 6.9

Номер пачки

Тип долота

δ, 10-3 м

рш, МПа

490С-ЦВ

1,21

1,0

1000

349,2С-ЦВ

1,28

1,50

244,5 МСЗ-ГНУ

1,20

1,25

1500

III

244,5 Т-ЦВ

1,20

1,25

4000

244,5 МСЗ-ГНУ

1,20

1,25

1500

151 Т-ЦВ

1,33

1,00

5000

Р е ш е н и е. I пачка. Fк =

0,49

1,0 1,21 1,00 10 3 3,136 10 4 м2. Рд

= 1,0 · 1000 · 3,136 · ∙10-4 = 0,31 МН; Руд по рис. 6.1 равна 0,007

МН/см; n =

0,007 49

100 111 мин-1; η 1 из формулы (6.6) равно 1,1 для

0,31

134

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пород средней крепости; скорость восходящего потока в.п = 1 м/с;

расход Q = =1,1·0,785(0,492 – 0,142) ·1 = 0,204 м3/с 200 дм3/с.

Это решение			для			долота 490С-ЦВ. Для									долота		349,2С-ЦВ
данные расчета будут следующими:									Fк =		0,3492			1,5 1,28 10 3			3,35 10	4 м2;
данные расчета будут следующими:									Fк =			2		1,5 1,28 10 3			3,35 10	4 м2;
												2
Рд = 1·1000·3,35·10-4			= 0,34 МН; Руд = 0,007 МН/см; 1 = 1,1; в.п = 1
м/с; n =	0,007 34,92		100 72 мин-1; Q = 1,1·0,785(0,34922 – 0,142)·1 =
м/с; n =	0,34		100 72 мин-1; Q = 1,1·0,785(0,34922 – 0,142)·1 =
	0,34
0,086 м3/с = 86 дм3/с.
II пачка. Fк =		0,2445			1,2 1,25 10 3					1,83 10 4			м2; Рд = 1500·1,83·10-4 =
II пачка. Fк =			2		1,2 1,25 10 3					1,83 10 4			м2; Рд = 1500·1,83·10-4 =
			2
0,3 МН. Но так как для долота 244,5МСЗ-ГНУ, согласно данным
табл.1.5, Рмах.доп = 0,24 МН, то для дальнейшего расчета будем брать
эту нагрузку. Руд = 0,003 МН/см, тогда n =											0,003 24,45					100 31	мин-1; 1 =
эту нагрузку. Руд = 0,003 МН/см, тогда n =												0,24				100 31	мин-1; 1 =
												0,24
=1,25; в.п = 1,4 м/с; Q = 1,25 · 0,785(0,24452 – 0,142) · 1,4 = 0,055 м3/с =
55 дм3/с.
III	пачка. Fк =			0,2445			1,2 1,25 10 3 1,83 10 4 м2; Рд = 4000·1,83·10-4
III	пачка. Fк =						1,2 1,25 10 3 1,83 10 4 м2; Рд = 4000·1,83·10-4
			2
= 0,73 МН. Но для долота 244,5Т-ЦВ максимально допустимая
нагрузка равна 0,32 МН, поэтому в расчете будем																пользоваться этой
нагрузкой. Руд = 0,0085 МН/см; n =								0,0085 24,45					100		65 мин-1; 1 = 1,55;
нагрузкой. Руд = 0,0085 МН/см; n =									0,32				100		65 мин-1; 1 = 1,55;
									0,32
в.п = 1,4 м/с; Q = 1,15·0,785(0,24452 – 0,142)·1= 0,036 м3/с = 36 дм3/с.
IV пачка. Fк =			0,2445			1,2 1,25 10 3 1,83 10 4							м2; Рд = 1500·1,83·10-4 =
IV пачка. Fк =			2			1,2 1,25 10 3 1,83 10 4							м2; Рд = 1500·1,83·10-4 =
			2
0,3 МН. Но для долота 244,5МСЗ-ГНУ максимально допустимая
нагрузка равна 0,24 МН, поэтому в										расчете			выбираем эту нагрузку.
Руд = 0,0085 МН/см; n =					0,0035 24,45				100 36			мин-1, 1 = 1,55; в.п = 1,4
Руд = 0,0085 МН/см; n =						0,24			100 36			мин-1, 1 = 1,55; в.п = 1,4
						0,24
м/с; Q = 1,25·0,785(0,24452 – 0,142)·1,4 = 0,055 м3/с = 55 дм3/с.
																	Таблица 6.10
Номер	Тип долота					Fк,				Pд,		Pmax,			Pmax.уд.,		n,	dб.т.,	Q,
пачки						м2				МН		МН			МН/см		мин-	м	дм3/с
пород																	1
пород
1	490С-ЦВ					3,136·10-4				0,31		0,50			0,007		111	0,14	200
	349,2С-ЦВ					3,350·10-4				0,34		0,45			0,007		72	0,14	86
2	244,5МСЗ-ГНУ					1,83·10-4				0,24		0,24			0,003		31	0,14	55
3	244,5Т-ЦВ					1,83·10-4				0,32		0,32			0,0085		65	0,14	36
4	244,5МСЗ-ГНУ					1,83·10-4				0,24		0,24			0,0035		36	0,14	55
5	151Т-ЦВ					1,00·10-4				0,16		0,16			0,009		85	0,089	17

135

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

V пачка. Fк

0,151	1,33 1,00 10	3	1,33 10	4

2

м2; Рд = 5000·1,83·10-4 =

0,66 МН. Для долота 151Т-ЦВ максимально допустимая нагрузка 0,16 МН. Используем это значение нагрузки в расчете. Руд = 0,009

МН/см; n =	0,009 15,1	100 85	мин-1; 1 = 1,15;	в.п = 1 м/с; Q =

0,16

1,15·0,785(0,1512 –0,0892)·1,00 = 0,017 м3/с = 17 дм3/с.

Все эти данные сведем в табл. 6.10.

6.2. Турбинное бурение

В отличие от роторного способа в турбинном бурении изменение одного из параметров сразу оказывает влияние на другие, поскольку рабочая характеристика турбобура связывает ряд параметров. Например, повышение нагрузки на долото вызывает рост крутящего момента и скорость вращения падает. Если регулируют расход промывочной жидкости, то скорость вращения изменяется примерно прямо пропорционально расходу. Если необходимо повысить расход и сохранить неизменной скорость вращения вала турбобура, то надо повысить осевую нагрузку.

Если расход промывочной жидкости и давление на насосе остаются неизменными, то скорость вращения снижается с повышением пластичности горных пород (т.е. с ростом моментоемкости) и, напротив, то скорость вращения повышается, если встречаются хрупкие и твердые породы. Таким образом, частота вращения при турбинном бурении изменяется автоматически.

Осевая нагрузка на долото определяется так же, как и при роторном бурении.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из механических свойств горных пород и площади кольцевого пространства между бурильными трубами и стенками скважины. Для каждого интервала одного диаметра в соответствии с принятой конструкцией скважины, рассчитываются рациональные значения расхода промывочной жидкости. При турбинном бурении необходимо выбрать рациональные типы турбобуров для конкретного интервала бурения в соответствии с принятой конструкцией скважины и свойствами горных пород.

Более точный выбор рациональных типов турбобуров осуществляется на основе построения диаграммы насос-турбобур- скважина (НТС) в установленной последовательности.

1) В соответствии с принятой конструкцией скважины и намеченными интервалами бурения с использованием турбобуров определяются рациональные значения расхода промывочной жидкости.

136

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2)В соответствии с выбранным типом буровой установки строится диаграмма насоса, входящего в комплект этой установки, в координатах подача-перепад давления и намечаются линии допустимых давлений на насосе.

3)Принимаются несколько разных типов турбобуров (например, односекционный, трехсекционный, шпиндельный и секционный с падающей линией давления), и на диаграмму характеристики насоса наносятся графические зависимости перепада давления на турбине турбобура от подачи насоса, рассчитанного для трех ее значений по формуле:

Рт2

= Рт1

	Q	2
	Q	2
		2
	Q	2
	Q
	1

(6.14)

где Q1 и Pт1 – табличные значения расхода жидкости и соответствующего ему перепада давлений на турбине (технической характеристике турбобура); Q2 и Рт2 - текущие значения подачи насоса и перепада давления на турбине соответственно (табл. 6.11).

4) Для рациональных расходов промывочной жидкости (для каждого интервала) рассчитываются по методу эквивалентных длин гидравлические потери, не зависящие и зависящие от глубины. Эти значения гидравлических потерь наносятся на поле диаграммы НТС в направлении справа налево от линий допустимых давлений на насосе при соответствующих его подачах.

Гидравлические потери, не зависящие от глубины скважины – это потери в обвязке буровой установки (ведущей трубе, вертлюге, буровом шланге, подводящей линии, а также в долоте).

137

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 6.11

Основные параметры турбобуров (ТУ 26-02-367-71)

Параметры		Т12М3Е-		Т12М3Б	Т12РТ-240	ТС4А-		ТС4А-127	ТС5Е-	ТС5Б-	3ТС5Е-	3ТС5Б-
		170		-195		104,5			170	195	170	195
Назначение		Бурение	вертикаль-		Бурение	Бурение	геологоразве-
		Бурение	вертикаль-		Бурение	дочных скважин мало-			Бурение	вертикальных и		наклонных
		ных и	наклонных		шахтных	дочных скважин мало-			Бурение	вертикальных и		наклонных
		ных и	наклонных		шахтных	го диаметра; капиталь-			скважин
		скважин			стволов	го диаметра; капиталь-			скважин
		скважин			стволов	ный ремонт скважин
						ный ремонт скважин
Тип		-				Секционный
Тип		-				Секционный
Число секций
Число секций		1		1	1	3		3	2	2	3	3
В том числе:
турбинных		1		1	1	3		3	2	2	3	3
шпиндельных		-		-	-	-		-	-	-	-	-
Число ступеней турбины		121		100	104	212		240	239	177	352	272
Расход жидкости, дм3/с		25		30	50	8		12	20	25	18	22
		28		35	55	9		13	22	28	20	24
Максимальная мощность,		40		59	136	15		26	40	59	44	59
кВт		55		92	177	18		25	51	81	59	77
Частота вращения	вала,
рад/с (об/мин):
при максимальной		65,42		69,08	69,08	91,06		77,45	52,33	57,57	47,10	50,76
мощности		(625)		(660)	(660)	(870)		(740)	(500)	(550)	(450)	(485)
		73,27		80,59	75,88	102,57		83,73	57,57	64,37	52,33	55,47
		(700)		(770)	(725)	(980)		(800)	(550)	(615)	(500)	(530)
на холостом режиме		138,8		138,16	138,16	182,12		154,91	104,67	115,13	94,2	101,53
		(1250)		(1320)	(1320)	(1740)		(1480)	(1000)	(1100)	(900)	(970)
		146,53		161,2	161,2	205,15		167,47	115,3	128,7	115,13	110,95
		(1400)		(1540)	(1450)	(1960)		(1600)	(1100)	(1230)	(1000)	(1060)
Вращающий момент, Н∙м:
при максимальной		650		850	2000	150		350	800	1000	900	1200
мощности		800		1150	2400	200		400	950	1300	1150	1450
при тормозном режиме		1300		1700	4000	300		700	1600	2000	1800	2400
		1600		2300	4800	400		800	1900	2600	2300	2900
Перепад давления в турбине		3,0		3,5	4,0	4,5		5,0	4,0	4,0	5,0	5,0
при максимальной	мощ-	4,5		4,5	4,5	5,5		6,0	5,0	5,0	6,0	6,0

138


vk.com/club152685050 \| vk.com/id446425943
		ности, МПа
		КПД турбины, %			50		60		70		37	44		50			60		50		60
		Габаритные размеры, мм
			диаметр		172		195		240		104,5	127		172			195		172		195
			длина		8440		9100		8275		12 775	13 635		15 340			14 035		22 500		20 705
		Масса, кг			1115		1500		2070		630	1090		2150			2425		3195		3610

		* При переменном расходе жидкости

																		Продолжение табл. 6.11

	Параметры			3ТСШ-	3ТСШ-	3ТСШ-		3ТСШ-		3ТСШ-	3ТСШ-	А6К3С	А7Н4С			А9К5Са		ЗТСШ1-		ЗТСШ1-		ЗТСШ1-
				172	195	215		240		164ТЛ	196ТЛ							172		195		195ТЛ

	Назначение			Бурение вертикальных и наклонных скважин
	Тип
	Тип			Шпиндельный								Секционный с			наклонной			Шпиндельный
												линией давления
	Число секций			4		4		4				2						4		4
	Число секций			4	4	4		4		4	4	2	2			2		4		4		4
	В том числе:
	турбинных			3	3	3		3		3	3	2	2			2		3		3		3
	шпиндельных			1	1	1		1		1	1	-	-			-		1		1		1
	Число		ступеней	369	285	333		318		348	327	220	226			203		336		306		318
	турбины
	Расход		жидкости,	18	22	28		32		23	40	18	33			45		20		30		40
	дм3/см			20	24	30		34		25	45	-						25		35		45
	Максимальная			44	66	74		110		57	66	-	-			-		51		55		62
	мощность, кВт			62	88	88		132		62	96	-	-			-		103		85		88
	Частота		вращения
	вала, рад/с (об/мин):
	при максимальной			47,10	50,76	39,77		43,96		46,05	36,11	31,4-	31,4-			20,93		52,86		41,87		37,16
	мощности			(450)	(485)	(380)		(420)		(440)	(345)	41,87*	52,33			(200)		(505)		(400)		(355)
				52,33	55,47	42,39		47,10		48,15	40,82	(300-	(300-			31,4		65,94		49,2		41,87
				(500)	(530)	(405)		(450)		(460)	(390)	400*)	500*)			(300)		(630)		(470)		(400)
	на холостом			94,2	101,53	79,55		87,92		92,11	72,22	125,6	115,13			62,8		105,71		83,73		74,31

139


vk.com/club152685050 \| vk.com/id446425943				(760)	(840)	(880)	(690)	(1200)	(1000*)	(600)	(1010)	(800)	(710)
режиме		(900)	(970)	(760)	(840)	(880)	(690)	(1200)	(1000*)	(600)	(1010)	(800)	(710)
		115,13	110,95	84,78	94,2	100,48	81,64	-	-	-	131,88	98,39	83,73
		(1000)	(1060)	(810)	(900)	(960)	(780)				(1260)	(940)	(800)
Вращающий
момент, Н∙м:
при максимальной		1000	1300	1800	2500	1100	1800	700-	1800-	2000-	1000	1300	1750
мощности		1200	1550	2050	2850	1300	2300	900	2000	3000	1600	1800	2200
при тормозном		2000	2600	3600	5000	2200	3600	1500	4550	6100	2000	2600	3500
режиме		2400	3100	4100	5700	2600	4600				3200	3600	4400
Перепад давления в		5,0	5,0	4,5	5,0	5,0	3,0	-	-	-	6,0	3,5	3,0
турбине	при	6,5	6,0	5,0	5,5	5,5	4,0	7,0	7,0	5,0	9,5	4,0	4,0
максимальной мощ-
ности, МПа
КПД турбины, %		50	60	60	70	47	60	38	42	60	44	50	54
Габаритные
размеры, мм
диаметр		172	195	215	240	164	195	164	195	240	172	195	195
длина		25 330	23 550	24 500	23 550	25 500	26 110	25 800	15 330	15 290	25 800	25 905	25 905
Масса, кг		3585	4165	5545	5980	5980	4235	1860	2590		4400	4850	4355

140

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Суммарные гидравлические потери в обвязке [35]:

роб = 8,26	тр		5	доб	р	,
				доб
		d

(6.15)

где λтр – безразмерный коэффициент, λтр = 0,0236 при турбулентном режиме; Q – расход промывочной жидкости, м3/час; d – внутренний диаметр бурильных труб, мм; ρр – плотность бурового раствора, кг/м3; l э.об. -эквивалентная длина обвязки, м.

Эквивалентная длина всех элементов обвязки, м

lэ.об = lэ.в.т + lэ.в + lэ.ш + lэ.п.л,			(6.16)
где
lэ.в.т = lвт	d 5	;	(6.17)
lэ.в.т = lвт	d 5	;	(6.17)
	d 5
	в.т

lэ.в

lэ.ш

lэ.пл

= lв	d 5			;
	d 5

		в
= lш		d 5
		d	5

			ш
		d		5
= lпл
		d	5

			п.л

;

(6.18)

(6.19)

(6.20)

lвт, lв, lш, lпл – действительные длины соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, м; dв.т, dв, dш, dп.л – внутренние диаметры соответственно ведущей трубы, вертлюга, шланга, подводящей линии, мм.

Гидравлические потери в долоте

pд =	0,12		р Q	2	,
pд =		2	р Q	2	,
	F
или
pд =	д· р·Q2,

(6.21)

(6.22)

где	F – суммарное сечение промывочных отверстий долота, см2 [6]
(табл. 6.12); д –		коэффициент				гидравлических сопротивлений в
долоте (табл. 6.13).
	Гидравлические потери, зависящие от глубины скважины,
приведены ниже.
	Потери в бурильных трубах.
	ртр = 8,26 λтр	Q2 H			;	(6.23)
	ртр = 8,26 λтр			р	;	(6.23)
		d	5	р
		d
или
	ртр = тр · p	·Q2 ·H,				(6.24)
где	H – глубина скважины, м;					тр – коэффициент гидравлических
сопротивлений в бурильных трубах (табл. 6.14).
	Гидравлические потери в кольцевом пространстве
	рк.п. = 0,1 к.п p Q2H,					(6.25)

141

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

где αк.п. – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве (табл. 6.15).

Гидравлические потери в замковом соединении

где

6.16).

рз = 0,1 з. p Q2,	(6.26)
з. – коэффициент гидравлических сопротивлений	замков (табл.

5) после нанесения на поле диаграммы характеристики насоса потерь, зависящих и не зависящих от глубины скважины, необходимо отложить при каждом рациональном расходе промывочной жидкости величину рт = ⅔ро (рт – перепад давления в турбобуре; ро – давление в нагнетательной линии буровых насосов). По данным П.П.Шумилов, наибольшую

Таблица 6.12

Суммарная площадь промывочных отверстий долот

Суммарная	Сочетание	Суммарная	Сочетание
площадь сечения,	диаметров насадок,	площадь сечения,	диаметров насадок,
F·106, м2	мм	F·106, м2	мм

79	10	339	12-12-12
95	11	340	12-17
113	12	341	11-12-13
133	13	344	10-13-13
154	14	344	11-11-14
157	10-10	346	10-12-14
174	10-11	350	11-18
177	15	350	10-11-15
190	11-11	355	14-16
192	10-12	358	10-10-16
201	16	359	12-12-13
208	11-12	360	13-17
211	10-13	360	11-13-13
226	12-12	362	11-12-14
227	17	365	10-13-14
228	11-13	367	11-11-15
232	10-14	368	12-18
236	10-10-10	368	10-12-15
246	12-13	375	10-11-16
249	11-14	378	15-16
252	10-10-11	379	12-13-13
254	18	380	12-12-14
255	10-15	381	14-17
265	13-13	382	11-13-14
267	12-14	384	10-10-17
269	10-11-11	385	11-12-15
270	10-10-12	386	10-14-14
272	11-15	387	13-18
280	11-16	388	10-13-15
282	11-11-11	391	11-11-16
287	13-14	393	10-12-16
287	10-11-12	398	13-13-13

142

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

290	12-15	400	12-13-14
296	11-16	401	10-11-17
303	11-11-12	402	16-16
305	10-17	403	11-14-14
306	10-17	403	12-12-15
306	11-11-13	404	15-17
309	13-15	404	11-13-15
311	10-10-14	408	14-18
314	12-16	409	10-14-15
321	10-12-12	409	11-12-16
322	11-17	412	10-10-18
323	11-11-13	412	10-13-16
324	10-12-13	417	11-11-17
328	10-11-14	419	10-12-17
331	14-15	419	13-13-14
333	10-18	421	12-14-14
334	13-16	423	12-13-15
		Продолжение табл.6.12
Суммарная	Сочетание	Суммарная	Сочетание
площадь сечения,	диаметров насадок,	площадь сечения,	диаметров насадок,
F·106, м2	мм	F·106, м2	мм

426	11-14-15	500	12-13-18
427	12-12-16	503	18-18
428	16-17	503	11-14-18
428	10-11-18	507	10-16-17
429	11-13-16	507	14-15-15
431	15-18	509	14-14-16
432	10-15-15	510	10-15-18
434	10-14-16	510	13-15-16
435	11-12-17	512	13-14-17
438	10-13-17	515	12-16-16
441	13-14-14	517	12-15-17
442	13-13-15	520	13-13-18
444	12-14-15	521	12-14-18
445	11-11-18	523	11-16-17
446	10-12-18	526	11-15-18
447	12-13-16	532	14-15-16
448	11-15-15	532	10-17-17
450	11-14-16	534	10-16-18
453	12-12-17	535	14-15-17
454	17-17	536	13-15-17
455	11-13-17	544	12-15-18
456	16-18	549	11-17-17
456	10-15-16	551	11-16-18
459	10-14-17	554	15-16-16
462	14-14-14	603	16-16-16
463	11-12-18	604	11-18-18
463	13-14-15	605	15-16-17
466	10-13-18	608	14-17-17
467	12-15-15	608	15-15-18
467	13-13-16	609	14-16-18
468	12-14-16	614	13-17-18

143

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1819 / 2219 20 21 22 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Бурение нефтяных и газовых скважин

#
16.08.201913.77 Mб270Бурение 7.pdf
#
18.08.2019545.53 Кб61БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН задание.pdf
#
17.08.20196.67 Mб141Бурение нефтяных и газовых скважин лекции + ответы экзамену.pdf
#
17.08.2019957.08 Кб56БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН-1.pdf
#
11.08.2019560.82 Кб70БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.pdf
#
21.08.20192.36 Mб106БУРЕНИЕ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН.pdf
#
17.08.2019198.5 Кб56Бурение шпора.pdf
#
17.08.2019404.01 Кб36Буровые станки и бурение скважин.pdf
#
17.08.2019751.74 Кб43Геологические профили продуктивных пластов нефтяных и газовых залежей.pdf
#
25.08.20196.54 Mб32Геологическое картирование.pdf
#
25.08.201916.89 Mб121Геофизические методы поисков и разведки.pdf

Таблица 6.8

Рациональные диаметры долота, УБТ и бурильных труб, мм

Таблица 6.9

Таблица 6.10