- •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,
4.5. Інструмент для спуску та підйому бурильних і обсадних колон
Талеві канати. Талеві канати розрізняються за конструкцією: ТК, ЛК, ТЛК - віповіддно точкове, лінійне і точково-лінійне дотикання дротинок між шарами; О, Р, РО - відповідно пасмо складається з дротинок однакового, різного та різного й однакового діаметрів у шарах; за призначенням: ВЛ - вантажолюдський; В - вантажний; за механічними властивостями дротинок: В - вищої марки, І - першої марки; за умовами роботи: ОЖ, Ж, С -відповідно особливо жорсткі, жорсткі та середньо агресивні; за напрямом звивки: О - одностороння, К - комбінована, без позначень - хрестова; за способом звивки: Н - не розкручується, Р - розкручується.
Для бурових установок застосовують канати правої хрестової звивки, яка не розкручується, з органічним сердечником (табл. 4.45).
Елеватори. Елеватори використовуються для захоплювання, спуску, підйому і підтримання на роторі або на підйомному гаку бурильних і обсадних труб. Застосовуються елеватори різних типів, які відрізняються розмірами залежно від діаметра бурильних або обсадних труб, вантажопідйомністю, конструктивним виконанням і матеріалом для їх виготовлення. Елеватори для бурильних труб випускаються корпусні звичайні та корпусні стулкові з замковим пристроєм, який виключає мимовільне відкриття елеватора (табл. 4.46). Для спуску важких обсадних труб застосовують елеватори-спайдери з клиновим захватом (табл. 4.47).
Клини. Клини використовуються для підвішування колони труб у столі ротора, їх вкладають в конусний отвір між трубою і вкладишами ротора. Застосування клинів прискорює спуско-підйомні операції. Для бурильних труб випускають клини двох типів (табл. 4.48): КТБ - для звичайних і КТБУ - для обважнених бурильних труб. Кожний комплект клинів складається з двох секцій, які охоплюють трубу на одному рівні. Кожна секція включає в себе правий і лівий корпуси, які з'єднуються між собою шарнірне. Крім звичайних клинів, випускаються пневматичні роторні клинові захвати для бурильних і обсадних труб (табл. 4.49). Управління клиновим захватом здійснюється з пульта бурильника за допомогою стиснутого повітря під тиском 0,7-0,8 МПа. Максимальний хід пневматичного клинового захвата становить 485 мм.
Таблиця 4.45
Сталевий канат з органічним сердечником |
Конструкція каната |
Діаметр каната, мм |
Розривне зусилля для маркірувальної групи, МПа |
Маса 1000 м, кг |
|||
1470 |
1568 |
1666 |
1764 |
||||
лк-о |
6x7 |
12,5 |
74 |
79 |
84 |
88 |
562 |
лк-о |
6x7 |
14,5 |
98 |
105 |
111 |
116 |
745 |
ТК |
6x7 |
14,5 |
- |
99 |
105 |
108 |
715 |
ЛК-О |
6x7 |
15,5 |
112 |
119 |
126 |
132 |
848 |
ТК |
6x37 |
15,5 |
- |
ПО |
117 |
120 |
835 |
тлк-о |
6x37 |
15,5 |
- |
113 |
121 |
124 |
852 |
тлк-о |
6x37 |
17,0 |
- |
142 |
151 |
155 |
1065 |
лк-о |
6x19 |
19,5 |
174 |
183 |
197 |
230 |
1370 |
ЛК-Р |
6x19 |
19,5 |
179 |
191 |
203 |
209 |
1405 |
ТК |
6x19 |
19,5 |
- |
173 |
184 |
190 |
1275 |
лк-о |
6x7 |
19,5 |
177 |
189 |
201 |
208 |
1335 |
154
Продовження табл.4.45
Сталевий канат з органічним сердечником |
Конструкція каната |
Діаметр каната, мм |
Розривне зусилля для маркірувальної групи, МПа |
Маса 1000 м, кг |
|||
1470 |
1568 |
1666 |
1764 |
||||
тлк-о |
6x37 |
19,5 |
169 |
180 |
191 |
197 |
1350 |
тлк-о |
6x37 |
21,5 |
208 |
222 |
237 |
244 |
1670 |
ЛК-Р |
6x19 |
22,5 |
235 |
251 |
267 |
275 |
1850 |
ТК |
6x19 |
22,5 |
- |
240 |
255 |
263 |
1735 |
ТК |
6x37 |
22,5 |
- |
229 |
243 |
249 |
1705 |
ЛК-РО |
6x37 |
28,0 |
- |
440 |
468 |
495 |
3000 |
ЛК-РО |
6x31 |
32,0 |
- |
547 |
581 |
615 |
3800 |
ЛК-РО |
6x31 |
35,0 |
- |
659 |
700 |
741 |
4640 |
ЛК-РО |
6x31 |
38,0 |
- |
782 |
830 |
879 |
5450 |
Примітка. Талеві каната за ГОСТ 16853-88 поставляються в бухтах довжиною 1000,1200 і 1500 м.
Таблиця 4.46
Елеватор |
Діаметр труби, mm |
Вантажопідйомність, кН |
Довжина, мм |
Ширина, мм |
Висота, мм |
Маса, кг |
Корпусні звичайні елеватори (ТУ26-02-258-77, ТУ 26- 16- 132-81, ТУ 26-02 933-82) |
||||||
KM 60-1 25 |
60 |
1250 |
610 |
225 |
250 |
67 |
KM 73- 125 |
73 |
1250 |
610 |
225 |
250 |
63 |
KM 89- 125 |
89 |
1250 |
645 |
255 |
250 |
82 |
KM 89-200 |
89 |
2000 |
710 |
255 |
310 |
121 |
KM 102-125 |
102 |
1250 |
645 |
255 |
250 |
78 |
KM 102-200 |
102 |
2000 |
710 |
255 |
310 |
117 |
KM 114-140 |
114 |
1400 |
670 |
300 |
260 |
94 |
KM 11 4-250 |
114 |
2500 |
760 |
320 |
320 |
155 |
КМ114НП-250* |
114 |
2500 |
760 |
320 |
320 |
152 |
KM 127-140 |
127 |
1400 |
670 |
300 |
260 |
89 |
КМ127НП-140* |
127 |
1400 |
670 |
300 |
260 |
86 |
KM 127-250 |
127 |
2500 |
760 |
320 |
320 |
149 |
КМ127-НП-250* |
127 |
2500 |
760 |
320 |
320 |
144 |
КМ129Л-140** |
129 |
1400 |
670 |
300 |
260 |
89 |
KM 140-170 |
140 |
1700 |
755 |
340 |
290 |
131 |
KM 140-320 |
140 |
3200 |
800 |
355 |
350 |
193 |
KM 146-170 |
146 |
1700 |
755 |
340 |
290 |
128 |
155
Продовження табл.4.46
Елеватор |
Діаметр труби, мм |
Вантажопідйомність, кН |
Довжина, мм |
Ширина, мм |
Висота, мм |
Маса, кг |
KM 146-320 |
146 |
3200 |
800 |
355 |
350 |
189 |
KM 168-170 |
168 |
1700 |
780 |
360 |
290 |
134 |
KM 168-320 |
168 |
3200 |
800 |
355 |
350 |
177 |
KM 178-1 70 |
178 |
1700 |
780 |
360 |
290 |
129 |
KM 178-320 |
178 |
3200 |
800 |
355 |
350 |
171 |
EH 194- 125 |
194 |
1250 |
940 |
350 |
365 |
180 |
KM 194-320 |
194 |
3200 |
850 |
400 |
350 |
261 |
EH 219-125 |
219 |
1250 |
965 |
380 |
365 |
220 |
KM 2 19-320 |
219 |
3200 |
850 |
400 |
350 |
237 |
EH 245- 125 |
245 |
1250 |
995 |
410 |
365 |
235 |
KM 245-320 |
245 |
3200 |
900 |
435 |
350 |
295 |
EH 273- 125 |
273 |
1250 |
1035 |
440 |
365 |
250 |
KM 273-320 |
273 |
3200 |
900 |
435 |
350 |
265 |
EH 299- 125 |
299 |
1250 |
1060 |
470 |
365 |
265 |
KM 299-320 |
299 |
3200 |
1020 |
475 |
350 |
340 |
EH 324- 125 |
324 |
1250 |
1095 |
500 |
365 |
290 |
KM 324-320 |
324 |
3200 |
1020 |
475 |
350 |
310 |
KM 340-320 |
340 |
3200 |
1070 |
510 |
350 |
363 |
EH 351-125 |
351 |
1250 |
1120 |
530 |
365 |
325 |
KM 351 -320 |
351 |
3200 |
1070 |
510 |
350 |
352 |
EH 377-125 |
377 |
1250 |
1165 |
560 |
365 |
354 |
KM 377-320 |
377 |
3200 |
1100 |
535 |
350 |
395 |
EH 426- 125 |
426 |
1250 |
1195 |
600 |
365 |
388 |
EH 478-80 |
478 |
800 |
1245 |
650 |
365 |
365 |
Корпусні стулкові елеватори з замковим пристроєм (ТУ 26-02-945-82)*** |
||||||
ЕК 11 4-250 |
114 |
2500 |
760 |
280 |
320 |
140 |
ЕК114НП-250* |
114 |
2500 |
760 |
280 |
320 |
138 |
ЕК 127-250 |
127 |
2500 |
760 |
280 |
320 |
135 |
ЕК127НП-250* |
127 |
2500 |
760 |
280 |
320 |
131 |
ЕК 194- 170 |
194 |
1700 |
854 |
360 |
300 |
170 |
ЕК 219-170 |
219 |
1700 |
854 |
360 |
300 |
160 |
ЕК 245- 170 |
245 |
1700 |
880 |
335 |
300 |
175 |
156
Продовження табл.4.46
Елеватор |
Діаметр труби, мм |
Вантажо-підйомнють, кН |
Довжина, мм |
Ширина, мм |
Висота, мм |
Маса, кг |
ЕК 273-1 70 |
273 |
1700 |
910 |
415 |
300 |
185 |
ЕК 299- 170 |
299 |
1700 |
980 |
485 |
300 |
255 |
ЕК 324- 170 |
324 |
1700 |
980 |
485 |
300 |
230 |
ЕК 340- 170 |
340 |
1700 |
1070 |
510 |
350 |
320 |
ЕК 351 -170 |
351 |
1700 |
1070 |
510 |
350 |
300 |
ЕК 377- 170 |
377 |
1700 |
1140 |
605 |
350 |
430 |
ЕК 407- 170 |
407 |
1700 |
1140 |
605 |
350 |
420 |
ЕК 426- 170 |
426 |
1700 |
1140 |
605 |
350 |
405 |
* Для труб з приварними замками і висадженими назовні кінцями.
** Для труб з алюмінієвих сплавів.
*** Гарантійний ресурс роботи - 180 год.
Таблиця 4.47
Елеватор - слайдер з клиновим захватом |
Діаметр труби, мм |
Вантажопідйомність, кН |
Довжина |
Ширина |
Висота |
Маса, кг |
мм |
||||||
ЕОК 114-194 |
114; 127; 140; |
2500 |
1010 |
1010 |
915 |
945 |
|
146; 168; 178; 194 |
|
|
|
|
|
ЕОК 178-351 |
178; 194; 219; |
3200 |
1110 |
1075 |
920 |
1430 |
|
245; 273; 299; |
|
|
|
|
|
|
324; 340; 351 |
|
|
|
|
|
Таблиця 4.48
Клин для бурильних труб {ТУ26-02-813-78) |
Діаметр труби, мм |
Допустиме навантаження, кН |
Маса, кг |
Клин для бурильних труб (ТУ26-02-813-78) |
Діаметр труби, мм |
Допустиме навантаження, кН |
Маса, кг |
КТБ-114 |
114 |
1175 |
43 |
КТБУ-146 |
146 |
310 |
32 |
КТБ-127 |
1237 |
1175 |
38 |
КТБУ-178 |
178 |
310 |
28 |
КТБ-140 |
140 |
1175 |
42 |
КТБУ-203 |
203 |
310 |
25 |
КТБ-168 |
^ 168 |
1175 |
53 |
|
|
|
|
Примітка. Діаметр клинів - 325, висота- 390мм.
Таблиця 4.49
Клиновий пневматич- ний захват (ТУ 26-02- 542-74, ТУ 26-02-1027-86, ТУ 26-02-4-87) |
Діаметр труби. мм |
Вантажо- підйом- ність, кН |
Довжина, мм
|
Ширина, мм
|
Висота, мм
|
Маса, кг
|
ПКР-560 |
73; 89; 114; 127; 140; |
3200 |
1500 |
820 |
1490 |
1915 |
|
147; 168 |
|
|
|
|
|
157
Продовження табл. 4.49
Клиновий пневматич- ний захват (ТУ 26-02-542-74, ТУ 26-02-1027-86, ТУ 26-02-4-87) |
Діаметр труби, мм |
Вантажо- підйом- ність, кН |
Довжи-на, мм |
Шири-на, мм |
Висота, мм |
Маса, кг |
ПКРО-560М |
194; 21 9; 245; |
4000 |
750 |
750 |
1530 |
1560 |
|
273; 299; 324 |
|
|
|
|
|
ПКРБО-560 |
60-340 |
3200 |
1700 |
900 |
1650 |
2410 |
ПКРБО-700 |
60-508 |
4000 |
1700 |
950 |
1650 |
2690 |
П р и мітки: 1. Наробка на плашки становить 400 год.
2. Захвати типу ПКРБО випускаються з ручним або механізованим відводом приводу.
Штропи. Штропи застосовують в основному для з'єднання елеваторів з підйомним гаком талевої системи. Вони випускаються двох типів: ШБ ІШЕ. Штропи типу ШБ призначені для буріння глибоких свердловин і випускаються різної довжини. Тому в замовленнях на ці штропи вказують їх довжину. Штропи типу TTTF призначені для ремонту свердловини. Конструктивно штропи нагадують масивну сталеву петлю овальної форми, в якої значно витягнута одна вісь (табл. 4.50). Штропи виготовляють зі вуглецевої сталі ^уцільнокатаними або зварними із застосуванням контактного зварювання з наступною термічною обробкою. Кожний штроп випробовують на статичне навантаження, яке в 1,5 раза перевершує номінальне. Строк служби штропів - З роки.
Таблиия 4.50
Бурильний штроп (СТ СЕВ 245 1-80) |
Діаметр, мм |
Вантажопідйомність, кН |
Довжина, мм |
Ширина, мм |
Маса, кг |
PI -Е/10 |
30 |
100 |
920 |
210 |
22 |
ШЕ-28 |
35 |
280 |
850 |
220 |
29 |
ШЕ-32 |
40 |
320 |
850 |
225 |
37 |
ШЕ-50 |
45 |
500 |
890 |
240 |
48 |
ШЕ-80 |
60 |
800 |
975 |
485 |
120 |
ШБД-125 |
75 |
1250 |
1050 |
520 |
165 |
|
|
|
1100 |
520 |
170 |
|
|
|
1200 |
520 |
185 |
|
|
|
1500 |
520 |
230 |
|
|
|
1800 |
520 |
270 |
ШБД-200 |
85 |
2000 |
1100 |
570 |
220 |
|
|
|
1500 |
570 |
295 |
|
|
|
1800 |
570 |
350 |
|
|
|
2100 |
570 |
400 |
|
|
|
2400 |
570 |
455 |
ШБД-320 |
90 |
3200 |
1800 |
570 |
385 |
|
|
|
1850 |
570 |
400 |
|
|
|
2100 |
570 |
450 |
|
|
|
2400 |
570 |
510 |
|
|
|
2700 |
570 |
570 |
158
Бурові ключі. Автоматичні бурові ключі (АКБ) служать для розкришення, розкручування і скручування бурильних і обсадних труб. Монтують АКБ між лебідкою і ротором зі сторони привідного вала ротора. Управління ключем здійснюється з пульта управління бурильника. АКБ випускаються для труб діаметром від 108 до 216 мм і універсальні - для труб діаметром від 60 до 340 мм.
Крім автоматичних, широко використовуються машинні підвісні ключі для бурильних і обсадних труб (табл. 4.51).
Таблиця 4.5 J
Ключ |
Діаметр труби, мм |
Момент скручування, кН-М |
Довжина, мм |
Ширина, мм |
Висота, мм |
Маса, кг |
Автоматичні ключі (ТУ 26-02-28-79, ТУ 26-02-101 1-85)* |
||||||
АКБ-ЗМ2 |
108-216 |
1,2-50,0 |
1655 |
1015 |
2400 |
300 |
АКБУ |
60-340 |
2,0-70,0 |
2070 |
1160 |
4600 |
4100 |
Машинні підвісні ключі для бурильних труб (ТУ26-02-779-77, ТУ26-02-842-79)** |
||||||
БУ 73-89 |
73-89 |
30,5 |
1250 |
360 |
860 |
74 |
КГП |
73-108 |
30,0 |
1370 |
700 |
560 |
300 |
КМБ 108-212 |
108-212 |
80,0 |
1560 |
590 |
1040 |
225 |
УМК-1С |
108-212 |
65,0 |
1590 |
570 |
1120 |
147 |
Машинні підвісні ключі для обсадних труб (ТУ 26-02-779)*** |
||||||
ОМН-146/166 |
146; 166 |
8,5 |
1420 |
360 |
- |
80 |
ОМН-168/188 |
168; 188 |
8,5 |
1445 |
370 |
- |
89 |
ОМН- 194/21 6 |
194; 21 6 |
8,8 |
1485 |
380 |
- |
93 |
ОМН-21 9/245 |
21 9; 245 |
8,9 |
1510 |
410 |
- |
97 |
ОМН-245/270 |
245; 270 |
9,0 |
1555 |
430 |
- |
105 |
ОМН-273/299 |
273; 299 |
9,1 |
1560 |
440 |
- |
111 |
ОМН-299/324 |
299; 324 |
9,2 |
1580 |
470 |
- |
117 |
ОМН-324/351 |
324; 351 |
9,3 |
1615 |
500 |
- |
123 |
ОМН-351/376 |
351; 376 |
9,4 |
1650 |
520 |
- |
128 |
ОМН-377/402 |
377; 402 |
9,5 |
1670 |
540 |
- |
128 |
ОМН-426/451 |
426; 451 |
9,7 |
1750 |
600 |
- |
145 |
ОМН-478 ОМН-530 |
478 530 |
10,0 10,1 |
1800 1850 |
660 720 |
- |
153 160 |
* Гарантійний строк служби - 10 тис. циклів скручування або розкручування. **Гарантійний строк служби - 500 год або 6000 циклів. *** Висота з ручкою для підвішування - 840 мм
Машинні ключі для бурильних труб застосовують для розкріплення і докріплення замкових з'єднань у процесі підйому і спуску бурильної колони і при нарощуванні труб. Вони відрізняються розмірами, конструкцією і технологією виготовлення основних деталей. Машинні ключі для обсадних труб за конструктивною схемою і способами використання аналогічні машинним ключам для бурильних труб, їх виготовляють зі сталі 20 і цементують на
159
глибини 1,2-1,5 мм з наступним подвійним загартуванням і відпуском на твердість Нв= 56...60. Машинні ключі для бурильних і обсадних труб випробовують зусиллям, яке перевершує допустиме в 1,5 раза.