- •Довідник з нафтогазової справи За загальною редакцією докторів технічних наук
- •Передмова
- •Глава 1
- •1.1. Елементний та ізотопний склад нафти і газу
- •1.2. Характеристика газу
- •1.3. Характеристика нафти
- •1.4. Характеристика порід—колекторів нафти і газу
- •1.5. Природні резервуари нафти і газу
- •1.6. Поклади нафти і газу
- •1.7.Родовища нафти і газу
- •1.8.Термобаричні умови в покладах та родовищах нафти і газу
- •1.9. Походження, міграція та формування покладів і родовищ нафти і газу
- •1.10. Нафтогазоносні регіони України
- •Глава 2 Пошуки та розвідка нафти і газу
- •2.1. Загальні відомості
- •2.2. Геологічні передумови пошуків та розвідки нафти і газу
- •2.5. Підготовка пошукових об'єктів
- •2.6. Виявлення та підготовка до буріння пасток нафти і газу
- •2.7. Методика й оптимізація пошуків та розвідки нафтових і газових родовищ
- •2.8. Методи вивчення розрізів свердловин
- •2.9. Геологічні методи опрацювання результатів буріння свердловин
- •2.10. Підрахунок запасів нафти, газу і конденсату
- •2.11. Підготовка нафтових і газових родовищ до розробки
- •Список літератури
- •Глава 3 Геофізичні методи дослідження свердловин
- •3.1. Електричні та магнітні методи
- •3.2. Метод потенціалів самочинної поляризації гірських порід
- •3.3. Радіоактивні методи
- •3.4. Методи дослідження технічного стану свердловин
- •3.5. Акустичний метод
- •3.6. Термометричний метод
- •3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння
- •3.8. Прострілювальні та вибухові роботи у свердловинах
- •3.9. Точність методів гдс
- •Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
- •4.1. Бурові долота
- •4.2. Бурильні колони
- •4.3. Розмежування пластів
- •4.4. Бурові установки
- •4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
- •Список літератури
- •Глава 5 Режими буріння
- •5.1. Параметри режимів буріння
- •5.2. Принципи проектування режимів буріння
- •5.3. Бурові розчини
- •Глава 6 Розробка нафтових родовищ
- •6.1. Режими нафтових покладів
- •6.2. Основні критерії виділення об'єктів розробки
- •6.3. Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки
- •6.5. Аналіз розробки нафтових родовищ
- •Глава 7 Розробка газових і газоконденсатних родовищ
- •7.1. Режими родовищ природних газів
- •7.2. Особливості проектування розробки родовищ природних газів
- •7.3. Визначення показників розробки газового родовища при газовому режимі
- •7.4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •7.5. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •7.6. Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •7.7. Аналіз розробки родовищ природних газів
- •Глава 8 Нафтогазоконденсатовіддача пластів і вуглеводневіддача родовищ природних газів
- •8.1. Призначення, напрямки розвитку і класифікація методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.2. Фізико-гідродинамічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.3. Фізико-хімічні методи підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.4. Газові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.5. Теплові методи збільшення нафтовіддачі пластів
- •8.6. Створення потокоскеровуючих бар'єрів закачуванням дисперсних систем для підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.7. Зміна термогідродинамічних процесів у багатопластових родовищах для підвищення нафтовіддачі
- •8.8 Визначення нафтовіддачі
- •8.9. Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •8.10. Ефективність застосування методів підвищення нафтовіддачі пластів
- •8.11. Особливості вилучення нафти з покладів у крутих і підгорнутих крилах складок
- •8.13. Газовіддача газових родовищ при водонапірному режимі
- •8.14 Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ
- •8.15. Вуглеводневіддача газоконденсатних родовищ з нафтовими облямівками і залишковою нафтою
- •9.1. Статика рідин і газів
- •9.2. Рух однорідних рідин
- •9.3. Рух багатофазних сумішей у вертикальних трубах
- •9.4. Розрахунок розподілу тиску потоку газорідинної суміші у свердловині
- •9.5. Витікання рідин і газів через штуцер
- •Список літератури
- •Глава 10 Фонтанна експлуатація нафтових свердловин і їх об ладнання
- •10.1. Обладнання фонтанних свердловин
- •10.2. Умови фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •10.3. Мінімальний вибійний тиск фонтанування свердловини
- •10.4. Розрахунок фонтанної експлуатації за методикою Крилова та із використанням кривих розподілу тиску вздовж ліфта
- •Список літератури
- •Глава 1 1 Газліфтна експлуатація нафтових свердловин
- •11.1. Системи, конструкції та обладнання газліфтних свердловин
- •11.2. Розрахунок газліфтної експлуатації при заданому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.3. Розрахунок газліфтної експлуатації при необмеженому відборі рідини за методикою Крилова
- •11.4. Пуск газліфтних свердловин. Пускові клапани
- •11.5. Графоаналітичний розрахунок газліфтної експлуатації свердловин
- •11.6. Аналітичний розрахунок параметрів пускових газліфтних клапанів
- •Глава 12 Експлуатація свердловин штанговими насосними установками
- •12.1. Штангова свердловинне—насосна установка
- •12.2. Гідравліко-технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин штанговими насосами
- •12.3. Механіко-технологічні розрахунки штангової насосної установки
- •12.4. Проектування експлуатації свердловин штанговими насосними установками
- •Глава 13 Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових електронасосів
- •13.1. Установки електровідцентрових насосів
- •13.2. Пдротермодинамічні і технологічні розрахунки параметрів при експлуатації свердловин зануреними відцентровими насосами
- •13.3. Коректування паспортної характеристики евн
- •13.4. Підбір установки зануреного відцентрового насоса
- •Глава 14 Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •14.1. Гідродинамічні методи дослідження свердловин
- •14.2. Дослідження свердловини на усталених режимах фільтрації
- •14.3. Дослідження свердловини на неусталених режимах фільтрації та методи обробки кривих відновлення тиску
- •Глава 15 Поточний (підземний) і капітальний , ремонти свердловин
- •15.1. Склад ремонтних робіт у свердловинах
- •15.2. Глушіння свердловин, вимоги до технологічних рідин
- •15.3. Технологія проведеня поточного ремонту свердловин
- •15.4. Підготовка свердловини до капітального ремонту
- •15.5. Відновлення прохідності стовбура свердловини
- •15.6. Ремонтне—виправні і тампонажні роботи
- •15.7. Ізоляція припливу пластових вод у свердловини
- •15.8. Перехід на інші горизонти
- •15.9. Випробування експлуатаційної колони на герметичність
- •15.10. Застосування електронно-обчислювальної техніки при поточному і капітальному ремонтах свердловин Перед проведенням прс і крс виконують велику кількість інженерно-економічних розрахунків.
- •Глава 16 Виклик та інтенсифікація припливу пластових флюїдів до вибою свердловини
- •16.1. Вибір свердловини для обробки привибійної зони
- •16.2. Кислотна обробка
- •16.3. Гідравлічний розрив пласта
- •16.4. Застосування струменевих апаратів у освоєнні свердловин
- •16.5. Технологія комплексного освоєння і дослідження свердловин із застосуванням пгдп-1
- •16.6. Використання в'язких систем для інтенсифікації припливу нафти й газу
- •16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Глава 17 Газові свердловини
- •17.1. Конструкція та обладнання газових свердловин
- •17.2. Обладнання свердловин при одночасній роздільній експлуатації газових пластів
- •Список літератури
- •Глава 18 Особливості фільтрації газу в пласті та руху в свердловині
- •18.1. Приплив газу до вибою свердловин за законом Дарсі
- •18.2. Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті
- •18.4. Визначення тиску в газовій свердловині
- •18.5. Температурний режим газових свердловин
- •Список літератури
- •Глава 19 Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •19.1. Мета, задачі та методи дослідження свердловин
- •19.2. Дослідження газових свердловин при стаціонарних режимах фільтрації
- •19.3. Особливості дослідження свердловин, пробурених на пласти з низькою продуктивною характеристикою
- •19.5. Дослідження родовищ на газоконденсатність
- •Глава 20 Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •20.1. Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •20.2. Експлуатація газових свердловин в умовах обводнения
- •20.3. Особливості експлуатації газоконденсатних свердловин в умовах ретроградної конденсації вуглеводневої суміш}
- •20.4. Гідроутворення при експлуатації газових свердловин
- •20.5. Корозія газрпромислового обладнання. Захист свердловинного і наземного обладнання від корозії
- •20.6. Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Глава 21 Збір і підготовка нафти та газу на нафтових промислах
- •21.1. Сучасні уніфіковані технологічні системи збору продукції нафтових свердловин
- •21.2. Замір та облік видобутку нафти і нафтового газу
- •Глава 22 Промислові трубопроводи
- •22.1. Гідравлічний розрахунок промислових трубопроводів
- •22.2. Розрахунок промислових трубопроводів на міцність і стійкість
- •22.3. Вимоги до промислових трубопроводів
- •Глава 23 Промислова підготовка нафти, газу та нафтопромислових стічних вод
- •23.1. Відокремлення газу від нафти
- •23.2. Промислова підготовка нафти
- •23.3. Підготовка нафтопромислових стічних вод
- •Глава 24 Транспорт газу
- •24.1. Лінійна частина газопроводу
- •24.2. Компресорні станції
- •Глава 25 Підземне зберігання газу в пористих пластах
- •25.1. Основні елементи, які характеризують підземні сховища, та вимоги до них
- •25.2. Режим роботи газових покладів при експлуатації псг
- •Список літератури
- •Глава 26 Збір і підготовка природного газу на промислах
- •26.1. Промисловий збір газу і конденсату
- •26.2. Температурний режим роботи трубопроводів
- •26.3. Промислова обробка газу і конденсату
- •Список літератури
- •Глава 27 Економіка нафтової і газової промисловості
- •27.1. Ефективність виробництва на підприємствах нафтової і газової промисловості
- •27.2. Оцінка ефективності впровадження систем інформаційного забезпечення управління (ізу) виробничими процесами спорудження свердловин
- •Список літератури
- •Глава 1. Фізико - хімічна характеристика та геологічні умови
- •Глава 2. Пошуки та розвідка нафти і газу..........................................................З0
- •Глава 3. Геофізичні методи дослідження свердлоиин......................................62
- •Глава 4. Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх бурін.....84
- •Глава 5. Режими буріння......................................................................................160
- •Глава 6, Розробка нафтових родовищ..................................................................173
- •Глава7. Розробка газових і газоконденсатних родовищ (р.М.Кондрат).......................218
- •Глава 8. Нафтогазоконденсатовіддача пластів
- •Глава9. Теоретичні основи експлуатації нафтових свердловин (b.C. Бойко)..................307
- •Глава 11. Газліфтна експлуатація нафтових свердловин (b.C. Бойко).......................336
- •Глава 13. Експлуатація свердловин установками занурених відцентрових
- •Глава 14. Гідродинамічні дослідження нафтових свердловин і пластів
- •Глава 15. Поточний (підземний) і капітальний ремонти свердловин...............................416
- •Глава 17. Газові свердловини (р.М.Кондрат)...................................................................456
- •Глава 19. Газогідродинамічні дослідження газових і газоконденсатних свердловин
- •Глава20. Ускладнення при експлуатації газових свердловин (p.M. Кондрат).........487
- •Глава 27. Економіка нафтової і газової промисловості (о.І. Лесюк, м.О. Данилкж,
Глава 4 Проектування конструкцій свердловин та інструмент для їх буріння
4.1. Бурові долота
Бурові долота класифікуються за двома основними ознаками: призначенням і характером дії на породу. За призначенням бурові долота діляться на долота для суцільного буріння і для колонкового буріння. Долота можуть бути лопатеві (рис. 4.1., табл.4.1), шарошкові (табл. 4.1. - 4.3), алмазні (табл. 4.4, 4.5) і фрезерні. За характером дії на породу розрізняють дробильні бурові долота - шарошкові долота та бурильні головки без зміщення
Рис.4.1. Схеми бурових лопатевих доліт:
а — пікоподібного; б. в — дво- і трилопатевих; г, д — три— шестилопатевихст ираючо—ріжучих
вісей цапф типів СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК (табл. 4.6. - 4.8. ); дробильно-сколюючі - шарошкові долота та бурильні головки зі зміщеними вісями цапф типів М, МЗ, МС, МСЗ, С, СЗ; різально-стираючі - алмазні і фрезерні долота та бурильні головки; різально-сколюючі -лопатеві долота і бурильні головки. Нижче наведені типи шарошкових доліт для різних опор:
Тип опори |
Діаметр, мм |
Тип долота |
Тип опори |
Діаметр, мм |
Тип долота |
(Н) |
139,7; |
СЗ |
ГАУ |
139.7; 161,0; |
СЗ |
|
161,0; |
|
|
269,9 |
|
|
190,5; |
|
|
190,5 |
мз.сз.тз |
|
215,9; 244,5 |
|
|
|
|
(ЦВ) |
59,0 |
(К) |
ГАУ |
215,9 |
мз.сз |
|
76,0 |
СТ, (К) |
|
295,3 |
м,сз |
|
93,0 |
С.(К) |
|
|
|
|
112,0 118,0 |
(М),С С,Т |
|
|
|
84
Тип опори |
Діаметр, мм |
Тип долота |
Тип опори |
Діаметр, мм |
Тип долота |
ЦВ |
112,0 |
Т,К |
ГАУ |
139.7:161,0; |
СЗ |
|
139,0 |
С, М, Т, К |
|
269,9; 190,5; |
М3, С3, Т3 |
|
140,0 |
С, Т |
|
215,9:295,3 |
МЗ,СР,М |
|
145,0 |
Т, К |
|
|
|
|
151,0 |
С, Т, К |
гв |
190,5 |
м, с,сз |
|
161,0 |
С, Т |
|
215,9 |
м.мз.мс.с, |
|
190,5 |
с,ст, т, тз |
|
|
сз.т.ткз |
|
|
ТКЗ, К |
|
|
|
цв |
215,9 |
С, Т, ТКЗ |
гв |
244,5 |
с |
|
269,9 |
СТ, Т. ТЗ |
|
269,5 |
М, МЗ, С, СЗ |
|
295,3 |
м, с,ст,т,тз |
|
295,3 |
М, МС,С, СЗ |
|
|
|
|
320.0 |
м,с |
цв |
349,2 |
м, с |
гв, пгв |
145,0:161,0 |
Т, К, ОК |
|
393,7 |
м,с,т |
|
215,9 |
М, МЗ, Т, ТЗ |
|
445,0; 490,0 |
с |
|
|
к.ок |
|
|
|
|
244,5 |
т.тз, к.ок |
|
|
|
|
269.9 |
т.тз.ок |
|
|
|
|
320,0 |
Т.ТЗ, К, ОК |
ГНУ |
190.5 |
с,сз,тз,ткз |
гн |
190,5 |
мз.с.сздкз |
|
215,9 |
мз,с, сз,тз,к |
|
215,9 |
М, МЗ, МС, |
|
269,9 |
мз.с.сз |
|
|
МСЗ, С, СЗ, |
|
|
тз.ткз |
|
|
тз.ткз |
|
295,3 |
м.с.сз.тз |
|
244,5:265,3 |
М, С, СЗ |
|
|
|
|
269,9 |
с,сз,ст,тз |
Таблиця 4.1
Тип долота |
Висота, мм |
Різьба А |
Допустиме на-вантаження, кН |
Допустимий момент, Н • м |
Маса, кг |
Пікоподібні долота (рис. 4.1, а) |
|||||
П-98,4 |
240 |
3-66 |
10 |
220 |
4,5 |
П-108,0 |
240 |
3-66 |
10 |
220 |
4,8 |
П-112,0 |
240 |
3-66 |
20 |
380 |
5,0 |
П-120,6 |
270 |
3-76 |
20 |
460 |
6,5 |
П-132,0 |
290 |
3-88 |
25 |
540 |
8,0 |
П-139,7 |
310 |
3-88 |
25 |
540 |
9,5 |
П-142,9 |
310 |
3-88 |
30 |
720 |
10,0 |
П- 146,0 |
310 |
3-88 |
35 |
800 |
10,5 |
П-149,2 |
315 |
3-88 |
35 |
900 |
10,5 |
П-151,0 |
315 |
3-88 |
35 |
900 |
10,5 |
П-158,7 |
330 |
3-88 |
35 |
1020 |
11,0 |
П- 165,1 |
330 |
3-88 |
40 |
1020 |
11,0 |
П-171,4 |
330 |
3-88 |
50 |
1020 |
14,5 |
П-187,3 |
350 |
3-88 |
50 |
1020 |
14,5 |
П- 190,5 |
360 |
3-117 |
50 |
1550 |
20,5 |
П-196,9 |
360 |
3-117 |
50 |
1550 |
21,0 |
П-200,0 |
360 |
3-117 |
50 |
1550 |
22,0 |
П-212,7 |
430 |
3-117 |
50 |
2040 |
28,5 |
П-215,9 |
430 |
3-117 |
60 |
2040 |
29,0 |
П-222,3 |
430 |
3-117 |
60 |
2040 |
30,5 |
П-228,6 |
430 |
3-117 |
60 |
2040 |
30,5 |
85
Продовження табл. 4.1
Тип долота |
Висота, мм |
Різьба А |
Допустиме навантаження, кН |
Допустимий момент, Н • м |
Маса, кг |
П-244,5 |
530 |
3-152 |
70 |
2700 |
41,0 |
П-250,8 |
530 |
3-152 |
70 |
2700 |
42,0 |
П-269,9 |
540 |
3-152 |
80 |
3200 |
45,0 |
П-295,3 |
570 |
3-152 |
100 |
4600 |
50,0 |
П-311,1 |
590 |
3-152 |
100 |
4600 |
52,0 |
П-320,0 |
590 |
3-152 |
110 |
5400 |
54,0 |
П-349,2 |
600 |
3-152 |
120 |
6400 |
59,0 |
П-374,6 |
650 |
3-177 |
130 |
7400 |
82,0 |
П-380,0 |
650 |
3-177 |
130 |
9300 |
83,0 |
П-393,7 |
670 |
3-177 |
130 |
9300 |
88,0 |
П-444,5 |
720 |
3-177 |
170 |
11900 |
97,0 |
Дволопатеві долота (рис. 4. 1 , б) |
|||||
2Л-76,0 |
170 |
3-42 |
15 |
185 |
2,3 |
2Л-93,0 |
170 |
3-66 |
20 |
200 |
3,7 |
Л-93,0 |
170 |
3-50 |
- |
- |
- |
2Л-98.4 |
210 |
3-66 |
20 |
320 |
4,0 |
Л-98,4 |
180 |
3-50 |
- |
- |
- |
2Л-108,0 |
210 |
3-66 |
20 |
220 |
4,3 |
2Л-112Д) |
210 |
3-66 |
30 |
380 |
4,5 |
Л- 11 2,0 |
200 |
3-50 |
- |
- |
- |
2Л120,6 |
245 |
3-76 |
35 |
450 |
5,0 |
Л-120,6 |
220 |
3-50 |
- |
- |
- |
2Л-132Д) |
270 |
3-88 |
40 |
540 |
7,0 |
Л-132,0 |
230 |
3-63,5 |
- |
- |
- |
2Л-139.7 |
270 |
3-88 |
45 |
720 |
7,5 |
Л-139,7 |
240 |
3-63,5 |
- |
- |
- |
2Л-142.9 |
270 |
3-88 |
45 |
720 |
7,8 |
2Л-146.0 |
270 |
3-88 |
45 |
720 |
8,0 |
2Л-149.2 |
270 |
3-88 |
45 |
720 |
8,5 |
2Л-151.0 |
270 |
3-88 |
50 |
880 |
8,8 |
Л-151,0 |
270 |
3-63,5 |
- |
- |
- |
2Л-158,7 |
270 |
3-88 |
4 55 |
1020 |
9,0 |
2Л- 165,1 |
270 |
3-88 |
55 |
1020 |
9,5 |
Трилопатеві долота (рис. 4.1, б) |
|||||
ЗЛ-120,6 |
240 |
3-76 |
50 |
650 |
8,0 |
ЗЛ-132,0 |
260 |
3-88 |
55 |
800 |
9,5 |
ЗЛ-139,7 |
260 |
3-88 |
70 |
820 |
10,6 |
ЗЛ-142,9 |
260 |
3-88 |
70 |
1090 |
10,8 |
ЗЛ- 146,0 |
260 |
3-88 |
75 |
1210 |
11,0 |
ЗЛ-149,2 |
260 |
3-88 |
80 |
1340 |
11,2 |
ЗЛ- 151,0 |
260 |
3-88 |
80 |
1340 |
11,5 |
86
Продовження табл. 4.1
Тип долота |
Висота, мм |
Різьба А |
Допустиме навантаження, кН |
Допустимий момент, Н • м |
Маса, кг |
ЗЛ-158,7 |
260 |
3-88 |
80 |
1340 |
12,0 |
ЗЛ- 165,1 |
260 |
3-88 |
85 |
1520 |
13,0 |
ЗЛ-171,4 |
260 |
3-88 |
85 |
1520 |
14,0 |
ЗЛ-187,3 |
320 |
3-88 |
130 |
2320 |
14,5 |
ЗЛ- 190,5 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
23,0 |
ЗЛ- 196,9 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
23,5 |
ЗЛ-200,0 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
24,0 |
ЗЛ-212,7 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
25,5 |
ЗЛ-215,9 |
320 |
3-117 |
150 |
3070 |
25,5 |
ЗЛ-222,3 |
320 |
3-117 |
150 |
3070 |
26,0 |
ЗЛ-228,6 |
356 |
3-117 |
150 |
3070 |
27,0 |
ЗЛ-244,5 |
356 |
3-152 |
180 |
4050 |
36,5 |
ЗЛ-250,8 |
356 |
3-152 |
180 |
4050 |
37,0 |
ЗЛ-269,9 |
356 |
3-152 |
200 |
4800 |
40,0 |
ЗЛ-295,3 |
430 |
3-152 |
240 |
6900 |
43,0 |
ЗЛ-311,1 |
430 |
3-152 |
240 |
6900 |
45,5 |
ЗЛ-320,0 |
430 |
3-152 |
240 |
8150 |
46,5 |
ЗЛ-349,2 |
430 |
3-152 |
270 |
9600 |
51,0 |
ЗЛ-374,6 |
455 |
3-177 |
270 |
11000 |
70,0 |
ЗЛ-381,0 |
455 |
3-177 |
320 |
14000 |
71,0 |
ЗЛ-393,7 |
455 |
3-177 |
320 |
14000 |
74,0 |
ЗЛ-444,5 |
455 |
3-177 |
360 |
17800 |
83,0 |
ЗЛ-469,9 |
455 |
3-177 |
360 |
17800 |
95,0 |
Трилопатеві стираючо-ріжучі долота (рис. 4.1, г) |
|||||
ЗИР-190,5 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
23,0 |
ЗИР-196,9 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
23,5 |
ЗИР-200,0 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
24,0 |
ЗИР-212,7 |
320 |
3-117 |
130 |
2320 |
25,5 |
ЗИР-215,9 |
320 |
3-117 |
150 |
3070 |
26,0 |
ЗИР-222,3 |
320 |
3-117 |
150 |
3070 |
26,0 |
ЗИР-228,6 |
356 |
3-117 |
150 |
3070 |
27,0 |
ЗИР-244,5 |
356 |
3-152 |
180 |
4050 |
36,5 |
ЗИР-250,8 |
356 |
3-152 |
180 |
4050 |
37,0 |
ЗИР-269,9 |
356 |
3-152 |
200 |
4800 |
40,0 |
Шестилопатеві стираючо-ріжучі долота |
(рис. 4.1,6) |
|
|||
6ИР-76.0 |
142 |
3-42 |
ЗО |
1180 |
2,0 |
6ИР-93,0 |
180 |
3-66 |
45 |
1180 |
2,5 |
6ИР-98,4 |
180 |
3-66 |
45 |
1180 |
3,0 |
бИР-108,0 |
200 |
3-66 |
60 |
1180 |
3,5 |
бИР-112,0 |
200 |
3-66 |
60 |
1180 |
4,0 |
6ИР-120.6 |
220 |
3-76 |
60 |
1180 |
6,0 |
87
Продовження табл. 4.1
Тип долота |
Висота, мм |
Різьба А |
Допустиме навантаження, кН |
Допустимий момент. Н • м |
Маса, кг |
|
6ИР- 132,0 |
250 |
3-88 |
80 |
1180 |
8,0 |
|
6ИР-139,7 |
260 |
3-88 |
90 |
1340 |
8,5 |
|
6ИР- 142-9 |
260 |
3-88 |
100 |
1550 |
9,0 |
|
6ИР- 146,0 |
260 |
3-88 |
100 |
1550 |
9,5 |
|
6ИР-149,2 |
270 |
3-88 |
120 |
1550 |
10,0 |
|
6ИР-151,0 |
270 |
3-88 |
120 |
1550 |
12,5 |
|
6ИР-158,7 |
275 |
3-88 |
120 |
1550 |
13,0 |
|
6ИР- 165,1 |
275 |
3-88 |
130 |
1550 |
14,0 |
|
6ИР-171,4 |
310 |
3-88 |
130 |
1550 |
14,5 |
|
бИР-187,3 |
310 |
3-88 |
130 |
1550 |
16,0 |
|
6ИР-190,5 |
300 |
3-117 |
180 |
3800 |
19,0 |
|
6ИР-196,9 |
300 |
3-117 |
180 |
3800 |
19,5 |
|
6ИР-200,0 |
300 |
3-117 . |
180 |
3800 |
20,0 |
|
бИР-212,7 |
330 |
3-117 |
180 |
3800 |
21,0 |
|
6ИР-215,9 |
330 |
3-117 |
220 |
4700 |
21,5 |
|
бИР-222,3 |
330 |
3-117 |
220 |
4700 |
22,0 |
|
6ИР-228,6 |
345 |
3-117 |
220 |
4700 |
23,0 |
|
бИР-244,5 |
365 |
3-152 |
280 |
5650 |
37,0 |
|
6ИР-250,8 |
365 |
3-152 |
280 |
5650 |
37,0 |
|
бИР-269,9 |
390 |
3-152 |
280 |
5650 |
40,0 |
|
Одношарошкові долота |
||||||
СЗ-Н- 165,1 |
350 |
3-88 |
150 |
_ |
18,0 |
|
СЗ-Н- 190,5 |
350 |
3-117 |
200 |
- |
38,3 |
|
СЗ-Н-215,9 |
350 |
3-117 |
250 |
- |
51,0 |
|
Три шарошкові долота |
|
|||||
С-165,1;СЗ-165,1; |
310 |
3-88 |
150 |
|
15,0 |
|
Т-165,1;К-165,1 |
|
|
|
|
|
|
МГ- 1 90,5; МЗГ- 190,5; |
330 |
3-121 |
200 |
- |
28,0 |
|
С-190,5;СГ-190,5; |
|
|
|
|
|
|
СЗГ-1 90,5; СТ-1 90,5; |
|
|
|
|
|
|
Т-190,5;ТЗ-190,5; |
|
|
|
|
|
|
ТКЗ-1 90,5; К-1 90,5; |
|
|
|
|
|
|
ОКП- 190,5 |
|
|
|
|
|
|
МГ-215,9;МЗГ-215,9; |
350 |
3-121 |
250 |
. |
40,0 |
|
МСГ-215,9;СГ-215,9; |
|
|
|
|
|
|
СЗГ-215,9; СТ-215,9; |
|
|
|
|
|
|
Т-215,9;ТГ-215,9; |
|
|
|
|
|
|
ТК-215,9; ТКЗ-215,9; |
|
|
|
|
|
|
К-215,9; ОКП-215,9 |
|
|
|
|
|
|
С-244,5; Т- 244,5; |
390 |
3-152 |
320 |
_ |
58,0 |
|
ТЗ-244,5; ТК-244,5; |
|
|
|
|
|
|
88
Продовження табл 4.1
Тип долота |
Висота, мм |
Різьба А |
Допустиме навантаження, кН |
Допустимий момент, Н • м |
Маса, кг |
ОКП-244,5 |
|
|
|
|
|
МН-269,9; |
410 |
3-152 |
350 |
- |
65,0 |
МЗГ-269,9; С-269,9; |
|
|
|
|
|
СГ-269,9; СЗГ-269,9; |
|
|
|
|
|
СТ-269,9; Т-269,9; |
|
|
|
|
|
ТЗ-269,9; ТКЗ-269,9; |
|
|
|
|
|
К-269,9 |
|
|
|
|
|
М-295,3; МГ-295,3; |
420 |
3-152 |
400 |
- |
76,0 |
С-295,3; СГ-295,3; |
|
|
|
|
|
СЗГ-295,3; СТ-295,3; |
|
|
|
|
|
Т-295,3; ТЗ-295,3; |
|
|
|
|
|
ТК-295,3; К-295,3 |
|
|
|
|
|
МГ-320,0; СГ-320,0; |
440 |
3_152 |
450 |
- |
92,0 |
К-320,0; ОКП-320,0 |
|
|
|
|
|
М-349,2; С-349,2; |
450 |
3-152 |
450 |
- |
115,0 |
Т-349,2 |
|
|
|
|
|
М-393,7; МГ-393,7; |
530 |
3-177 |
470 |
- |
148,0 |
С-393,7; Т-393,7 |
|
|
|
|
|
М-444,5; С-444,5 |
600 |
3-177 |
500 |
- |
248,0 |
М-490,0; С-490,0 |
630 |
3-201 |
500 |
- |
320,0 |
Таблиця 4.2
Порода |
Опора |
Типи шарошкових доліт фірми |
|||
|
|
"Х'юз Тул" |
"РІД Тул" |
"СмгтТул" |
"Сек'юрт" |
Шарошкові долота |
|||||
М'яка |
ГАУ |
J1,J2,J3, JD3 |
FP12, FP13 |
FDS, FDT, FDG |
S33SF, S33F, S44SF |
|
ГНУ |
ХЗ, ХЗА, |
S11,S12,S13 |
SDS, SDT, SDG, |
S33S, S33, S44, |
|
|
X1G, XDG |
|
SDGH |
S44TG |
|
ГВ,ЦВ |
OSC-3AJ, OSC-3J, OSC-1GJ |
Vll, V12,V13, VI ЗТ |
DS, DT, DTT, DG, DGT |
S3S, S3, S4 |
Середньої |
ГАУ |
J4, JD4 |
F21 |
|
M44NF, M44LF |
твердості |
|
|
|
|
|
|
ГНУ |
XV, XDV |
S21.S23G |
SVH, ST2, S72H |
M44N, M44L |
|
ГВ,ЦВ |
OWV-4, |
V21, V22 |
VI, V2.T2 |
M4N, M4L |
|
|
OW4-J, WO |
|
|
|
Тверда |
ГАУ |
J7,J8,JD8 |
F316, F34 |
- |
HM77F, Н77СР |
|
ГНУ |
- |
316 |
SL4, SL4H |
Н77, H77S |
|
ГВ,ЦВ |
W7C, W7-J, |
V31 |
L4 |
Н7, Н7Т, H7SG |
|
|
W7P-2J |
|
|
|
89
Продовження табл. 4.2
Порода |
Опора |
Типи шарошкових доліт фірми |
|||
|
|
"Х'юз Тул" |
"Рід Тул" |
"СмітТул" |
"Сек'юргті" |
|
|
|
Штирьові долота |
||
М'яка |
ГАУ |
J11,J22,J33 |
FP51,FP52, FP53 |
A1,F2,F3 |
S84f, S86F, S88F |
|
ГНУ |
ХЗЗ |
S53 |
2JS, 3JS |
S84, S86, S88 |
|
ГВ,ЦВ |
- |
- |
- |
- |
Середньої твердості |
ГАУ |
J44, J55P, J55 |
FP62, FP62X, FP62B, FP63, |
F4, F45, F47, F5, F57 |
M84F, M88F, M89F, M89FF |
|
|
|
FP64 |
|
|
|
ГНУ |
Х44 |
S62, S63, S64 |
4JS, 5JS |
М84, М88 |
|
гв,цв |
- |
• |
- |
- |
Тверда |
ГАУ |
J77, J99 |
FP72, Fp73, FP74, FP83 |
F6, F7, F9 |
H84F, H88F, H99F, H100F |
|
ГНУ |
- |
S72, S73, S74 |
6JS, 7JS, 9JS |
Н88 |
|
гв.цв |
- |
- |
- |
- |
Таблиця 4.3
Діаметр тришарошко-вого долота фірми "Дрессер", мм |
Типи доліт з опорою |
|||
ГАУ |
ГНУ |
гн |
гв |
|
190,5 |
МСЗ, СЗ, К |
мз, мсз, сз, т, |
м, ст |
м |
|
|
тз, к, ок |
|
|
215,9 |
мз, мсз, сз, к |
мз, мсз, сз, тз, к, ок |
ст, тз |
ст |
244,5 |
- |
мсз,сз |
м, ст |
- |
269,9 |
мсз, сз |
мсз, сз,к |
- |
- |
295,3 |
- |
мсз, сз |
- |
- |
Таблиця 4.4
Тип алмазного долота
|
Модель
|
Діаметр |
Ви-сота |
Приєднувальна різьба (ніпельна)
|
Тип алмазного долота
|
Модель
|
Діаметр |
Висота |
Приєднувальна різьба (ніпельна)
|
ММ |
мм |
||||||||
ДР |
СТ1 |
138,1 |
250 |
3-88 |
ДК.ДКС |
С6 |
138,1 |
250 |
3-88 |
|
|
157,1 |
270 |
3-88 |
|
|
157,1 |
270 |
3-88 |
|
|
188,9 |
320 |
3-117 |
|
|
188,9 |
320 |
3-117 |
|
|
214,3 |
335 |
3-117 |
|
|
214,3 |
335 |
3-117 |
ДК,ДКС |
М6 |
189,9 |
320 |
3-117 |
Д1 |
М2.С2 |
214,3 |
335 |
3-117 |
|
|
214,3 |
335 |
3-117 |
Д1 |
С6 |
188,9 |
320 |
3-117 |
|
|
242,1 |
330 |
3-152 |
|
|
214,3 |
335 |
3-117 |
90
Продовження табл. 4.4
Тип алмазного долота
|
Модель
|
Діаметр |
Висота |
Приєднувальна різьба (ніпельна)
|
Тип алмазного долота
|
Модель
|
Діа-метр |
Висота |
Приєднувальна різьба (ніпельна) |
|
мм |
мм |
|||||||||
|
|
267,5 |
385 |
3-152 |
|
|
267,5 |
385 |
3-152 |
|
|
|
292,9 |
385 |
3-152 |
ДУ, ДУС, |
С2, СЗ |
188,9 |
320 |
3-117 |
|
|
|
|
|
|
дл, длс, длн |
|
214,3 |
335 |
3-117 |
|
Таблиця 4.5
Долото, армоване синтетичними полікристалічни алмазами |
Висота
|
Діаметр корпуса |
Кількість різців
|
Різьба
|
Тип породи
|
ми |
|||||
ДАП-214,ЗМЗ |
480 |
171 |
25 |
3-117 |
м |
ДАП-214.3МС4 |
495 |
171 |
зо |
3-117 |
м, мс |
ДАП-214,ЗМ2 |
495 |
171 |
46 |
3-117 |
м, мс |
ДАП-214,ЗМ4 |
500 |
171 |
зо |
3-117 |
м |
ДАП-214,ЗМ1 |
580 |
200 |
96 |
3-152 |
м, мс |
Таблиия 4.6
Шарошкові бурильні головки (ГОСТ 21210-75) |
Діаметр, мм |
Висота долота, |
Приєднувальна різьба |
Шарошкові бурільні головки (ГОСТ 212 10-7) |
Діаметр, мм |
Висота долота, мм |
Приєднувальна різьба |
||
долота |
керна |
долота |
керна |
||||||
|
|
|
мм |
|
|
|
|
|
|
м.мсз, с, сз, |
|
|
|
|
м.мсз, сз, |
|
|
|
|
ткз |
139,7 |
52 |
260 |
3-110 |
ст, ткз |
212,7 |
80 |
320 |
3-150 |
м, с, сз, ткз |
149,2 |
52 |
260 |
3-110 |
мсз, сз, ткз |
269,9 |
100 |
380 |
3-189 |
м, мсз, с, сз, |
|
|
|
|
м, мсз, сз |
295,3 |
100 |
400 |
3-189 |
ткз.ст |
183,7 |
80 |
300 |
3-150 |
ст, ткз |
212,7 |
60 |
320 |
3-161 |
ст |
295,3 |
60 |
400 |
3-171 |
ст |
269,9 |
60 |
380 |
3-171 |
Таблиця 4.7
Алмазна бурильна головка |
Модель |
Діаметр, мм |
Приєднувальна різьба (муфтова) |
Алмазна бурильна головка |
Модель |
Діаметр, мм |
Приєднувальна різьба (муфтова) |
||
|
|
долота |
керна |
|
|
|
долота |
керна |
|
КР |
С2 |
188,9 214,3 |
80 80 |
3-150 3-150 |
|
МЗ |
138,1 188,9 214,3 |
52 80 80 |
3-110 3-150 3-150 |
|
СТ2 |
157,1 |
67 |
3-133 |
кт |
С2 |
188,9 |
40 |
3-150 |
|
|
188,9 |
40 |
3-150 |
|
|
214,3 |
60 |
3-150 |
|
|
188,9 |
80 |
3-150 |
|
|
242,1 |
80 |
3-189 |
|
|
214,3 |
80 |
3-150 |
|
|
267,5 |
80 |
3-189 |
91
Продовження табл. 4.7
Алмазна бурильна головка
|
Модель
|
Діаметр, мм |
Приєднувальна різьба (муфтова)
|
Алмазна бурильна головка
|
Модель
|
Діаметр, мм |
Приєднувальна різьба (муфтова)
|
||
долота |
керна |
долота |
керна |
||||||
КТ |
М2 |
188,9 |
40 |
3-150 |
КТ |
сз |
138,1 |
62 |
3-110 |
|
|
214,3 |
60 |
3-150 |
|
|
188,9 |
80 |
3-150 |
|
|
242,1 |
80 |
3-189 |
|
|
214,3 |
80 |
3-150 |
|
|
267,1 |
80 |
3-189 |
КІ |
сз |
188,9 |
80 |
3-150 |
|
|
267,5 |
100 |
3-189 |
|
|
214,3 |
80 |
3-150 |
Таблиця 4.8
Роторний керно- приимальнии пристрій |
Діаметр, мм |
Допусти- ме навантаження, кН |
Маса, кг |
Роторний керно- приимальнии пристрій |
Діаметр, мм |
Допусти- ме навантаження, кН |
Маса, кг
|
||
бурил ь- головки |
керна
|
буриль- головки |
керна
|
||||||
СКУ |
295,3 |
100 |
160 |
3700 |
УКР 164/80 |
212,7; |
|
|
|
203/100 |
|
|
|
|
|
190,5 |
80 |
120 |
775 |
СКУ 172/100 |
212,7 |
80; 100 |
120 |
1630 |
СКУ 138/67 |
158,7 |
67 |
80 |
1470 |
КД11-М |
212,7; |
|
|
|
СКУ 122/52 |
132,0; |
52 |
50 |
1330 |
"Недра" |
190,5 |
80 |
120 |
1555 |
|
139,7 |
|
|
|
Необхідність використання різних конструкцій і типів доліт зумовлена фізико-ме-ханічними властивостями порід, глибиною їх залягання і способами буріння (табл. 4.9, 4.10). Для буріння порід середньої твердості з низькою абразивністю застосовуються бурові долота різально-сколюючого типу, армовані сплавом "Славутич". Вони випускаються висотою від 106,4 до 446 мм трьох моделей і двох типів.
Таблиця 4.9
Група породи |
Категорія буримості |
Твердість породи, МПа |
Абразивність породи, мг |
Типи шарошкових доліт |
М'яка |
II |
100-150 |
До 2 |
м |
Середньої твердості |
НІ IV |
250-500 500-1000 |
2-5 3-Ю |
м, мс мсз, с |
Тверда |
V VI |
1000-1500 1500-2000 |
10-18 15-25 |
ст, т, мсз сз,тз,т |
Міцна |
VII VIII IX X |
2000-3000 3000-4000 4000-5000 5000-6000 |
20-35 30-40 40-50 Більше 60 |
тз, ткз ткз К, ТКЗ К, ОК |
Дуже міцна |
XI |
6000-7000 |
'' |
ок |
|
XII |
Більше 7000 |
'' |
- |
92
Таблиця 4.10
Тип опори |
Спосіб буріння |
Діаметри долгт, мм |
Типи долгг |
К-Кз-К |
Турбінний |
190,5; 215,9; 244,5; 269,9; 295,3 |
м, мз, мс, мсз, с, сз |
К-Кз-Р |
" |
190,5; 215,9 |
ст, т, тз, тк, ткз |
р-кз-р |
" |
215,9; 244,5; 269,9; 295,3; 320-490 |
СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК |
Р-Кз-К™ |
Роторний |
161-295,3 |
Всі |
Примітка: К, Кз, Ков, Р - підшипники кульковий, кульковий замковий, кочення з опорною п'ятою і роликовий.
Останнім часом щораз ширше застосовуються полікристалічні алмазні долота. Це долота ріжучого типу з різцями з алмазно-твердосплавними пластинами. Різці можуть кріпитись як безпосередньо в корпусі долота, так і на його лопастях. Оскільки ці долота мають безопорну конструкцію, їх можна довільно розміщувати і змінювати конфігурацію робочої поверхні.
Швидкість буріння полікристалічними алмазними долотами в 2 - 5 разів перевищує швидкість буріння шарошковими долотами. Одне таке долото заміняє 16-20 шарошкових доліт. При всіх режимах буріння, за винятком дуже низьких осьових навантажень, полікристалічні долота за швидкістю проходки перевищують алмазні долота при високих частотах обертання в 2,5 - 3 рази, а при низьких - в 5 разів. Область застосування полікристалічних доліт охоплює діапазон частот обертання, що відповідає всім існуючим способам буріння.
Марки доліт включають їх розміри, тип ріжучої поверхні: І - імпрегновані, Р - радіальні одношарові, Т - ступінчасті, К - ступінчасті з торовидними виступами, Л - лопатеві, С - армовані синтетичними алмазами; тип опори: В - негерметизована на підшипниках кочення при частоті обертання до 800 об/хв, У - герметизована, НУ - герметизована з одним підшипником ковзання при частоті обертання до 250 об/хв, АУ - герметизована на двох і більше підшипниках ковзання при частоті обертання до 200 об/хв; систему промивки: Ц -центральна, Г - гідромоніторна периферійна, ЦГ - комбінована (центральна і периферійна), П, ПГ - продувка повітрям. Наприклад, марка Ш-295, 3-СЗ-ГВ означає, що долото тришарошкове діаметром 295,3 мм, армоване зубками з твердого сплаву, має гідромоніторні насадки й опору кочення, що відповідає умовам турбінного буріння.
Спрацювання шарошкових доліт кодується такими позначеннями: В - спрацювання робочої поверхні (В1, В2, ВЗ, В4); П - спрацювання опори (ПІ, П2, ПЗ, П4); Д - зменшення діаметру долота; С - скол зуба; У - пошкодження вузла герметизації опори; Г - пошкодження гідромоніторної насадки; Р - заокруглення зубців шарошок; Ц - зачеплення зубців; К -заклинювання опори; АВ, АШ, АС - злом і залишення відповідно на вибою вершин шарошок, шарошки і секції.
