Поиск по базе документов:

 

ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ НАДЗОР РОССИИ

 

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 27 декабря 2002 г. N 69

 

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ "ИНСТРУКЦИИ ПО БЕЗОПАСНОСТИ

ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ

НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН МЕТОДОМ СТРОИТЕЛЬСТВА

ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО

ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ"

 

Федеральный горный и промышленный надзор России постановляет:

Утвердить "Инструкцию по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины".

 

Начальник

Госгортехнадзора России

В.М.КУЛЬЕЧЕВ

 

 

 

 

 

 

Утверждена

Постановлением

Госгортехнадзора России

от 27 декабря 2002 г. N 69

 

ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ

ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ БЕЗДЕЙСТВУЮЩИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ

СКВАЖИН МЕТОДОМ СТРОИТЕЛЬСТВА ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО

НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОГО ИЛИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО

СТВОЛА СКВАЖИНЫ

 

РД 08-625-03

 

Разработана и внесена Управлением по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора России.

Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины разработана в развитие "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 09.04.1998 N 24.

Настоящая Инструкция разработана в связи с увеличением объема работ по восстановлению бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины.

В подготовке Инструкции принимали участие специалисты Госгортехнадзора России, Ассоциации буровых подрядчиков и ДООО "Бургаз". В Инструкции учтены предложения и рекомендации предприятий и организаций нефтегазового комплекса, связанных с восстановлением бездействующих нефтегазовых скважин.

 

1. Общие положения

 

Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины разработана в соответствии с Положением о Госгортехнадзоре России, утвержденном Постановлением Правительства Российской Федерации N 841 от 03.12.01, Федеральными законами "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" N 116-ФЗ от 21.07.97, "О недрах" N 27-ФЗ от 03.03.95, "Общими правилами промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов", утвержденными Постановлением Госгортехнадзора России от 18.10.2002 N 61-А, и другими законодательными актами и нормативными документами, регулирующими деятельность в области промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды.

Требования настоящей Инструкции обязательны для всех предприятий и организаций (включая иностранные) независимо от форм собственности, действующих на территории Российской Федерации при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины.

В настоящей Инструкции конкретизированы и уточнены требования по безопасному ведению работ при строительстве нефтяных и газовых скважин с учетом специфики выполнения буровых и других работ при строительстве дополнительного наклонно направленного или горизонтального ствола скважины, а также других требований безопасности в нефтяной и газовой промышленности. В том числе установлены дополнительные требования, выполнение которых позволит обеспечить безопасность ведения работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин.

 

2. Требования к технологии строительства дополнительного

ствола или ответвлений

 

2.1. Строительство дополнительного ствола или ответвлений осуществляется по рабочему проекту.

2.2. Для выбора скважин, подлежащих восстановлению, необходимо иметь следующую информацию:

- дата ввода скважины в эксплуатацию;

- дата перевода скважины в бездействующий фонд и причины ликвидации скважины;

- текущий и накопленный дебит скважин, метод эксплуатации;

- конструкция скважины, технические характеристики эксплуатационной колонны;

- методы интенсификации добычи, виды обработки призабойной зоны, их результаты (планируемые и фактические);

- данные исследования пласта для определения остаточных запасов нефти;

- возможные осложнения при эксплуатации скважины;

- характеристика добываемой жидкости (нефть, вода, их соотношение в %);

- характеристика водогазонефтяного контакта;

- температура и давление на забое скважины;

- мощность продуктивного горизонта, глубины "кровли-подошвы";

- геологическая информация о скважине - типовой ГТН, технические особенности проводки скважины (нефтегазоводопроявления, потери циркуляции, литология продуктивной зоны и интервала на 500 м выше продуктивной зоны, углы наклона пластов, коллекторские свойства пластов);

- инклинометрическая информация о фактической траектории ствола скважины;

- состояние эксплуатационной колонны;

- прочность цементного камня за обсадной колонной.

2.3. Технология строительства дополнительного ствола и ответвлений предусматривает:

- выбор наземного оборудования;

- определение оптимальной глубины интервала забуривания ствола;

- предварительный расчет длины участка обсадной колонны, подлежащего вскрытию;

- выбор режимных параметров вскрытия колонны;

- расчет установки цементного моста;

- расчет проектного профиля и конструкции ствола и ответвлений;

- расчет отклоняющих и неориентируемых компоновок бурильного инструмента для забуривания ствола;

- выбор способа и технических средств ориентирования отклоняющей компоновки и контроля параметров ствола скважины;

- выбор режимных параметров забуривания и бурения "нового" ствола;

- заканчивание скважины.

2.4. Применение технологии забуривания дополнительного ствола обеспечивает:

- забуривание ствола в интервале вырезанного участка обсадной колонны диаметром от 140 до 178 мм с цементного моста на глубине до 3500 м;

- максимальную интенсивность изменения зенитного угла ствола скважины;

- свободный пропуск в дополнительный ствол бурильного инструмента, геофизических приборов, отклоняющих компоновок бурильной колонны, "хвостовика", фильтра, пакеров и т.п.;

- безопасность бурения, крепления и последующей эксплуатации скважины.

2.5. Технологический процесс забуривания включает следующие операции:

а) подготовку скважины к забуриванию:

- отсечение нижерасположенной части эксплуатационной колонны путем установки цементного моста или пакера;

- опрессование обсадной колонны;

- шаблонирование эксплуатационной колонны;

- определение местоположения муфтовых соединений обсадной колонны;

б) вырезание участка обсадной колонны необходимой длины;

в) установку цементного моста в интервале вырезанного участка обсадной колонны;

г) забуривание ствола;

д) бурение ствола в заданном направлении;

е) крепление дополнительного ствола и ответвлений.

 

3. Проектирование профилей дополнительных стволов

 

3.1. Проектирование направляющей части профиля

дополнительных стволов

 

Проектирование профилей дополнительных стволов скважин - одна из составных частей технического проекта восстановления малодебитных и бездействующих скважин. Целью проектирования профиля ствола восстанавливаемой скважины являются выбор его типа, расчет и построение траектории оси ствола.

Типы профилей дополнительных стволов можно разделить на две группы: плоскостные и пространственные. Наиболее распространенными типами профилей дополнительных стволов являются профили плоскостного типа (рис. 1) <*>.

------------------------------------

<*> Рисунки не приводятся.

 

Выбор типа профиля ствола для восстановления конкретной скважины зависит от геолого-технических условий бурения, от способа вскрытия продуктивного горизонта (горизонтальным, наклонным или вертикальным стволом), от расположения предполагаемой точки входа в продуктивный пласт относительно восстанавливаемой скважины и т.д.

Основное отличие профилей дополнительных стволов от профилей наклонно направленных или горизонтальных скважин состоит в том, что дополнительный ствол обычно начинается с участка зарезки с некоторым начальным зенитным углом альфа1. В частном случае альфа1 = 0.

Величина зенитного угла альфа1 зависит от параметров кривизны восстанавливаемой скважины на глубине зарезки и от азимута направления дополнительного ствола. В связи с этим схема расчета дополнительного ствола несколько отличается от расчета профилей наклонных и горизонтальных скважин. На практике применяются, в основном, пять типов профилей дополнительных стволов, каждому из которых присвоен условный номер. Предполагается, что зарезка ствола начинается с набора зенитного угла альфа1. Профиль дополнительного ствола 1 типа (рис. 1) состоит из двух участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2 и участка Sn в продуктивном пласте.

Профиль ствола 2 типа (рис. 1) состоит из трех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, набором зенитного угла до значения альфа3 с постоянным радиусом кривизны R3 и участка Sn.

Профиль дополнительного ствола 3 типа (рис. 1) состоит из четырех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, прямолинейно-наклонного участка L, набора зенитного угла до значения альфа3 с постоянным радиусом кривизны R3 и участка Sn.

Профиль бокового ствола 4 типа (рис. 1) состоит из трех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, прямолинейно-наклонного участка L и участка Sn.

Профиль бокового ствола 5 типа (рис. 1) состоит из четырех участков: набора зенитного угла от заданного значения альфа1 до значения альфа2 с постоянным радиусом кривизны R2, прямолинейно-наклонного участка L, уменьшения зенитного угла до значения альфа3 с постоянным радиусом кривизны R3 и участка Sn.

Предполагается, что участок Sn, который присутствует в каждом из предлагаемых типов профилей дополнительных стволов располагается в продуктивном пласте. Форма участка Sn может быть криволинейной или прямолинейной, в зависимости от решаемой задачи.

Расчет плоскостных профилей дополнительных стволов сводится к определению проекций и длин участков профиля, зенитного угла и интенсивности (радиуса) искривления каждого из участков, а также к определению длины дополнительного ствола (табл. 1).

 

Таблица 1

 

ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ

ДЛЯ РАСЧЕТА КАЖДОГО ИЗ ТИПОВ ПРОФИЛЕЙ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

 

N типа
профи-
ля бо-
кового
ствола

                        Формулы                         

  1  

                           2                            

  1  

H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) = 0               
A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) = 0                    

  2  

H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - R3 (sin альфа3 -
sin альфа2) = 0                                         
A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - R3 (cos альфа2 -     
cos альфа3) = 0                                         

  3  

H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - R3 (sin альфа3 -
sin альфа2) - L cos альфа2 = 0                          
A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - R3 (cos альфа2 -     
cos альфа3) - L sin альфа2 = 0                          

  4  

H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - L cos альфа2 = 0
A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - L sin альфа2 = 0     

  5  

H - H1 - R2 (sin альфа2 - sin альфа1) - R3 (sin альфа3 -
sin альфа2) - L cos альфа2 = 0                          
A - R2 (cos альфа1 - cos альфа2) - R3 (cos альфа2 -     
cos альфа3) - L sin альфа2 = 0                          

 

Для расчета профилей дополнительных стволов необходимы следующие исходные данные (табл. 2).

 

Таблица 2

 

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И ОПРЕДЕЛЯЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ

ПРОФИЛЕЙ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СТВОЛОВ

 

    N типа профиля   
дополнительного ствола

      Исходные данные      

Определяемые
  параметры

          1          

             2             

      3    

          1          

H, H1, A, альфа1           

альфа2, R2 

          2          

H, H1, R2, A, альфа1, альфа2

альфа3, R3 

        3, 5         

H, H1, A, альфа1, альфа2, L

альфа3, R3 

          4          

H, H1, A, альфа1, L        

альфа2, R2 

 

При расчете профилей дополнительных стволов возможны также другие сочетания исходных данных и определяемых параметров, в зависимости от поставленной задачи. Например, если определяемыми параметрами для 1 типа профиля дополнительного ствола являются альфа2 и A, то исходными данными являются Н, Н1, R2, альфа1 и т.д.

 

3.2. Проектирование параметров участка профиля

дополнительного ствола в пределах продуктивного пласта

 

Важным фактором, влияющим на эффективность строительства восстанавливаемых скважин и последующую добычу, является также форма траектории ствола в пределах продуктивного пласта. На рис. 2 приведены схемы двух наиболее распространенных типов завершающего участка профилей.

Первый тип - четырехинтервальный (см. рис. 2а), включает:

- интервал набора кривизны (обозначен линией АВ) длиной l1 по стволу и h1 по вертикали. На этом интервале зенитный угол альфакр на глубине кровли продуктивно увеличивается до альфаг = 90 град. в середине пласта. Проекция ствола на горизонтальную плоскость (отклонение от вертикали на интервале) - а1;

- интервал стабилизации кривизны (ВС), длина интервала l2 = а2;

- второй интервал набора кривизны (CD), зенитный угол альфаг = 90 град. + бета. Значение бета определяется в зависимости от остальных параметров искривления данного интервала - l3, а3; h3 = h1 - дельта1;

- интервал спада кривизны (DЕ), зенитный угол альфаmax уменьшается до альфаmin. Параметры профиля l4, а4; h4 = hпл - (дельта1 + дельта2); определяются расчетным путем в зависимости от общей протяженности горизонтального ствола, толщины пласта и т.д.

дельта1, дельта2 - расстояния от кровли и подошвы пласта до крайней верхней и нижней точек нахождения ствола скважины соответственно. Так как после достижения этих отметок ствол скважины может быть продолжен бурением на определенную длину, то с учетом практических данных [15] значения дельта1 и дельта2 приняты: дельта1 = 0,2hпл; дельта2 = 0,1hпл. Таким образом, величина Lг = l1 + l2 + l3 + l4, а длина проекции ствола скважины на горизонталь Аг = а1 + а2 + а3 + а4. Ввиду больших значений альфа в пределах пласта с достаточной точностью можно принять Аг = Lг.

Второй тип - трехинтервальный (см. рис. 2б), отличается от первого отсутствием второго участка набора кривизны. Четырехинтервальный профиль применяется, в основном, в тех случаях, когда необходимо дополнительно вскрыть пропластки, расположенные в прикровельной части пласта, а также когда при бурении горизонтального участка происходит непрогнозируемый спад кривизны. Очевидно, что бурение скважины по первому профилю сложнее, чем по второму.

Другим недостатком четырехинтервального профиля является то, что наличие вогнутой части ствола на участке АВСD (рис. 2б) может способствовать накоплению пластовой воды, что, в свою очередь, препятствует движению нефти и приводит к преждевременному обводнению скважин. Кроме того, как видно из рис. 2, при использовании трех- и четырехинтервальных профилей в дренаже участвует практически вся мощность пласта. Исходя из отмеченного и с учетом технологических особенностей бурения, трехинтервальный профиль горизонтального ствола скважины в пределах продуктивного пласта можно считать предпочтительным.

Наиболее простым типом завершающего участка профиля является двухинтервальный, включающий интервал набора кривизны альфакр до 90 град. в середине пласта и интервал стабилизации кривизны на всей длине горизонтального ствола, который, как показывает практика, обычно применяется в пластах малой толщины. Методика расчета профиля горизонтальной скважины, ствол которой проложен в середине пласта по прямолинейной траектории, представлена в [14], методика расчета криволинейной траектории ствола в пределах продуктивного пласта описана в [11].

Отметим, что независимо от типа профиля на эффективность применения горизонтальных скважин влияет соотношение длин различных участков траектории ствола в пределах продуктивного пласта. Известно [4, 15], что длина интервала набора кривизны l1 должна быть меньше длины интервала спада кривизны l3. В то же время основная часть длины ствола в пласте l2, от общей величины Lг, должна проходить в середине пласта. Тогда рекомендуемые соотношения длин для трехинтервального профиля могут быть следующими:

 

l1 ~= 0,2Lг;   l2 ~= 0,5Lг;   l3 ~= 0,3Lг;                              (3.1)

 

Ниже приводится последовательность расчета основных параметров горизонтального ствола с целью повышения качественных показателей бурения и добычи скважин.

1. Параметры профиля горизонтального ствола на первом участке набора кривизны (интервал бурения от точки А до точки В), рис. 7а:

 

h1 = R1 (sin 90 град. - sin альфакр) = R1 (1 - sin альфакр);            (3.2)

 

a1 = R1 (cos альфакр - cos 90 град.) = R1 cos альфакр;                  (3.3)

 

l1 = 0,01745R1 (90 град. - альфакр).                                    (3.4)

 

По формуле (3.4) при известном значении h1 и R1 предварительно определяется альфакр.

 

альфакр = arcsin(1 - h1 / R1),                                          (3.5)

 

где h1 = 0,5hпл; R1 - задается с учетом прогнозируемых результатов работы по набору кривизны принятой отклоняющей компоновки низа бурильной колонны.

2. Параметры профиля горизонтального ствола на втором участке набора кривизны (интервал бурения от точки С до точки D) - от середины пласта до расстояния дельта1 от кровли пласта (рис. 2а):

 

h3 = R2 (sin 90 град. - sin альфаmax) = R2 (1 - cos бета);              (3.6)

 

а3 = R2 (cos 90 град. - cos альфаmax) = R2 sin бета;                    (3.7)

 

l3 = 0,01745R2 (альфаmax - 90 град.).                                   (3.8)

 

    Так как альфаmax > 90 град., то:

 

sin альфаmax = sin(90 град. + бета) = cos бета;

 

cos альфаmax = cos(90 град. + бета) = -sin бета.                        (3.9)

 

Для расчета параметров профиля задаются либо величиной R2, используемой для известной КНБК, и определяют бета, либо, наоборот, задаются величиной бета и находят R2.

 

R2 = h3 / (1 - cos бета);                                              (3.10)

 

бета = arccos[(R2 - h3) / R2].                                         (3.11)

 

3. Расчетные формулы для определения параметров профиля горизонтального ствола на участке спада кривизны (интервал бурения от точки D до точки Е), рис. 2а.

Расчетные формулы имеют различный вид в зависимости от величины альфаср, радиуса искривления на участке спада кривизны R3, значений максимального зенитного угла - начального альфаmax и конечного минимального значения альфаmin. Варианты расчетных формул следующие:

3.1. При альфаср = (альфаmax + альфаmin) / 2 > 90 град. и альфаmin < 90 град.:

 

h4 = R3 (sin альфаmin - sin альфаmax) = R3 (sin альфаmin - cos бета),  (3.12)

 

где sin альфаmax = sin (90 град. + бета) = cos бета;

 

а4 = R3 (cos альфаmin - cos альфаmax) = R3 (cos альфаmin + sin бета),  (3.13)

 

где cos альфаmax = cos(90 град. + бета) = -sin бета.

    3.2. При альфаср < 90 град. и альфаmin < 90 град.:

 

h4 = R3 (sin альфаmax - sin альфаmin) = R3 (cos бета - sin альфаmin),  (3.14)

 

где sin альфаmax = cos бета;

 

а4 = R3 (cos альфаmin - cos альфаmax) = R3 (cos альфаmin + sin бета).  (3.15)

 

    Для обоих вариантов длина ствола:

 

l4 = 0,01745R3 (альфаmax - альфаmin).                                  (3.16)

 

Как было отмечено, заданными могут быть либо R3, либо альфаmin.

В табл. 3, 4, 5 в качестве примера приведены результаты расчета параметров профиля горизонтального ствола в пределах продуктивного пласта толщиной 10 м, 15 м, 20 м. В табл. 4 при заданном значении h = 0,5hпл и радиусах искривления R1 = 573 м, 82 м, 286,5 м определены значения альфакр, l1 и а1. На этом участке для набора кривизны от альфакр до альфаг = 90 град., как правило, применяется специальная ориентируемая КНБК в сочетании с телесистемой для контроля и управления траекторией ствола скважины.

В табл. 4 приводятся расчетные данные параметров профиля на втором участке набора кривизны от альфаг = 90 град. до альфаmax, равных 94 град. и 98 град. Предварительно определяется h3 = h1 - дельта1, где дельта1 = 0,2hпл = 2 м. Например, при hпл = 10 м, h1 = 5 м, h3 = 5 - 2 = 3 м. Затем находятся R3, а3 и l3. Набор кривизны до альфаmax = 94 град. при R3 = 1250 м (iальфа = 4,85 град./100 м) возможен путем использования неориентируемых КНБК, обеспечивающих малоинтенсивный набор кривизны, или применения регулируемых управляемых КНБК. В варианте набора кривизны до 98 град. ввиду необходимости набора кривизны с большей интенсивностью iальфа = 18,54 град./100 м требуется применение КНБК, аналогичной применяемой на интервале l1.

В табл. 5 приведены результаты расчета параметров профиля на интервале спада кривизны от значения альфаmax до минимального значения альфаmin. Например, при hпл = 10 м альфаmax = 94 град. и альфаmax = 98 град., а альфаmin = 87 град. и альфаmin = 89 град. Здесь также предварительно определяется h4 = hпл - (дельта1 + дельта2), дельта2 = 0,1hпл = 1 м, тогда h4 = 10 - (2 + 1) = 7 м, дельта1 = 2 м. Затем находятся R3, а4 и l4. Из данных табл. 6 видно, что снижение кривизны при принятых значениях альфаmin достижимо путем применения, в основном, неориентируемых КНБК ввиду небольших величин интенсивности спада кривизны.

 

Таблица 3

 

ПАРАМЕТРЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА

ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ИНТЕРВАЛЕ БУРЕНИЯ

ОТ КРОВЛИ ДО СЕРЕДИНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

 

┌───┬──────┬───────┬──────┬──────────┬─────────────┬──────┬──────┐

│ N │Тол-  │Рассто-│Радиус│Интенсив- │Зенитный угол│Откло-│Длина │

│п/п│щина  │яние от│иск-  │ность на- │скважины на  │нение │ствола│

│   │пласта│кровли │ривле-│бора кри- │глубине кров-│ствола│сква- │

│   │hпл, м│продук-│ния   │визны     │ли продук-   │от    │жины в│

│   │      │тивного│R1, м │iальфа,   │тивного плас-│верти-│интер-│

│   │      │пласта │      │град./10 м│та альфакр,  │кали  │вале  │

│   │      │до се- │      │          │град.        │на ин-│l1, м │

│   │      │редины │      │          │             │терва-│      │

│   │      │пласта │      │          │             │ле а1,│      │

│   │      │h1, м  │      │          │             │м     │      │

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│ 1 │  2   │   3   │  4   │    5     │      6      │  7   │  8   │

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│1  │  10  │  5,0  │573,0 │   1,0    │    82,5     │ 74,8 │ 75,0 │

│   │      │       │382,0 │   1,5    │    80,7     │ 61,7 │ 62,0 │

│   │      │       │286,5 │   2,0    │    79,4     │ 52,7 │ 53,0 │

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│2  │  15  │  7,5  │573,0 │   1,0    │    80,7     │ 92,6 │ 93,0 │

│   │      │       │382,0 │   1,5    │    78,7     │ 74,8 │ 75,3 │

│   │      │       │286,5 │   2,0    │    76,8     │ 65,4 │ 66,0 │

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│3  │  20  │ 10,0  │573,0 │   1,0    │    79,4     │105,4 │106,0 │

│   │      │       │382,0 │   1,5    │    76,8     │ 87,2 │ 88,0 │

│   │      │       │286,5 │   2,0    │    74,8     │ 75,1 │ 76,0 │

└───┴──────┴───────┴──────┴──────────┴─────────────┴──────┴──────┘

 

Таблица 4

 

ПАРАМЕТРЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА

ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ИНТЕРВАЛЕ НАБОРА ЗЕНИТНОГО

УГЛА В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ ОТ альфаг = 90 ГРАД.

ДО МАКСИМАЛЬНОГО УГЛА альфаmax

 

┌───┬─────┬──────────────┬──────┬───────────┬─────────────┬──────┐

│ N │Тол- │Расстояние от │Радиус│Интенсив-  │Максимальный │Откло-│

│п/п│щина │середины плас-│иск-  │ность на-  │зенитный     │нение │

│   │плас-│та до отметки,│ривле-│бора кри-  │угол скважи- │ствола│

│   │та   │равной дельта1│ния   │визны      │ны альфаmax, │от    │

│   │hпл, │от кровли     │R2, м │iальфа,    │град.        │верти-│

│   │м    │пласта, h3, м │      │град./100 м│             │кали  │

│   │     │              │      │           │             │на ин-│

│   │     │              │      │           │             │терва-│

│   │     │              │      │           │             │ле а3,│

│   │     │              │      │           │             │м     │

├───┼─────┼──────────────┼──────┼───────────┼─────────────┼──────┤

│ 1 │  2  │      3       │  4   │     5     │      6      │  7   │

├───┼─────┼──────────────┼──────┼───────────┼─────────────┼──────┤

│1  │ 10  │     3,0      │1250,0│   4,58    │     94      │87,2  │

│   │     │              │ 309,0│  18,54    │     98      │43,1  │

├───┼─────┼──────────────┼──────┼───────────┼─────────────┼──────┤

│2  │ 15  │     4,5      │1875,0│   3,06    │     94      │130,8 │

│   │     │              │ 436,9│ 112,35    │     98      │64,5  │

├───┼─────┼──────────────┼──────┼───────────┼─────────────┼──────┤

│3  │ 20  │     6,0      │2500,0│   2,30    │     94      │174,4 │

│   │     │              │ 618,5│  19,26    │     98      │86,3  │

└───┴─────┴──────────────┴──────┴───────────┴─────────────┴──────┘

 

Таблица 5

 

ПАРАМЕТРЫ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА

ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ НА ИНТЕРВАЛЕ СПАДА ЗЕНИТНОГО

УГЛА В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ ОТ альфаmax ДО альфаmin

 

┌───┬──────┬───────┬──────┬──────────┬─────────────┬──────┬──────┐

│ N │Тол-  │Рассто-│Радиус│Интенсив- │Зенитный угол│Откло-│Длина │

│п/п│щина  │яние от│иск-  │ность на- │скважины на  │нение │ствола│

│   │пласта│кровли │ривле-│бора кри- │глубине кров-│ствола│сква- │

│   │hпл, м│продук-│ния   │визны     │ли продук-   │от    │жины в│

│   │      │тивного│R1, м │iальфа,   │тивного плас-│верти-│интер-│

│   │      │пласта │      │град./10 м│та альфакр,  │кали  │вале  │

│   │      │до се- │      │          │град.        │на ин-│l1, м │

│   │      │редины │      │          │             │терва-│      │

│   │      │пласта │      │          │             │ле а1,│      │

│   │      │h1, м  │      │          │             │м     │      │

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│ 1 │  2   │   3   │  4   │    5     │      6      │  7   │  8   │

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│1  │  10  │  7,0  │ 7000 │   0,82   │     87      │ 854,7│ 855,0│

│   │      │       │  737 │   7,77   │     89      │ 115,5│ 115,7│

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│2  │  15  │ 10,5  │10500 │   0,54   │     87      │1282,0│1283,0│

│   │      │       │ 1105 │   5,18   │     89      │ 173,5│ 174,0│

├───┼──────┼───────┼──────┼──────────┼─────────────┼──────┼──────┤

│3  │  20  │ 14,0  │14000 │   0,41   │     87      │1709,4│1710,0│

│   │      │       │ 1474 │   3,90   │     89      │ 231,0│ 231,5│

└───┴──────┴───────┴──────┴──────────┴─────────────┴──────┴──────┘

 

Предельные радиусы искривления ствола скважины при использовании бурильных труб диаметром 73 мм - 140 мм и обсадных труб диаметром 102 мм - 229 мм с учетом упругих деформаций.

 

4. Выбор глубины вырезания и забуривания

дополнительного ствола

 

Определение глубины и метода вырезания и забуривания дополнительного ствола, "создание щелевидного окна" или удаление участка обсадной колонны обуславливается следующим:

- скважина в интервале забуривания закреплена одной или несколькими обсадными колоннами;

- наличие или отсутствие цементного кольца за обсадной колонной;

- необходимость и возможность затрубного цементирования;

- устойчивость стенки скважины, минимальная твердость горных пород в интервале забуривания;

- максимальный зенитный угол и интенсивность искривления оси скважины в зоне выше интервала забуривания (для метода вырезания с помощью УВУ - зенитный угол не должен превышать 45 - 50 град.);

- наименьшая вероятность выбросов нефти и газа при забуривании;

- превышение проектной длины дополнительного ствола над заданной величиной горизонтального смещения нового забоя от скважины не менее чем в два раза.

 

5. Специальные технические средства

для создания щелевидного "окна" и удаления части

обсадной колонны

 

5.1. Устройства вырезающие универсальные (УВУ)

5.1.1. УВУ предназначены для вырезания участка обсадной колонны диаметром от 168 до 219 мм

(ТУ 39-04-851-83).

УВУ.168 - для колонны диаметром 168 мм.

УВУ.178 - для колонны диаметром 178 мм.

УВУ.194 - для колонны диаметром 194 мм.

УВУ.219 - для колонны диаметром 219 мм.

Изготовитель - опытный завод ВНИИБТ, г. Котово.

5.1.2. Техническая характеристика УВУ

    Диаметр по раскрытым резцам, мм

        УВУ.168                                         212

        УВУ.178                                         220

        УВУ.194                                         236

        УВУ.219                                         260

    Диаметр корпуса по ограничителям, мм

        УВУ.168                                         140

        УВУ.178                                         148

        УВУ.194                                         164

        УВУ.219                                         190

    Масса, кг

        УВУ.168                                         160

        УВУ.178                                         167

        УВУ.194                                         180

        УВУ.219                                         203

    Длина, мм, не более                                 1866

    Присоединительная резьба, ГОСТ 5286-75              З-88

    Количество резцов в комплекте на сборку, шт.        5

    Осевая нагрузка на резцы, кН, не более              40

    Количество прокачиваемой жидкости, куб. м/с         0,01 - 0,016

                       -1

    Частота вращения, с   (об./мин.)                    0,66 - 1,17 (40 - 70)

    Перепад давления на устройстве, МПа                 2,0 - 4,0

    Температура рабочей среды, град. С, не более        100

    Средняя механическая скорость вырезания, м/с (м/ч)  0,00019 (0,7)

    Проходка на комплект резцов, м, не менее            9

    Вид промывочной жидкости                            Вода или буровой раствор

                                                        без добавок

                                                        абразивных утяжелителей

Описание конструкции УВУ, принципа действия и технического обслуживания приведены в приложении 1.

5.2. Устройство вырезающее 114 (УВУ 144)

5.2.1. УВ 114 предназначены для вырезания участка обсадной колонны диаметром от 140 до 146 мм (ТУ 39-1190-87).

5.2.2. Техническая характеристика УВ 114

    Диаметр корпуса, мм                                 114

    Диаметр по раскрытым резцам, мм                     175

    Длина, мм, не более                                 1890

    Масса, кг                                           120

    Присоединительная резьба, ГОСТ 5286-75              З-88

    Количество резцов в комплекте на сборку, шт.        5

    Осевая нагрузка на резцы, кН, не более              40

                       -1

    Частота вращения, с   (об./мин.)                    0,5 - 1,5 (30 - 90)

    Количество прокачиваемой жидкости, куб. м/с         0,01 - 0,016

    Температура рабочей среды, град. С, не более        100

    Средняя механическая скорость вырезания, м/с (м/ч)  0,00019 (0,7)

    Перепад давления на устройстве, МПа                 2,0 - 4,0

    Проходка на комплект резцов, м, не менее            9

    Вид промывочной жидкости                            Вода или буровой раствор

                                                        без добавок абразивных

                                                        утяжелителей

Описание конструкции УВ, принципа действия и технического обслуживания приведены в приложении 2.

5.2.3. Технические характеристики УВ 216

    Диаметр корпуса, мм                                 216 +/- 1,15

    Диаметр направляющей, мм                            230 +/- 2,3

    Диаметр по раскрытым резцам, мм                     280 +/- 2,6

    Длина, мм                                           2030 +/- 14

    Масса, кг, не более                                 275 +/- 11

    Присоединительная резьба, ГОСТ 5286-75              З-117

    Количество резцов в комплекте на сборку, шт.        5

    Осевая нагрузка на резцы, кН, не более              40

                       -1

    Частота вращения, с  , в пределах                   0,5 - 1,0

    Количество прокачиваемого бурового                  0,012 - 0,020

    раствора, куб. м/с, в пределах

    Температура рабочей среды, град. С, не более        100

    Перепад давления на устройстве, МПа, в пределах     2,0 - 4,0

    Средняя механическая скорость                       0,4

    вырезания, м/ч, не менее

    Масса комплекта поставки, кг                        375 +/- 15

    Габаритные размеры транспортного                    2200 х 300 х 300

    места, мм, не более

    Установленный ресурс до списания, ч                 200

    Средний срок службы, год, не менее                  1,5

    Установленный срок хранения до ввода в              1,0

    эксплуатацию, год

5.3. Фрезы раздвижные гидравлические для вырезания обсадной колонны диаметром от 144 до 219 мм

 

Таблица 6

 

┌───────────┬────────┬──────────────────┬────────────────────────┐

│Обозначение│Наружный│Диаметр вырезаемой│Присоединительная резьба│

│           │диаметр,│ обсадной колонны,│    по ГОСТ 28487-90    │

│           │   мм   │       мм         │                        │

├───────────┼────────┼──────────────────┼────────────────────────┤

│ФР-95/114  │   92   │       114        │          З-76          │

│ФР-114/140 │  114   │       140        │          З-86          │

│ФР-114/146 │  114   │       146        │          З-86          │

│ФР-146     │  114   │       146        │          З-86          │

│ФР-146М    │  114   │       146        │          З-86          │

│ФР-168     │  140   │       168        │       З-88, З-86       │

│ФР-219     │  185   │       219        │          З-147         │

└───────────┴────────┴──────────────────┴────────────────────────┘

 

Изготовитель - НПП "Азимут", г. Уфа.

5.4. Фрезы колонные раздвижные для вырезания участков обсадной колонны диаметром от 114 до 219 мм

 

Таблица 7

 

┌───────────┬────────┬──────────────────┬──────────┬─────────────┐

│Типоразмер │Наружный│Диаметр вырезаемой│ Наружный │Присоедини-  │

│           │диаметр,│ обсадной колонны,│диаметр по│тельная резь-│

│           │   мм   │        мм        │раскрытым │ба по        │

│           │        │                  │лопастям, │ГОСТ 28487-90│

│           │        │                  │    мм    │             │

├───────────┼────────┼──────────────────┼──────────┼─────────────┤

│ФКР-114    │   92   │       114        │   140    │   З-66      │

│ФКР-140/146│  114   │     140/146      │   182    │   З-86      │

│ФКР-168    │  138   │       168        │   215    │   З-88      │

│ФКР-219    │  185   │       219        │   270    │   З-147     │

└───────────┴────────┴──────────────────┴──────────┴─────────────┘

 

5.4.1. Техническая характеристика ФКР-146

 

Таблица 8

 

┌──────────────────────────────────────────────────────┬─────────┐

│Длина, мм                                             │1300     │

│Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90             │З-86     │

│Расход промывочной жидкости при врезке, л/сек.        │8 - 8,5  │

│Расход промывочной жидкости при фрезеровании, л/сек.  │12       │

│Перепад давления на фрезе при врезке, л/сек.          │40 - 45  │

│Перепад давления на фрезе при фрезеровании, л/сек.    │25 - 30  │

│Частота вращения, об./мин.                            │38 - 42  │

│Нагрузка, т                                           │1 - 5    │

└──────────────────────────────────────────────────────┴─────────┘

 

5.4.2. Техническая характеристика ФКР-168

 

Таблица 9

 

┌──────────────────────────────────────────────────────┬─────────┐

│Длина, мм                                             │1704     │

│Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90             │З-88     │

│Расход промывочной жидкости при врезке, л/сек.        │8 - 8,5  │

│Расход промывочной жидкости при фрезеровании, л/сек.  │12       │

│Перепад давления на фрезе при врезке, л/сек.          │40 - 45  │

│Перепад давления на фрезе при фрезеровании, л/сек.    │25 - 30  │

│Частота вращения, об./мин.                            │38 - 60  │

│Нагрузка, т                                           │1 - 5    │

└──────────────────────────────────────────────────────┴─────────┘

 

Изготовитель - НПП "Азимут", г. Уфа

5.5. Расширители раздвижные гидравлические

 

Таблица 10

 

┌───────────┬──────────────┬────────────┬────────────────────────┐

│Обозначение│Диаметр расши-│Диаметр рас-│Присоединительная резьба│

│           │рителя в тран-│ширителя в  │    по ГОСТ 28487-90    │

│           │спортном поло-│рабочем по- │                        │

│           │жении, мм     │ложении, мм │                        │

├───────────┼──────────────┼────────────┼────────────────────────┤

│РРГ-114/146│     144      │    146     │         З-76           │

│РРГ-114/152│     114      │    152     │         З-76           │

│РРГ-120/240│     120      │    240     │         З-86           │

│РРГ-132/168│     132      │    168     │         З-88           │

│РРГ-138/280│     138      │    280     │         З-88           │

│РРГ-185/380│     185      │    380     │         З-147          │

└───────────┴──────────────┴────────────┴────────────────────────┘

 

Изготовитель - НПП "Азимут", г. Уфа.

5.6. Расширители раздвижные

 

Таблица 11

 

┌───────────┬─────────────┬─────────────┬────────────────────────┐

│Обозначение│Наружный диа-│Наружный диа-│Присоединительная резьба│

│           │метр корпуса,│метр по выд- │    по ГОСТ 28487-90    │

│           │мм           │винутым ло-  │                        │

│           │             │пастям, мм   │                        │

├───────────┼─────────────┼─────────────┼────────────────────────┤

│РР-114/152 │     114     │    152      │          З-86          │

│РР-120/240 │     120     │    240      │          З-86          │

│РР-132/168 │     132     │    168      │          З-88          │

│РР-138/280 │     138     │    280      │          З-88          │

│РР-185/380 │     185     │    380      │          З-147         │

└───────────┴─────────────┴─────────────┴────────────────────────┘

 

5.6.1. Техническая характеристика РР-120/240

 

Таблица 12

 

┌─────────────────────────────────────────────────────┬──────────┐

│Длина, мм                                            │1590      │

│Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90            │З-86      │

│Расход промывочной жидкости, л/сек.                  │10 - 12   │

│Перепад давления на фрезе, л/сек.                    │40        │

│Частота вращения, об./мин.                           │80 - 180  │

│Нагрузка, т                                          │1 - 2,5   │

└─────────────────────────────────────────────────────┴──────────┘

 

5.6.2. Техническая характеристика РР-132/168

 

Таблица 13

 

┌─────────────────────────────────────────────────────┬──────────┐

│Длина, мм                                            │1190      │

│Присоединительная резьба по ГОСТ 28487-90            │З-88      │

│Расход промывочной жидкости, л/сек.                  │12 - 14   │

│Перепад давления на фрезе, л/сек.                    │30        │

│Частота вращения, об./мин.                           │80 - 180  │

│Нагрузка, т                                          │1 - 2,5   │

└─────────────────────────────────────────────────────┴──────────┘

 

Изготовитель - "Буринтех", г. Уфа.

5.6.3. Техническая характеристика РР-168 и РР-178

 

Таблица 14

 

                   Параметры                     

    Модель  

РР-168

РР-178

Длина, мм                                        

 1425

1425 

Диаметр корпуса, мм                              

  140

 150 

Диаметр скважины, мм                             

  300

 330 

Масса, кг                                        

   72

  80 

Количество лопастей (комплект) на сборку, шт.    

    3

   3 

Средняя проходка на комплект лопастей, не                      
менее, м                                                       

   для мягких пород              

     40       

     40     

   для средних пород             

     20       

     20     

   для твердых пород             

      5       

      5     

 

Изготовитель - Опытный завод ВНИИБТ, г. Котово.

5.7. Труборезы скважинные

5.7.1. Труборезы внутренние механические (РВ)

 

Таблица 15

 

┌────────────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┐

│Шифр типо-  │РВ 48 │РВ 60 │РВ 73 │РВ 89 │РВ 102│РВ 114│РВ 127│РВ 140│

│размера тру-│      │      │      │      │      │      │      │      │

│бореза      │      │      │      │      │      │      │      │      │

├────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│Условный ди-│48    │60    │73    │89    │102   │114   │127   │140   │

│аметр среза-│      │      │      │      │      │      │      │      │

│емых труб,  │      │      │      │      │      │      │      │      │

│мм          │      │      │      │      │      │      │      │      │

│            │      │      │      │      │      │      │      │      │

│Наружный ди-│36    │47,6  │57,5  │67    │82    │90    │102   │110   │

│аметр корпу-│      │      │      │      │      │      │      │      │

│са, мм      │      │      │      │      │      │      │      │      │

│            │      │      │      │      │      │      │      │      │

│Присоедини- │З-30  │З-38  │З-50  │З-50  │З-66  │З-73  │З-76  │З-88  │

│тельная     │      │      │      │      │      │      │      │      │

│резьба      │      │      │      │      │      │      │      │      │

├────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│Шифр типо-  │РВ 146│РВ 168│РВ 178│РВ 194│РВ 219│РВ 245│РВ 273│РВ 299│

│размера тру-│      │      │      │      │      │      │      │      │

│бореза      │      │      │      │      │      │      │      │      │

├────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤

│Условный ди-│146   │168   │178   │194   │219   │245   │273   │299   │

│аметр среза-│      │      │      │      │      │      │      │      │

│емых труб,  │      │      │      │      │      │      │      │      │

│мм          │      │      │      │      │      │      │      │      │

│            │      │      │      │      │      │      │      │      │

│Наружный ди-│117   │133   │143   │159   │188   │210   │241   │266   │

│аметр корпу-│      │      │      │      │      │      │      │      │

│са, мм      │      │      │      │      │      │      │      │      │

│            │      │      │      │      │      │      │      │      │

│Присоедини- │З-101 │З-108 │З-117 │З-117 │З-147 │З-147 │З-147 │З-147 │

│тельная     │      │      │      │      │      │      │      │      │

│резьба      │      │      │      │      │      │      │      │      │

└────────────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┘

 

5.7.2. Труборезы наружные механические (РН)

 

Таблица 16

 

┌───────────────┬────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┐

│Шифр типоразме-│ РВ-42  │  РВ-50  │  РВ-60  │  РВ-73  │  РВ-89  │

│ра трубореза   │        │         │         │         │         │

├───────────────┼────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤

│Условный диа-  │33 - 42 │48 - 50  │60 - 63,5│60 - 73  │73 - 89  │

│метр срезаемых │        │         │         │         │         │

│труб, мм       │        │         │         │         │         │

│               │        │         │         │         │         │

│Наружный диа-  │78      │91       │110      │120      │136      │

│метр корпуса,  │        │         │         │         │         │

│мм             │        │         │         │         │         │

│               │        │         │         │         │         │

│Внутренний про-│59      │69       │ 86      │ 96      │110      │

│ходной диаметр,│        │         │         │         │         │

│мм             │        │         │         │         │         │

│               │        │         │         │         │         │

│Присоединитель-│ВНКТ    │ВНКТ     │ВНКТ     │ВНКТ     │ВНКТ     │

│ная резьба     │60      │73       │89       │102      │114      │

├───────────────┼────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤

│Шифр типоразме-│РВ-102  │РВ-114   │РВ-127   │РВ-140   │РВ-146   │

│ра трубореза   │        │         │         │         │         │

├───────────────┼────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤

│Условный диа-  │89 - 102│102 - 114│114 - 127│127 - 140│140 - 146│

│метр срезаемых │        │         │         │         │         │

│труб, мм       │        │         │         │         │         │

│               │        │         │         │         │         │

│Наружный диа-  │150     │180      │190      │206      │232      │

│метр корпуса,  │        │         │         │         │         │

│мм             │        │         │         │         │         │

│               │        │         │         │         │         │

│Внутренний про-│12      │149      │158      │174      │192      │

│ходной диаметр,│        │         │         │         │         │

│мм             │        │         │         │         │         │

│               │        │         │         │         │         │

│Присоединитель-│ВНКТ    │ВНКТ     │ВНКТ     │ВНКТ     │ВНКТ     │

│ная резьба     │140     │168      │178      │194      │192      │

└───────────────┴────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘

 

5.8. Отклонитель для зарезки дополнительного ствола скважины ОТЗ

Отклонитель ОТЗ служит для обеспечения необходимого отклонения от оси основного ствола скважины при зарезке ствола нефтяной и газовой скважин. Состоит из корпуса, клина-отклонителя, плашек, плашкодержателя, муфты, пружины, а также клина спускного.

 

Таблица 17

 

┌────────────────────────────────────────────────────────────────┐

│               Краткая техническая характеристика               │

├────────────────────────────────────────────┬─────────┬─────────┤

│Шифр изделия                                │ОТЗ 115-1│ОТЗ 134-1│

├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┤

│Условный диаметр колонны обсадных труб, мм  │146      │168      │

├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┤

│Габаритные размеры, мм                      │         │         │

│- диаметр                                   │115      │134      │

│- длина                                     │5865     │6110     │

├────────────────────────────────────────────┼─────────┼─────────┤

│Масса, кг                                   │315      │416      │

└────────────────────────────────────────────┴─────────┴─────────┘

 

5.9. Райбер РК

Райбер РК предназначен для вскрытия щелевидного окна в колонне, через которое в последующем ведется бурение дополнительного ствола, а также инструмент применяется для фрезерования торца деформированных насосно-компрессорных труб с целью захвата их ловильным инструментом. Райбер РК состоит из трех цилиндрических секций, шестигранной секции, двух колец в нижней части с взаимно противоположным вооружением на цилиндрической части и наконечника на торцевой части.

 

Таблица 18

 

┌────────────────────────────────────────────────────────────────┐

│              Краткая техническая характеристика                │

├───────────────────────────────────┬───────────────┬────────────┤

│Шифр изделия                       │РК-118         │РК-146      │

├───────────────────────────────────┼───────────────┼────────────┤

│Осевая нагрузка, т                 │0,3 - 3        │0,3 - 3     │

├───────────────────────────────────┼───────────────┼────────────┤

│Габаритные размеры, мм             │               │            │

│- диаметр                          │118            │143         │

│- высота                           │593            │1670        │

├───────────────────────────────────┼───────────────┼────────────┤

│Масса, кг                          │47             │99          │

└───────────────────────────────────┴───────────────┴────────────┘

 

5.10. Взаимозависимость диаметров долота и райбера

 

Таблица 19

 

Диаметр обсадной колонны, спус-
каемой в новый ствол через    
"окно", мм                    

Диаметр долота,
      мм       

Диаметр райбера,
       мм      

               1              

       2      

       3       

            168,3             

    215,9     

      218      

            146,0             

    190,5     

      193      

            139,7             

    190,5     

      193      

            114,3             

    139,7     

      143      

            101,6             

    139,7     

      143      

 

Долото на бурильных трубах спускают в скважину до отметки глубины, расположенной на 5 - 6 м выше верхнего края вырезанного "окна", и с промывкой осуществляют допуск долота до верхней кромки клина. Определяют момент касания с клином по ГИВ, где показание нагрузки на крюке может уменьшиться на 2 - 3 т. Затем несколькими оборотами ротора допускают инструмент еще на 2 - 3 м, следя за изменением нагрузки. Если величина нагрузки не меняется, продолжают допуск долота до полного выхода его из "окна" и приступают к бурению. На начальном этапе забуривание дополнительного ствола осуществляется с помощью неориентируемых КНБК, а в дальнейшем тип КНБК выбирается в зависимости от проектной траектории ствола скважины.

5.11. Устройство вырезающее универсальное (УВУ)

УВУ представляет собой устройство с раздвижными резцами, работающее за счет перепада давления бурового раствора или технической воды, прокачиваемых через него, и вращения бурильной колонны или винтового забойного двигателя.

5.11.1. Конструкция

УВУ (рис. 4) состоит из цилиндрического корпуса 6, в котором на втулке 7 укреплена игла 8, оснащенная насадкой 10, необходимой для прохода жидкости, и уплотнительным кольцом 11 и связанная с поршнем 9, толкателем 16 и возвратной пружиной 17, служащих в свою очередь для выдвижения трех рычагов 29 с резцами 32 из пазов патрона 26.

Резцы 32 крепятся к рычагам 29 винтами 30, 31 и 33, 34.

Выдвижение рычагов ограничивается кольцевой опорой 27 и ограничителем 35.

Поршень 9 снабжен уплотнительным кольцом 12.

В верхней части толкателя 16 установлены кольцо 13, распорная втулка 15 и возвратная пружина 17.

На уровне рычагов в толкателе установлено пружинное кольцо 28 для фиксации рычагов 29 в транспортном положении.

В корпусе 19 расположены шпонки 25, взаимодействующие со вставкой 21, которая закреплена относительно корпуса 19 фиксатором 22, пружиной 23, гайкой 20 и винтом 24.

Вставка 21 соединена с патроном 26 метрической конической резьбой МК 90x6x1:16.

На патрон 26 снизу навинчен и зафиксирован винтом 37 наконечник 36 с лопастями для разбуривания цементных пробок.

Центрирование УВУ осуществляется тремя направляющими 3, расположенными в пазах корпуса 1 и застопоренными кольцом 5.

При прокачивании бурового раствора под действием перепада давления посредством поршней 2 с установленными на них уплотнительными кольцами 4 направляющие выдвигаются и достигается усиление центрирования УВУ.

Устройство соединяется с бурильными трубами замковой резьбой З-88.

5.11.2. Принцип действия

УВУ опускают на бурильных трубах в скважину до интервала вырезания обсадной колонны.

После этого включают ротор, а затем буровой насос.

При прохождении бурового раствора через кольцевой зазор между иглой 8 и насадкой 10 возникает перепад давления, под действием которого поршень 9 перемещает вниз толкатель 16, сжимая пружину 17.

Толкатель в свою очередь выдвигает из пазов патрона 26 рычаги 29 до соприкосновения резцов 32 со стенками обсадной колонны.

Резцы прорезают стенку колонны, после чего рычаги выдвигаются в рабочее положение до упорного кольца 27 и ограничителя 35.

При этом насадка 10 вместе с поршнем 9 опускается вниз, увеличивая отверстие для прохода бурового раствора между иглой 8 и насадкой 10.

О выходе рычагов в рабочее положение сигнализирует снижение давления в нагнетательной линии.

При равномерной подаче вниз инструмент продолжает резание колонны до заданной глубины, превращая в металлическую стружку обсадную колонну.

При отрыве резцов от забоя и прекращении подачи бурового раствора поршень 9 с толкателем 16 возвращается под действием пружины 17 в исходную позицию.

Толкатель 16, перемещаясь вверх, при помощи пружинного кольца 28 возвращает рычаги 29 в транспортное положение.

В случае незакрытия рычагов они при подъеме инструмента упираются в торец колонны, а при создании тягового усилия в 22 - 40 кН фиксатор 22 выходит из зацепления с корпусом 19, в результате чего толкатель 16 перемещается относительно патрона 26 вверх, освобождая пазы патрона для захода рычагов с резцами.

При этом рычаги занимают транспортное положение и не могут выдвинуться даже при прокачивании бурового раствора, что позволяет осуществлять циркуляцию в случае прихвата вырезающего устройства в открытом стволе или внутри обсадной колонны.

 

6. Подготовка скважины к забуриванию

дополнительного ствола

 

6.1. Строительство дополнительных наклонных и горизонтальных стволов из эксплуатационной колонны может осуществляться в зависимости от конструкции и проектной глубины скважины с помощью стандартной буровой установки, а также с передвижных установок грузоподъемностью не менее 60 тонн, например А 60/80, АРБ-100, БР-125, КОРО-80, МБУ-60/80ВС (Россия), а также зарубежных передвижных установок фирм "Camco", "Cardwell", "Kremco", "IRI", "Ideco" (табл. 25, 26, 27, 28).

    6.2. При   использовании   передвижных    буровых    установок

произвести   монтаж   бурового   оборудования:   вышки  или  мачты

достаточной  грузоподъемности,  ротора,  обеспечивающего  вращение

                                  -1

инструмента с частотой 0,5 - 1,5 с  , насоса с производительностью

до 0,020 куб. м/с, циркуляционной системой с 2-, 3-трехступенчатой

очисткой и контрольно-измерительными приборами.

6.3. Провести дефектоскопию обсадной колонны с помощью...

6.4. Провести с помощью гироскопического инклинометра измерение параметров фактической траектории скважины.

6.5. Установить пакер или цементный мост (не менее 50 м) внутри обсадной колонны для отсечения нижней поврежденной или проперфорированной части обсадной колонны.

6.6. Прошаблонировать эксплуатационную колонну трубчатым шаблоном длиной не менее 3 м и диаметром на 3 - 4 мм менее внутреннего диаметра колонны.

6.7. Определить местоположение муфтовых соединений обсадных труб с помощью магнитного локатора муфт.

6.8. Проверить герметичность эксплуатационной колонны путем ее опрессовки давлением, величина которого определяется геологической службой предприятия.

6.9. При отсутствии цементного кольца за обсадной колонной прострелять колонну ниже интервала забуривания и произвести затрубное цементирование с подъемом цемента не менее чем на 20 м выше интервала забуривания.

 

7. Установка цементного моста

 

7.1. С помощью каверномера, профилемера определить поперечные размеры ствола скважины в интервале установки цементного моста.

7.2. Произвести замер фактической температуры в интервале установки моста.

7.3. Определить марку цемента и количество реагентов - регуляторов сроков схватывания тампонажного раствора исходя из динамической температуры и расчетной продолжительности процесса цементирования.

7.4. Произвести спуск бурильных труб или НТК до нижней отметки устанавливаемого моста, промыть скважину до полного выравнивания параметров бурового раствора.

7.5. Произвести технологическую операцию по установке цементного моста.

7.6. Произвести подъем бурильных труб до верхней отметки моста.

7.7. Промыть скважину для удаления излишнего цементного раствора, поднять инструмент и оставить скважину на время затвердения цемента - ОЗЦ.

7.8. По истечении времени ОЗЦ спустить долото на бурильных трубах, разбурить цементный мост до верхней отметки вырезанного участка обсадкой колонны и поднять инструмент из скважины.

 

8. Технология вырезания участка обсадной колонны

 

8.1. В зависимости от диаметра обсадной колонны выбрать бурильный инструмент диаметром 73 мм или 89; 101,6; 114,3 мм и утяжеленные бурильные трубы диаметром 95 мм или 108, 146 мм, длин не менее 80 - 100 м. Бурильный инструмент опрессовать для проверки на герметичность.

8.2. В случае применения универсального вырезающего устройства (УВУ-168, 178, 219, 245) для работы на технической воде используется заводская сборка УВУ с насадкой с проходным сечением ___ мм, а для работы на буровом растворе необходимо установить насадку с проходным сечением 14 мм.

8.3. Проверить надежность раскрытия и закрытия резцов вырезающего устройства путем прокачивания через него бурового раствора в количестве 0,01 - 1,012 куб. м/с, при этом перепад давления на устройстве должен быть в пределах 2,0 - 4,0 МПа. При прокачивании бурового раствора резцы должны выдвигаться из корпуса, а после прекращения циркуляции полностью "устанавливаться" в корпус.

8.4. После спуска вырезающего устройства на проектную глубину, ниже муфтового соединения на 0,5 - 1,0 м, приступить к прорезанию стенок обсадной колонны:

    8.4.1. Включить ротор и  вращать бурильную колонну (вырезающее

                                -1

устройство) с частотой 0,5 - 1 с   (30 - 60 об./мин).

8.4.2. Включить буровой насос и прокачивать буровой раствор в количестве 0,01 -  0,012 куб. м/с.

8.4.3. Через 15 - 20 мин. приступить к подаче инструмента вниз при осевой нагрузке на резцы от 5 до 10 кН, постепенно увеличивая количество прокачиваемой жидкости до 0,014 - 0,016 куб. м/с.

    8.4.4. После  появления  в  буровом  растворе  на  поверхности

металлической  стружки  шириной  не  менее  5  мм   и  заколонного

цементного  камня   приступить  к торцеванию  обсадной колонны при

                                         -1

частоте  вращения  инструмента  1 - 1,5 с    (60 - 90 об./мин.)  и

осевой нагрузке до 40 кН.

8.5. Через каждые 0,5 - 1,0 м фрезерования обсадной колонны производится профилактическая промывка.

8.6. Процесс разрушения обсадной колонны продолжается до проектной глубины или полного срабатывания резцов УВУ, которое сопровождается резким изменением механической скорости.

8.7. Перед подъемом бурильного инструмента на поверхность приподнять инструмент над "забоем" на 0,1 - 0,2 м и промыть скважину в течение одного цикла с производительностью насоса 0,014 - 0,016 куб. м/с.

8.8. Отключить насос и произвести подъем вырезающего устройства из скважины.

8.9. Заменить резцы, произвести спуск инструмента в скважину так, чтобы резцы находились на 0,3 - 0,5 м выше нижней отметки вырезанного участка колонны, и продолжить торцевание. В случае необходимости осуществляется разрушение муфтового соединения обсадной колонны.

8.10. После завершения этапа вырезки участка обсадной колонны промыть скважину и произвести подъем вырезающего устройства из скважины.

8.11. Уточнить длину вырезанного участка обсадной колонны электрокаротажем (при необходимости).

8.12. Провести техническое обслуживание вырезающего устройства.

 

9. Забуривание дополнительного ствола

 

9.1. Собрать ориентируемую КНБК.

9.2. Спустить ориентируемую КНБК на бурильных трубах до верхней отметки вырезанного участка обсадной колонны.

9.3. Сориентировать двигатель-отклонитель в проектном направлении с учетом значения расчетного угла закручивания бурильной колонны от реактивного момента забойного двигателя.

9.4. Приступить к забуриванию ствола в интервале, равном длине нижнего плеча отклонителя несколькими подачами долота при минимальной осевой нагрузке. Каждую последующую подачу начинать ниже отметки начала предыдущей подачи не более чем на 0,2 - 0,3 м, а заканчивать ниже отметки конца предыдущей подачи не более чем на 0,5 м. Общее время забуривания должно быть не более 0,17 ресурса долота.

9.5. Дальнейшее забуривание ствола осуществлять путем подачи долота с постепенным увеличением осевой нагрузки до оптимальной величины.

9.6. По составу шлама, выносимого буровым раствором из скважины, определить момент полного выхода долота в породу, после чего пробурить ствол на величину 8 - 10 м.

9.7. Поднять бурильный инструмент из скважины и произвести замеры зенитного угла и азимута забуренного ствола инклинометром через каждые 1 - 2 м от забоя.

 

10. Возможные неисправности при работе технических

средств и способы их устранения

 

Неисправности, возможные при вырезании участков колонны, приведены в табл.

 

Таблица 20

 

Наименование неисправности
    Внешние проявления    

 Вероятная причина

Метод устранения

             1            

         2        

        3      

Посадки вырезающего уст-  
ройства при спуске в сква-
жину                      

Смятие колонны    

Проработать ко-
лонну райбером и
прошаблонировать

Полное или частичное от-  
сутствие циркуляции бурово-
го раствора               

Негерметичность ко-
лонны. Поглощение 
раствора в интерва-
ле вырезания      

Ликвидировать  
негерметичность
закачкой цемент-
ного раствора. 
Использовать бу-
ровой раствор с
нужными парамет-
рами           

Повышение давления в нагне-
тательной линии в процессе
вырезания                 

Забито отверстие  
насадки           

Поднять вырезаю-
щее устройство,
разобрать и про-
чистить отверс-
тия            

Понижение давления в нагне-
тательной линии в процессе
вырезания                 

Размыто отверстие 
насадки. Негерме- 
тичность бурильной
колонны           

Поднять вырезаю-
щее устройство и
заменить насад-
ку. Ликвидиро- 
вать негерметич-
ность заменой  
дефектных труб,
замков и т.д.  

Колонна не прорезается. Ма-
лое количество или отсутс-
твие стружки металла в вы-
носимом растворе          

Негерметичность бу-
рильной колонны.  
Неправильная сборка
вырезающего устрой-
ства              

Ликвидировать  
негерметичность.
Проверить сборку
вырезающего уст-
ройства        

Инструмента "проваливает- 
ся"                       

Резцы сработаны   
полностью, недоста-
точное количество 
прокачиваемой жид-
кости, размыто от-
верстие насадки   

Поднять вырезаю-
щее устройство и
заменить резцы 

Резкое увеличение механи- 
ческой скорости без увели-
чения осевой нагрузки     

Резцы изношены по 
периферии и работа-
ют внутри колонны 

Приподнять уст-
ройство, увели-
чить промывку и
повторно резать
тот же участок 
колонны. В слу-
чае неудачи под-
нять устройство,
заменить резцы и
повторно торце-
вать тот же    
участок        

При выключении насоса резцы
не утапливаются в пазы кор-
пуса                      

Пружина не возвра-
щает толкатель с  
поршнем в крайнее 
положение из-за за-
диров, грязи и т.п.

Промыть и сма- 
зать цилиндр,  
поршень, толка-
тель. Проверить
состояние пружи-
ны             

 

11. Средства контроля и измерения параметров ствола

скважины и положения отклоняющих КНБК

 

Для измерения фактической траектории обсаженного ствола скважины, параметров дополнительного ствола и ориентирования отклоняющей КНБК внутри обсадной колонны и в открытом стволе используются гироскопические инклинометры и инклинометрические телеметрические системы (ИГ-36, ИГ-50, "Гидрокурсор", "SRO", таблицы 21, 22, 23, 24).

 

Таблица 21

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ГИРОСКОПИЧЕСКИХ ИНКЛИНОМЕТРОВ ИГ-36, ИГ-50

И ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ ЭТО-2М И СТТ3П-108

 

 N
п/п

        Параметры        

 ИГ-50 

 ИГ-36

ЭТО-2М

 СТТ3П-
  108  

 1

            2            

   3   

   4  

   5  

   6   

1 

Диаметр зонда, мм        

50     

36    

36    

108    

2 

Длина зонда, мм          
с удлинителем, мм        

2040   

1950  

675   

6390   

 

3260  

 

 

3 

Диапазон измерения зенит-
ного угла, град.         

0 - 60 

0 - 60

0 - 90

0 - 120

4 

Диапазон изменения азиму-
та, град.                

0 - 360

0 - 360

-     

0 - 360

5 

Диапазон изменения положе-
ния отклонителя, град.   

-      

-     

0 - 360

0 - 360

6 

Точность измерения зенит-
ного угла, град.         

+/- 0,5

+/- 0,5

+/- 0,5

+/- 1,0

7 

Точность изменения азимута:                                
в диапазоне изменения зенитного угла, град.                

от 2 до 4 град.          

+/- 5  

+/- 6 

-     

-      

от 4 до 25 град.         

+/- 4  

+/- 5 

-     

-      

от 25 до 60 град.        

+/- 8  

+/- 10

-     

-      

8 

Минимальный зенитный угол
для измерения азимута,   
град.                    

2      

2     

-     

-      

9 

Точность измерения положе-
ния отклонителя, град.   

-      

-     

+/- 5 

+/- 6  

10

Максимально допустимая   
температура при измерении,
град. С                  

60     

70    

90    

100    

11

Общий вес всего комплекта
с принадлежностями в     
транспортном ящике, кг   

70     

61    

150   

230    

12

Диаметр каротажного кабе-
ля, мм                   

9      

9     

9 - 12

9 - 12 

13

Курсовой уход гироскопа  
при динамических условиях
составляет за 60 минут при
зенитном угле 15 +/- 2   
град.                    

не более +/- 25

-     

-      

 

Таблица 22

 

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

ТЕЛЕСИСТЕМЫ "ГИРОКУРСОР" (НТ "КУРС")

 

Габариты внешнего корпуса, мм

- диаметр 45 <*>                 
- длина 2000                     

Диапазон измерений, град.   

- азимута 0 - 360 град. при угле 
наклона до 70 град.              
- зенитного угла 0 - 180 град.   
- положения отклонителя          
0 - 360 град.                    

Погрешности измерения, град.

- азимута +/- 1,5 град.          
- зенитного наклона +/- 0,15 град.
- положения отклонителя          
+/- 1 град.                      

Забойная температура, град. С

- 85                             

Давление на забое, МПа      

- до 40 <*>                      

Габариты наземного блока, мм

120 x 450 x 450                  

Линия связи                 

- одножильный геофизический кабель

Питание (на поверхности)    

- сеть переменного тока 220 В    

Потребляемая мощность, Вт   

- не более 50                    

 

------------------------------------

<*> Возможна дополнительная комплектация корпусом диаметром 50 мм, при этом давление на забое до 70 МПа.

 

Таблица 23

 

КАБЕЛЬНАЯ ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКАЯ СИСТЕМА "ПИЛОТ-БП26-01"

 

┌────────────────────────────────────────────────────────────────┐

│- кабельная   телеметрическая  система для управления   бурением│

│скважин по заданной траектории "Пилот-БП26-01" предназначена для│

│работы со  стандартным  одножильным  геофизическим кабелем КГ1 х│

│0,35 - 10-130  при  длине  не более 4000 м (или другим кабелем с│

│аналогичными параметрами)                                       │

├────────────────────────────────────────────────────────────────┤

│- рабочие условия для скважинной части:                         │

│   давление до 60 МПа;                                          │

│   забойная температура (в  зависимости  от варианта исполнения)│

│до +85 град. С; +125 град. С;                                   │

│   атмосферное давление 100 +/- 4 кПа (750 +/- 30 мм рт. ст.);  │

│   напряжение питания (в зависимости от варианта поставки):     │

│   а) автомобильная  бортовая   сеть  11...13,8   В   при   токе│

│нагрузки до 7 А;                                                │

│   б) промышленная однофазная сеть 50 Гц, 220 +/- 20 В          │

├────────────────────────────────────────────────────────────────┤

│                       Технические данные                       │

├────────────────────────────────────────────────────────────────┤

│- телесистема обеспечивает:                                     │

│   измерение угловых параметров траектории скважин;             │

│   измерение температуры;                                       │

│   измерение уровня вибраций;                                   │

│   определение угла установки отклонителя;                      │

│   расчет   траектории    скважины   и   выдачу   прогнозов   по│

│траектории                                                      │

├────────────────────────────────────────────────────────────────┤

│- перечень измеряемых параметров и основные погрешности:        │

│   магнитный азимут, град.                  0...360;            │

│   зенитный угол, град.                     0...180;            │

│   угол установки отклонителя, град.        0...180;            │

│   температура, град. С                     0...120             │

├────────────────────────────────────────────────────────────────┤

│- погрешности измерения, не более:                              │

│   азимута, град.                           1,5;                │

│   зенитного угла, град.                    0,15;               │

│   угла установки отклонителя, град.        1;                  │

│   температуры, град. С                     2                   │

└────────────────────────────────────────────────────────────────┘

 

Таблица 24

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ИНКЛИНОМЕТРОВ

И ТЕЛЕМЕТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ (SPERRY SUN)

 

┌───────────────────────┬────────────────────────────────────────┐

│       Параметры       │          Средства измерения            │

│                       ├───────┬───────────┬──────────┬─────────┤

│                       │много- │система    │   MWD    │Гироскоп │

│                       │точеч- │ориентиро- │          │   SRO   │

│                       │ный    │вания      │          │         │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼──────────┼─────────┤

│           1           │   2   │     3     │    4     │    5    │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼──────────┼─────────┤

│Диаметр зонда, мм      │44,5   │44,5       │88,9 и    │44,5     │

│                       │       │           │120,7     │         │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼──────────┼─────────┤

│Длина защитного кожу-  │1829 - │1829 -     │6400 -    │2743     │

│ха, мм                 │2743   │2743       │11000     │         │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼──────────┼─────────┤

│Максимально допустимая │125    │125        │125       │125      │

│температура, град. С   │       │           │          │         │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼──────────┼─────────┤

│Предельное забойное    │102    │102        │103,4     │66,8     │

│давление, МПа          │       │           │          │         │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼──────────┼─────────┤

│Источник питания       │11     │90 - 260 В,│-         │-        │

│                       │батарей│перемен-   │          │         │

│                       │       │ный ток    │          │         │

├───────────────────────┼───────┼───────────┴──────────┴─────────┤

│Объем памяти, точка    │1500   │запись на поверхности           │

│измерения              │       │                                │

├───────────────────────┼───────┼───────────┬───────────┬────────┤

│Диапазон измерения зе- │0 - 180│0 - 180    │0 - 180    │0 - 180 │

│нитного угла, град.    │       │           │           │        │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼───────────┼────────┤

│Диапазон измерения     │0 - 360│0 - 360    │0 - 360    │0 - 360 │

│азимута, град.         │       │           │           │        │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼───────────┼────────┤

│Диапазон измерения по- │-      │0 - 360    │0 - 360    │0 - 360 │

│ложения отклонителя,   │       │           │           │        │

│град.                  │       │           │           │        │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼───────────┼────────┤

│Точность измерения зе- │+/- 0,1│+/- 0,1    │+/- 0,2    │+/- 0,25│

│нитного угла, град.    │       │           │           │        │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼───────────┼────────┤

│Точность измерения     │+/- 1  │+/- 1      │+/- 1,5    │+/- 1,5 │

│азимута, град.         │       │           │           │        │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼───────────┼────────┤

│Рекомендуемое содержа- │-      │-          │2          │-       │

│ние песка, %           │       │           │           │        │

├───────────────────────┼───────┼───────────┼───────────┼────────┤

│Минимальное время об-  │-      │-          │-          │-       │

│новления данных, с:    │       │           │           │        │

│  инклинометрии        │-      │-          │9,3        │-       │

│  гамма-каротажа       │-      │-          │11,3       │-       │

└───────────────────────┴───────┴───────────┴───────────┴────────┘

 

Измеряются следующие параметры: зенитный угол, азимут, положения отклонителя и глубина спуска системы (при оснащении глубиномером).

Принципиальная схема гироскопического инклинометра представлена на рис. 1.

Измерительная система состоит из рамки отклонителя 2 с измерительным потенциометром отклонителя от вертикали 3, вращение которого осуществляется при помощи грузика рамки отклонителя 5 и гироскопа 8, устанавливаемого в карданной раме 7. Карданная рама и рамка отклонителя размещены в зонде и взаимно поворачиваются друг против друга. Отклонение от вертикали измеряется потенциометром 3 и совпадает с углом, образованным вертикальной и продольной осями зонда. Измеряемый азимут - это угол, образованный проекцией вертикальной оси зонда на горизонтальную плоскость и ранее выбранным направлением (например, юг - север).

Сигналы отклонения азимута, поступающие из зонда посредством каротажного кабеля, передаются на пульт измерения. Определяемые углы измеряются балансировкой омических датчиков, сопротивление которых является пропорциональным отклонению и азимуту зонда, находящегося в скважине.

Методические погрешности, возникающие в карданной раме, в которой установлен гироскоп, компенсируются устройством, установленным на измерительном пульте. Измерительная часть образована компенсационными потенциометрами отклонителя и азимута с индикаторным микроамперметром. Сигнал с коррекционного математического устройства (коррегирующего методические карданные погрешности) поступает на шкалу азимута. Управление коррекционным устройством связано с перемещением движков измерительных потенциометров.

Питающая часть оснащена разветвленным входом для питания прибора как постоянным, так и переменным током. Трансформаторные и выпрямительные контуры питающей системы служат для преодоления падений, вызванных сопротивлением каротажного кабеля. Конструкция прибора рассчитана на подключение каротажных кабелей разных диаметров с числом жил не менее трех.

Для соблюдения правильных соотношений напряжения в приборе должно быть обеспечено определенное сопротивление проводов в использованном кабеле. Это достигается за счет подсоединения вспомогательных сопротивлений. Для обеспечения более быстрого разбега гироскопа до рабочих оборотов (34000 об./мин.) служит вспомогательный источник питания, установленный в зонде.

Инклинометрическая телеметрическая система для ориентирования отклоняющих компоновок позволяет проводить следующие операции:

- ориентирование отклоняющей компоновки по заданному азимуту в стволе скважины путем измерения направления действия отклонителя относительно апсидальной плоскости;

- определение угла закручивания бурильной колонны под действием реактивного вращающего момента забойного двигателя и его учет при бурении скважины с использованием отклоняющего инструмента;

- проведение инклинометрических измерений непосредственно в процессе проводки скважины.

Комплект телеметрической системы включает следующие узлы: глубинный блок телеметрической системы (БГТС), глубинное измерительное устройство (УГИ), наземный пульт телеметрической системы (ПНТС), наземное измерительное устройство (УНИ), присоединительный фильтр (ФП).

Связь глубинной аппаратуры с наземной осуществляется по проводному каналу связи сбросового типа, выполненному в виде стандартного каротажного кабеля, снабженного контактными разъемами. Возможны два варианта спуска линии связи: через уплотнение вертлюга с использованием узла ввода кабеля в вертлюг и через специальное устройство для ввода кабеля (УВК) в составе бурильной колонны.

В глубинном контейнере размещены датчики для измерения азимута, угла положения отклонителя и зенитного угла (рис. 5). Принцип действия датчика азимута ДА основан на применении магнитного чувствительного элемента в виде стержня, устанавливающегося по направлению магнитного меридиана. Чувствительный элемент связан с ротором синусно-косинусного вращающего трансформатора (СКВТ), работающего в режиме фазовращателя. Для приведения прибора в горизонтальное положение компас датчика азимута имеет груз 1.

Работа датчика наклона ДН основана на применении эксцентричного груза 3, центр тяжести которого всегда находится на вертикали, проходящей через ось груза. Угол поворота посредством ротора СКВТ, связанного с грузом 3, преобразуется в фазу выходного сигнала, пропорционального зенитному углу скважины. Одному механическому градусу поворота ротора соответствует изменение фазы выходного сигнала на 6 град.

Принцип действия датчика положения отклонителя ДПО основан на повороте рамки с эксцентричным грузом 2 и укрепленными на ней датчиками ДА и ДН. Груз 2 стабилизирует рамку в апсидальной плоскости. Статор ДПО жестко связан с электронным блоком и немагнитным корпусом телеметрической системы. Угол поворота рамки преобразуется трансформатором в фазу выходного сигнала. Одному механическому градусу соответствует изменение фазы выходного сигнала на 1 град.

Пятидесятипериодные сигналы, передаваемые датчиками ДН, ДПО, ДА, имеют различную фазу (от 0 град. до 360 град.) и в зависимости от изменений измеряемого параметра поступают в глубинный передающий блок, осуществляющий последовательный опрос во времени глубинных датчиков и формирующий суммарный широтно-импульсный модулированный сигнал, и передающий его в токопровод.

Типовая схема операций при ориентировании отклоняющих компоновок в вертикальных и наклонных стволах скважины следующая.

До сборки отклонителя с телеметрической системой на нижнем переводнике ее корпуса строго на верхней образующей наносится метка "0", соответствующая нулевому показателю ДПО. После сборки отклонителя метка с верхнего переводника отклонителя переносится на нижний переводник телеметрической системы. Измеряется угол омега от метки, показывающей направления изгиба отклонителя, до метки "0" телеметрической системы по направлению движения часовой стрелки, если смотреть сверху вниз (рис. 6).

При ориентировании отклонителя в стволе скважины с зенитным углом более 3 град. проводятся следующие измерения (рис. 7):

- определяют сумму заданного угла установки отклонителя и угла смещения меток "Отклонитель" и "0", т.е. А = бетаз + омега, где бетаз - заданный угол установки отклонителя; омега - угол смещения меток "Отклонитель" и "0";

- поворотом бурильной колонны достигают показаний цифрового индикатора "Отклонитель", равных ранее вычисленному значению угла А (если угол А > 360 град., то из него нужно вычесть 360 град.);

- поворот бурильной колонны необходимо вести по направлению движению часовой стрелки;

- после поворота для снятия упругих деформаций колонны несколько раз приподнимают ее и опускают, контролируя по индикатору "Отклонитель" полученное значение (в случае его изменения поворотом колонны достигают нужных показателей).

Для ориентирования отклонителя в вертикальном стволе скважины необходимо (рис. 7):

определить сумму заданного азимута и измеренного угла смещения меток "Отклонитель" и "0", т.е. А = бетаз + омега, где бетаз - заданный азимут искривления ствола скважины; омега - угол смещения меток "Отклонитель" и "0";

установить тумблер ОА (азимут отклонителя) на наземном пульте в верхнее положение;

поворотом бурильной колонны добиться показаний индикатора "Отклонитель", равных полученному значению А (в процессе бурения поддерживать указанные показания индикатора "Отклонитель");

после набора зенитного угла по метке 3 тумблер ОА выключить и дальнейшее ориентирование отклонителя производить для условий наклонной скважины.

 

Таблица 25

 

ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ АГРЕГАТОВ

ДЛЯ РЕМОНТА И БУРЕНИЯ СКВАЖИН

 

┌──────────────────┬─────────────────────────────────────────────┐

│    Параметры     │               Тип установки                 │

│                  ├──────────┬──────────┬───────────┬───────────┤

│                  │  АР-60   │  А60/80  │  АРБ-100  │  БР-125   │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│         1        │    2     │    3     │     4     │     5     │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Грузоподъемность  │          │          │           │           │

│на крюке, кН:     │          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│ номинальная      │-         │600       │-          │750        │

│                  │          │          │           │           │

│ максимальная     │600       │800       │1000       │900        │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Наибольшая глубина│          │          │           │           │

│скважин, м:       │          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│ при бурении:     │          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│  бурильные трубы │2000      │2000      │2500       │-          │

│  диаметром 114 мм│          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│  бурильные трубы │2500      │2500      │3500       │2500       │

│  диаметром 89 мм │          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│ при ремонте и ос-│          │          │           │           │

│ воении:          │          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│  трубы диаметром │3500      │3500      │5000       │-          │

│  89 мм           │          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│  трубы диаметром │5000      │5000      │8000       │6400       │

│  73 мм           │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Диапазон скоростей│0,19 - 1,6│0,13 - 1,6│0,15 - 1,44│0,1 - 1,54 │

│подъема крюка, м/с│          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Номер схемы приво-│1         │1         │1          │1          │

│да установки <*>  │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Суммарная мощность│220       │220       │330        │500        │

│привода основных  │          │          │           │           │

│механизмов уста-  │          │          │           │           │

│новки, кВт:       │          │          │           │           │

│                  │          │          │           │           │

│ буровой лебедки  │220       │220       │320        │302        │

│                  │          │          │           │           │

│ ротора           │160       │160       │130        │170        │

│                  │          │          │           │           │

│ буровых насосов  │220       │220       │220        │470        │

│                  │(2 шт.)   │(2 шт.)   │(2 шт.)    │(2 шт.)    │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Оснастка талевой  │3 x 4     │3 x 4     │4 x 5      │4 x 5      │

│системы           │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Диаметр каната,   │25        │25,5      │25         │25         │

│мм                │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Мощность бурового │110       │110       │110        │235        │

│насоса, кВт       │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Наибольшее рабочее│32        │32        │32         │40         │

│давление, МПа     │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Наибольшая (иде-  │22        │22        │22         │26,7       │

│альная) подача,   │          │          │           │           │

│куб. дм/с         │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Длина свечи, м    │16        │16        │16         │16 - 21    │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Диаметр отверстия │410       │410       │410        │560        │

│в столе ротора, мм│          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┴──────────┴───────────┴───────────┤

│Тип вышки         │Телескопическая двухсекционная наклонная     │

├──────────────────┼──────────┬──────────┬───────────┬───────────┤

│Угол наклона вышки│6 град.   │6 град.   │4 град. 31'│3 град. 30'│

│в рабочем положе- │          │          │           │           │

│нии               │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Расстояние от тор-│1050      │1050      │2070       │1650       │

│ца рамы до оси    │          │          │           │           │

│скважины, мм      │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Высота мачты от   │22        │22,4      │30         │39         │

│земли до оси      │          │          │           │           │

│кронблока, м      │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Высота пола рабо- │1,2 - 2,5 │1,2 - 2,5 │2,2 - 4,0  │6,4        │

│чей площадки, м   │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Просвет для уста- │2,2       │2,2       │3,2        │5,05       │

│новки стволовой   │          │          │           │           │

│части сборки пре- │          │          │           │           │

│венторов, м       │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Емкость магазинов │3000      │3000      │5200       │4600 (при  │

│полатей (для бу-  │          │          │           │длине свечи│

│рильных труб диа- │          │          │           │16 м)      │

│метром 73 мм при  │          │          │           │           │

│длине свечи 12 м),│          │          │           │           │

│м                 │          │          │           │           │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Монтажная база    │КрАЗ-65101│БАЗ-69507 │БАЗ-69507  │Шасси      │

│                  │          │          │           │МЗКТ-79191,│

│                  │          │          │           │прицеп     │

│                  │          │          │           │4МЗАП-9859 │

├──────────────────┼──────────┼──────────┼───────────┼───────────┤

│Масса установки,  │26000     │37000     │12500      │265000     │

│кг                │          │          │           │           │

└──────────────────┴──────────┴──────────┴───────────┴───────────┘

 

------------------------------------

<*> Привод буровой лебедки и ротора осуществляется от общего двигателя, привод буровых насосов - индивидуально.

 

Изготовители: АР-60, А60/80, АРБ-100 - НПАК "Ранко"; АРБ-100 - АООТ "Кунгурский машиностроительный завод"; БР-125 - АООТ "ВЗБТ".

 

Таблица 26

 

КРАТКАЯ СПЕЦИФИКАЦИЯ

НА САМОХОДНЫЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ФИРМЫ "IRI"

 

┌────────────────────────────────┬──────────┬─────────┬──────────┐

│Грузоподъемность буровой, т     │125       │100      │80        │

├────────────────────────────────┼──────────┼─────────┼──────────┤

│Серия                           │750       │400      │300       │

├────────────────────────────────┼──────────┼─────────┼──────────┤

│Применение                      │бурение   │бурение  │бурение   │

│                                │ремонт    │ремонт   │ремонт    │

│                                │          │         │освоение  │

├────────────────────────────────┼──────────┼─────────┼──────────┤

│Мощность, л.с. (кВт)            │800 (600) │500 (375)│360 (270) │

│Количество двигателей           │2         │1        │1         │

├────────────────────────────────┼──────────┼─────────┼──────────┤

│Грузоподъемность мачты, т       │125 (160) │100 (125)│          │

│(API 4F)                        │          │         │80 (100)  │

│Высота мачты, м                 │35,6      │32,3     │29,3      │

│Наружные оттяжки                │есть      │есть     │есть      │

│Оснастка талей                  │6 x 5     │5 x 4    │5 x 4     │

│Стойки для низких температур    │есть      │есть     │есть      │

├────────────────────────────────┼──────────┼─────────┼──────────┤

│Тип лебедки (О - однобарабанная,│О/Д       │О/Д      │О/Д       │

│Д - двухбарабанная)             │          │         │          │

│Грузоподъемность одной тали, т  │18,5      │18,5     │18,5      │

│Тип вращательного привода       │механичес-│гидравли-│гидравли- │

│                                │кий       │ческий,  │ческий,   │

│                                │          │механи-  │механи-   │

│                                │          │ческий   │ческий    │

└────────────────────────────────┴──────────┴─────────┴──────────┘

 

Таблица 27

 

КРАТКАЯ СПЕЦИФИКАЦИЯ

НА САМОХОДНЫЕ БУРОВЫЕ УСТАНОВКИ ФИРМЫ "IDECO"

 

  Тип  

Мощность,
  л.с.  

Средний
вес, т

Габаритные размеры, м

Высота
мачты,
  м  

Грузо- 
подъем-
ность  
мачты, т

длина

ширина

 высота

   1   

    2   

   3  

  4 

  5  

   6   

  7  

   8   

DIR-3000

329     

  36,8

 16,7

  2,5

  4,0  

 29,4

  89,0 

DIR-5000

375     

  46,0

 17,7

  2,5

  4,0  

 31,8

  92,8 

DIR-7000

750 (2  
агрег.) 

  56,0

 19,5

  3,0

  4,0  

 33,8

 115,0 

DIR-800

882 (2  
агрег.) 

  62,5

 19,8

  3,0

  4,0  

 34,1

 158,3 

DIR-900

950 (2  
агрег.) 

  69,6

 19,8

  3,0

  4,0  

 34,1

 200,0 

 

Таблица 28

 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НБО 2500/160 ДПБМ

 

┌───────────────────────────────┬────────────────────────────────┐

│Допускаемая нагрузка на крюке, │1600 (160)                      │

│кН (тс)                        │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Условная глубина бурения, м    │2500                            │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Скорость подъема крюка, м/с    │0,15...1,5                      │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Диаметр отверстия в столе рото-│700                             │

│ра, мм                         │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Отметка пола буровой площадки, │6,6                             │

│м                              │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Мощность на входе буровой ле-  │550                             │

│бедки, кВт                     │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Диаметр барабана лебедки и его │450 x 990                       │

│длина, мм                      │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Торможение колонн труб при     │ленточным тормозом и вспомога-  │

│спуске                         │тельным тормозом типа ТЭП-45У   │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Регулирование подачи долота    │тормозом типа ТЭП-45У           │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Диаметр талевого каната, мм    │28                              │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Оснастка талевой системы       │4 x 5                           │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Мощность бурового насоса       │600                             │

│УНБТ-600, кВт                  │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Максимальное рабочее давление  │35                              │

│насоса, МПа                    │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Ротор типа Р-700 с угловым ре- │                                │

│дуктором                       │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Максимальный крутящий момент на│5000                            │

│столе ротора, кгс x м          │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Вертлюг УВ-160 МА с коническим │                                │

│подшипником                    │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Максимальное рабочее давление в│35                              │

│вертлюге, МПа                  │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Тип вышки                      │с передней открытой гранью, нак-│

│                               │лонная, из трех модульных секций│

│- монтаж                       │в горизонтальном положении      │

│- подъем в рабочее положение   │с помощью телескопических       │

│                               │гидроцилиндров                  │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Полезная высота вышки, м       │31                              │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Длина бурильной свечи, м       │18                              │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Вместимость магазинов бурильных│1000 м, трубы стальные диаметром│

│свечей                         │114 мм; 2052 м, трубы ЛБТ диа-  │

│                               │метром 129 мм; 120 м, трубы УБТ │

│                               │диаметром 203 мм                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Основание буровой площадки     │поперечного типа, на телескопи- │

│                               │ческих стойках, поднимаемое с   │

│                               │помощью талевой системы или кра-│

│                               │на                              │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Нагрузка на подроторные балки, │1600 (160)                      │

│кН (тс)                        │                                │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Нагрузка на подсвечник, кН (тс)│960 (96)                        │

├───────────────────────────────┼────────────────────────────────┤

│Средства механизации:          │                                │

│- захват бурильных труб        │пневмоклинья ПКР-560М-ОР        │

│- свинчивание и развинчивание  │ключ буровой типа АКБ           │

│труб                           │                                │

│- грузоподъемные работы        │пневмолебедка 3 тс              │

│                               │тали ручные червячные для монта-│

│                               │жа ПВО - 5 тс и в модуле насоса │

│                               │- 0,2 тс                        │

└───────────────────────────────┴────────────────────────────────┘

 

12. Компоновка низа бурильной колонны

 

12.1. Компоновка низа бурильной колонны выбирается с учетом возможности безаварийной работы в обсадной колонне диаметром 168 - 178 мм и обеспечения достаточной жесткости низа для беспрепятственного спуска 101,6 мм и 114 мм обсадной колонны до проектного забоя нового ствола скважины. Технические характеристики отечественных и зарубежных винтовых забойных двигателей, применяемых при строительстве дополнительного ствола, а также калибраторов, шарошечных и безопорных долот, представлены в таблицах 25, 25а, 25б, 26, 26а, 27.

 

Таблица 25

 

ШАРОШЕЧНЫЕ ДОЛОТА

 

   Модель  

                    Параметры                     

  диаметр, мм (тип 
долота по коду IADC)

           породы            

     1     

         2         

               3             

120,6 СЗ-ЦАУ

     120,6 (537)   

абразивные, средней твердости

139,7 СЗ-ЦАУ

     139,7 (537)   

абразивные, средней твердости

 

Таблица 25а

 

ДОЛОТА С АЛМАЗНО-ТВЕРДОСПЛАВНЫМИ ПЛАСТИНАМИ

И ПОЛИКРИСТАЛЛИЧЕСКИМИ СИНТЕТИЧЕСКИМИ

ТЕРМОСТОЙКИМИ АЛМАЗАМИ

 

┌──────────────────────────────────────┬─────────────────────────┐

│              Параметры               │          Модель         │

│                                      ├────────────┬────────────┤

│                                      │ДЛС 120,6 СТ│ДАП 120,6 МС│

├──────────────────────────────────────┼────────────┼────────────┤

│                 1                    │     2      │     3      │

├──────────────────────────────────────┼────────────┼────────────┤

│Размер, мм                            │    120,6   │   120,6    │

├──────────────────────────────────────┼────────────┼────────────┤

│Количество промывочных отверстий, шт. │      3     │     3      │

├──────────────────────────────────────┼────────────┼────────────┤

│Диаметр промывочных отверстий, мм     │     14     │    14      │

├──────────────────────────────────────┼────────────┼────────────┤

│Количество промывочных каналов, шт.   │      6     │     6      │

├──────────────────────────────────────┼────────────┼────────────┤

│                              -1      │            │            │

│Допустимая частота вращения, с        │      5     │     5      │

├──────────────────────────────────────┼────────────┼────────────┤

│Допустимая осевая нагрузка, кН        │     40     │    40      │

└──────────────────────────────────────┴────────────┴────────────┘

 

Таблица 25б

 

КАЛИБРАТОРЫ

 

Пара- 
метры 

                         Модель                        

К-120,6 СТ

К-120,6 МС

КС-120,6 СТ

КС-139,7 СТ

К-139,7 СТ

   1  

    2    

    3    

     4    

     5    

    6    

Лопасти

Прямые   

Прямые   

Спиральные

Спиральные

Прямые   

Число 
лопас-
тей   

3        

3        

3         

3         

3        

Диа-  
метр, 
мм    

120,6    

120,6    

120,6     

139,7     

139,7    

Длина 
калиб-
рующей
поверх-
ности,
мм    

220      

220      

220       

220       

220      

Тип   
воору-
жения 

Зубки ВК в пазах                                       

Длина 
калиб-
ратора,
мм    

300      

300      

300       

300       

300      

 

Таблица 26

 

ВИНТОВЫЕ ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ (ВНИИБТ)

 

┌─────────┬──────────────────────────────────────────────────────┐

│Параметры│                        Модель                        │

│         ├──────┬──────┬──────┬───────┬────────┬────────┬───────┤

│         │ Д-48 │ДГ-60 │ДГ-95 │ Д2-95 │ ДГ-108 │ Д2-108 │ДГ1-108│

│         │      │      │      │       │        │        │ (106) │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│    1    │  2   │  3   │  4   │   5   │   6    │   7    │   8   │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Диаметр, │48    │60    │95    │95     │108     │108     │108    │

│мм       │      │      │      │       │        │        │       │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Длина, мм│      │      │      │       │        │        │       │

│- общая  │1850  │2550  │2640  │3580   │2565    │3550    │3230   │

│- верхней│-     │1200  │2110  │-      │1970    │-       │2580   │

│секции   │      │      │      │       │        │        │       │

│- нижней │-     │530   │530   │-      │620     │-       │650    │

│секции   │      │      │      │       │        │        │       │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Диаметр  │55 -  │76,0  │120,6 │120,6 -│139,7 - │139,7 - │139,7 -│

│долота,  │93    │      │      │139,7  │151     │151     │151    │

│мм       │      │      │      │       │        │        │       │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Расход   │1,2 - │1,0 - │6,0 - │6,0 -  │6,0 -   │6,0 -   │6,0 -  │

│жидкости,│2,6   │2,0   │10,0  │10,0   │12,0    │12,0    │12,0   │

│куб. м/с │      │      │      │       │        │        │       │

│     -3  │      │      │      │       │        │        │       │

│(x 10  ) │      │      │      │       │        │        │       │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Частота  │4 -   │3,0 - │2,0 - │2,0 -  │1,5 - 3 │1,5 - 3 │1,5 - 3│

│вращения,│6,5   │6,0   │3,0   │3,0    │        │        │       │

│ -1      │      │      │      │       │        │        │       │

│с        │      │      │      │       │        │        │       │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Вращающий│0,06 -│0,07 -│0,6 - │0,8 -  │0,8 -   │1,1 -   │1,1 -  │

│момент,  │0,08  │0,1   │0,9   │1,2    │1,3     │1,8     │1,3    │

│кН x м   │      │      │      │       │        │        │       │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Перепад  │4,0 - │4,5 - │4,5 - │6,0 -  │3,5 -   │5,0 -   │4,5 -  │

│давления,│5,0   │5,5   │6,0   │9,0    │5,5     │8,5     │5,0    │

│МПа      │      │      │      │       │        │        │       │

├─────────┼──────┼──────┼──────┼───────┼────────┼────────┼───────┤

│Угол пе- │0     │2     │4     │0      │4       │0       │3      │

│рекоса   │      │      │      │       │        │        │       │

│секций,  │      │      │      │       │        │        │       │

│град.    │      │      │      │       │        │        │       │

└─────────┴──────┴──────┴──────┴───────┴────────┴────────┴───────┘

 

Таблица 26а

 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

ВИНТОВЫХ ЗАБОЙНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ SPERRY DRILL

 

┌──────┬─────────────────┬────────────┬──────────┬─────┬─────┬──────┬───────┐

│Наруж-│Диаметр сква-    │Производи-  │ Скорость │Макс.│Пере-│Заход-│Длина с│

│ный   │жины, мм         │тельность   │ вращения │кру- │пад  │ность │регули-│

│диа-  │                 │насосов,    │  долота, │тящий│дав- │винто-│руемым │

│метр, │                 │куб. м/с    │ об./мин. │мо-  │ле-  │вой   │корпу- │

│мм    │                 │     -3     │          │мент,│ния, │пары  │сом, м │

│      │                 │(x 10  )    │          │Н x м│МПа  │      │       │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│  1   │        2        │     3      │    4     │  5  │  6  │  7   │   8   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│44,45 │47,625 - 69,85   │0,63 - 1,26 │620 - 1240│0,03 │3,96 │1/2   │3,75   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│44,45 │47,625 - 69,85   │0,63 - 1,26 │310 - 620 │0,03 │1,96 │1/2   │3,75   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│60,325│73,025 - 88,9    │1,26 - 3,15 │550 - 1375│0,13 │6,03 │1/2   │4,88   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│60,325│73,025 - 88,9    │1,26 - 3,15 │274 - 685 │0,11 │3,03 │1/2   │4,88   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│60,325│73,025 - 88,9    │1,26 - 3,15 │160 - 400 │0,15 │2,62 │5/6   │3,38   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│85,725│98,425 - 120,65  │1,26 - 6,30 │195 - 650 │0,38 │4,72 │1/2   │7,25   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│85,725│98,425 - 120,65  │1,89 - 6,93 │98 - 360  │0,76 │5,0  │4/5   │5,64   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│85,725│98,425 - 120,65  │1,82 - 6,93 │48 - 176  │0,94 │3,31 │7/8   │5,64   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│92,075│101,6 - 149,225  │5,04 - 8,83 │242 - 565 │0,50 │3,79 │1/2   │7,22   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│92,075│101,6 - 149,225  │5,04 - 10,09│128 - 256 │1,06 │5,31 │4/5   │6,07   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│92,075│101,6 - 149,225  │5,04 - 10,09│68 - 136  │1,33 │2,58 │7/8   │6,07   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│120,65│149,225 - 200,025│6,30 - 12,61│225 - 450 │0,60 │2,62 │1/2   │7,1    │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│120,65│149,225 - 200,025│6,30 - 15,77│105 - 262 │1,64 │3,44 │4/5   │6,37   │

├──────┼─────────────────┼────────────┼──────────┼─────┼─────┼──────┼───────┤

│120,65│149,225 - 200,025│6,30 - 15,77│56 - 140  │1,99 │2,48 │7/8   │6,37   │

└──────┴─────────────────┴────────────┴──────────┴─────┴─────┴──────┴───────┘

 

13. Гидравлическая программа при бурении

дополнительного ствола

 

Общие потери давления слагаются из потерь в каждом элементе кругового движения бурового раствора в процессе и могут быть выражены формулой:

 

                      р = рБТ + рУБТ + рД + рЗП + рНЛ,

 

где: рБТ - потери давления в бурильных трубах и замковых соединениях, МПа; рУБТ - потери давления в УБТ, МПа; рД - потери давления в отверстиях долота, МПа; рЗП - потери давления в затрубном пространстве, МПа; рНЛ - потери давления в напорной линии, МПа.

Потери давления в циркуляционной системе скважины определяют по методике [9].

По этой методике потери давления в бурильных трубах и замковых соединениях определяются по формуле:

 

                                          2               4

                    рБТ = альфаБТ x ро x Q  x LБТ x g x 10 ,

 

где: альфаБТ - коэффициент, пропорциональный коэффициенту сопротивления (табл. 31); ро - плотность бурового раствора, т/куб. м; Q - подача насоса, л/с; LБТ - длина бурильных труб, м.

 

Таблица 31

 

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СОПРОТИВЛЕНИЯ

В БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ И ЗАМКАХ ТИПА ЗН

 

┌───────┬──────┬──────────────────────────────────────────────────────────────┐

│Диаметр│Тол-  │  Значение коэффициента альфакр при подаче насоса, куб. дм/с  │

│буриль-│щина  ├────────────┬────────────┬────────────┬───────────┬───────────┤

│ных    │стенки│     5      │   6 - 10   │  11 - 15   │  16 - 20  │  21 - 25  │

│труб,  │      │            │            │            │           │           │

│мм     │      │            │            │            │           │           │

├───────┼──────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┼───────────┤

│   1   │  2   │     3      │     4      │     5      │     6     │     7     │

├───────┼──────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┼───────────┤

│       │      │          -4│          -4│          -4│           │           │

│   73  │   7  │11,44 x 10  │11,35 x 10  │11,33 x 10  │     -     │     -     │

│       │      │          -4│          -4│          -4│           │           │

│       │   9  │24,33 x 10  │24,26 x 10  │24,24 x 10  │     -     │     -     │

│       │      │          -4│          -4│          -4│           │           │

│       │  11  │52,02 x 10  │51,93 x 10  │51,90 x 10  │     -     │     -     │

├───────┼──────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┼───────────┤

│       │      │         -4 │         -4 │         -4 │         -4│           │

│   89  │   7  │5,02 x 10   │4,92 x 10   │4,90 x 10   │4,83 x 10  │     -     │

│       │      │         -4 │         -4 │         -4 │         -4│           │

│       │   8  │5,94 x 10   │5,91 x 10   │5,89 x 10   │5,88 x 10  │     -     │

│       │      │         -4 │         -4 │         -4 │         -4│           │

│       │  11  │6,35 x 10   │6,31 x 10   │6,29 x 10   │6,28 x 10  │     -     │

├───────┼──────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┼───────────┤

│       │      │            │         -5 │         -5 │         -5│         -5│

│  114  │   7  │     -      │2,53 x 10   │2,49 x 10   │2,47 x 10  │2,42 x 10  │

│       │      │            │         -5 │         -5 │         -5│         -5│

│       │   8  │     -      │3,18 x 10   │3,14 x 10   │3,10 x 10  │3,08 x 10  │

│       │      │            │         -5 │         -5 │         -5│         -5│

│       │   9  │     -      │4,02 x 10   │3,98 x 10   │3,93 x 10  │3,91 x 10  │

│       │      │            │         -5 │         -5 │         -5│         -5│

│       │  10  │     -      │5,19 x 10   │5,16 x 10   │5,11 x 10  │5,09 x 10  │

│       │      │            │         -5 │         -5 │         -5│         -5│

│       │  11  │     -      │6,70 x 10   │6,68 x 10   │6,63 x 10  │6,61 x 10  │

└───────┴──────┴────────────┴────────────┴────────────┴───────────┴───────────┘

 

Потери давления в утяжеленных бурильных трубах определяются по формуле:

 

                                         2                4

                 рУБТ = альфаУБТ x ро х Q  x LУБТ x g x 10 ,

 

где LУБТ - длина УБТ, м.

Значения альфаУБТ приведены в табл. 32.

 

Таблица 32

 

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СОПРОТИВЛЕНИЯ

В УТЯЖЕЛЕННЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБАХ

 

┌────────────────────────────┬───────────────────────────────────┐

│      Диаметр УБТ, мм       │  Значение коэффициента альфаУБТ   │

├───────────────┬────────────┤                                   │

│   наружный    │ внутренний │                                   │

├───────────────┼────────────┼───────────────────────────────────┤

│       1       │     2      │                 3                 │

├───────────────┼────────────┼───────────────────────────────────┤

│               │            │                     -4            │

│      95       │     32     │            7,51 x 10              │

├───────────────┼────────────┼───────────────────────────────────┤

│               │            │                     -3            │

│     108       │     38     │            2,19 x 10              │

├───────────────┼────────────┼───────────────────────────────────┤

│               │            │                     -3            │

│     146       │     75     │            5,17 x 10              │

└───────────────┴────────────┴───────────────────────────────────┘

 

Потери давления в насадках долота можно определить по формуле:

 

                                       2         4

                   рД = альфаД x ро x Q  x g x 10 .

 

Значения альфаД приведены в табл. 33.

 

Таблица 33

 

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СОПРОТИВЛЕНИЯ

В ОТВЕРСТИЯХ ДОЛОТА

 

┌─────────────────────────────┬──────────────────────────────────┐

│     Диаметр долота, мм      │   Значение коэффициента альфаД   │

├─────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤

│              1              │                 2                │

├─────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤

│                             │                     -3           │

│             118             │           92,65 x 10             │

├─────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤

│                             │                     -3           │

│             140             │           56,75 x 10             │

├─────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤

│                             │                     -3           │

│             161             │           37,62 x 10             │

├─────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤

│                             │                     -3           │

│             190             │           31,52 x 10             │

└─────────────────────────────┴──────────────────────────────────┘

 

Потери давления в затрубном пространстве можно определить по формуле:

 

                     2         4

         рЗП = ро x Q  x g x 10  x (альфа1ЗП x LБТ + альфа2ЗП x LУБТ),

 

где альфа1ЗП и альфа2ЗП - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления при течении бурового раствора в затрубном пространстве между стенками скважины и бурильными трубами (табл. 34) и между стенками скважины и утяжеленными бурильными трубами (табл. 35).

 

Таблица 34

 

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СОПРОТИВЛЕНИЯ

В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ МЕЖДУ СТЕНКАМИ СКВАЖИНЫ

И БУРИЛЬНЫМИ ТРУБАМИ

 

┌───────┬───────┬───────────────────────────────────────────────────────────┐

│Диаметр│Диаметр│Значение коэффициента альфа1ЗП при подаче насоса, куб. дм/с│

│долота,│буриль-├───────────┬───────────┬───────────┬───────────┬───────────┤

│  мм   │ных    │     5     │  6 - 10   │  11 - 15  │  16 - 20  │  21 - 25  │

│       │труб,  │           │           │           │           │           │

│       │мм     │           │           │           │           │           │

├───────┼───────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┤

│   1   │   2   │     3     │     4     │     5     │     6     │     7     │

├───────┼───────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┤

│       │       │         -5│         -5│         -5│           │           │

│ 118   │  73   │12,3 x 10  │8,05 x 10  │6,85 x 10  │     -     │     -     │

├───────┼───────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┤

│       │       │         -5│         -5│         -5│         -5│           │

│ 140   │  89   │10,4 x 10  │4,51 x 10  │3,53 x 10  │3,25 x 10  │     -     │

├───────┼───────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┤

│       │       │         -5│         -5│         -5│         -5│           │

│ 161   │  89   │ 7,0 x 10  │2,58 x 10  │1,34 x 10  │1,08 x 10  │     -     │

├───────┼───────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┼───────────┤

│       │       │           │         -5│         -5│         -5│         -5│

│ 190   │ 114   │     -     │2,07 x 10  │1,06 x 10  │0,66 x 10  │0,62 x 10  │

└───────┴───────┴───────────┴───────────┴───────────┴───────────┴───────────┘

 

Таблица 35

 

ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СОПРОТИВЛЕНИЯ

В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ МЕЖДУ СТЕНКАМИ СКВАЖИНЫ

И УТЯЖЕЛЕННЫМИ БУРИЛЬНЫМИ ТРУБАМИ

 

┌──────┬───────┬───────────────────────────────────────────────────────────────┐

│Диа-  │Диаметр│  Значение коэффициента альфа2ЗП при подаче насоса, куб. дм/с  │

│метр  │буриль-├────────────┬────────────┬────────────┬────────────┬───────────┤

│доло- │ных    │     5      │   6 - 10   │  11 - 15   │  16 - 20   │  21 - 25  │

│та, мм│труб,  │            │            │            │            │           │

│      │мм     │            │            │            │            │           │

├──────┼───────┼────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┤

│  1   │   2   │     3      │     4      │     5      │     6      │     7     │

├──────┼───────┼────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┤

│      │       │         -5 │          -5│          -5│            │           │

│ 118  │   95  │46,8 x 10   │42,41 x 10  │38,32 x 10  │     -      │     -     │

├──────┼───────┼────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┤

│      │       │          -5│          -5│         -5 │          -5│           │

│ 140  │  108  │18,83 x 10  │12,82 x 10  │11,4 x 10   │10,61 x 10  │     -     │

├──────┼───────┼────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┤

│      │       │         -5 │         -5 │          -5│         -5 │           │

│ 161  │  108  │9,63 x 10   │3,71 x 10   │2,34 x 10   │2,21 x 10   │     -     │

├──────┼───────┼────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────┤

│      │       │            │         -5 │          -5│         -5 │         -5│

│ 190  │  146  │     -      │5,82 x 10   │2,77 x 10   │2,52 x 10   │2,37 x 10  │

└──────┴───────┴────────────┴────────────┴────────────┴────────────┴───────────┘

 

Потери давления в напорной линии:

 

                                          2         4

                    рНЛ = альфаНЛ x ро x Q  x g x 10 ,

 

где альфаНЛ - коэффициенты сопротивления для определения потерь давления элементов обвязки насоса:

 

                 альфаНЛ = альфаСТ + альфаБШ + альфаВ + альфаВТ,

 

где:

альфаСТ - коэффициент сопротивления стояка диаметром 114 мм (альфаСТ = 0,00355);

альфаБШ - коэффициент сопротивления бурового шланга (альфаСТ = 0,00293);

альфаВ - коэффициент сопротивления вертлюга (альфаСТ = 0,009);

альфаВТ - коэффициент сопротивления ведущей трубы (для 65 мм трубы альфаСТ = 0,0018).

Для выполнения практических расчетов составлены таблицы с величинами потерь давления в отдельных элементах циркуляционной системы при строительстве дополнительного ствола при прокачивании технической воды или бурового раствора с различными реологическими параметрами.

 

Таблица 36

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ ЗА ТРУБАМИ

ТИПА ПН 88,9 ММ ДЛИНОЙ 1000 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Рас-
ход
во-
ды,
л/с

                         Диаметр обсадной трубы, мм                         

         168,3        

                       177,8                        

                           Толщина стенки, мм                               

 7,3

 8,9

10,6

12,1

 5,9

 6,9

 8,1

 9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

 3 

 2,45

 2,92

 3,55

 4,26

 1,33

 1,46

 1,64

 1,83

 2,06

 2,31

 2,63

 2,94

 3,41

 4 

 4,06

 4,83

 5,87

 7,04

 2,21

 2,42

 2,72

 3,02

 3,41

 3,83

 4,35

 4,86

 5,64

 5 

 5,99

 7,14

 8,68

10,41

 3,26

 3,58

 4,01

 4,47

 5,04

 5,65

 6,43

 7,18

 8,33

 6 

 8,25

 9,82

11,94

14,32

 4,49

 4,93

 5,52

 6,15

 6,94

 7,78

 8,85

 9,88

11,46

 7 

10,80

12,87

15,64

18,75

 5,88

 6,45

 7,23

 8,05

 9,09

10,19

11,58

12,94

15,01

 8 

13,64

16,25

19,76

23,69

 7,43

 8,15

 9,14

10,17

11,48

12,87

14,63

16,35

18,97

 9 

16,76

19,97

24,28

29,11

 9,13

10,01

11,22

12,50

14,11

15,81

17,98

20,09

23,31

10 

20,16

24,02

29,20

35,00

10,98

12,04

13,50

15,03

16,96

19,02

21,63

24,15

28,03

11 

23,82

28,38

34,50

41,35

12,97

14,23

15,95

17,76

20,04

22,47

25,55

28,54

33,11

12 

27,74

33,05

40,18

48,15

15,10

16,57

18,57

20,68

23,34

26,16

29,75

33,23

38,56

13 

31,91

38,01

46,22

55,40

17,37

19,06

21,36

23,79

26,85

30,10

34,23

38,23

44,36

14 

36,32

43,28

52,62

63,07

19,78

21,70

24,32

27,08

30,56

34,26

38,97

43,52

50,50

15 

40,99

48,83

59,37

71,16

22,32

24,48

27,44

30,56

34,49

38,66

43,97

49,11

56,98

 

Таблица 37

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 88,9 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                    Диаметр обсадной трубы, мм                        

        168,3       

                       177,8                    

                           Толщина стенки, мм                         

 

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,02

0,03

 0,04

 0,04

0,01

0,01

0,02

0,02

 0,02

 0,02

 0,03

 0,03

 0,03

   4 

0,04

0,05

 0,06

 0,07

0,02

0,02

0,03

0,03

 0,03

 0,04

 0,04

 0,05

 0,06

   5 

0,06

0,07

 0,09

 0,10

0,03

0,04

0,04

0,05

 0,05

 0,06

 0,06

 0,07

 0,08

   6 

0,08

0,10

 0,12

 0,14

0,04

0,05

0,05

0,06

 0,07

 0,08

 0,09

 0,10

 0,11

   7 

0,11

0,13

 0,16

 0,19

0,06

0,07

0,07

0,08

 0,09

 0,10

 0,12

 0,13

 0,15

   8 

0,14

0,16

 0,20

 0,24

0,07

0,08

0,09

0,10

 0,11

 0,13

 0,15

 0,16

 0,19

   9 

0,17

0,20

 0,24

 0,29

0,09

0,10

0,11

0,12

 0,14

 0,16

 0,18

 0,20

 0,23

  10 

0,20

0,24

 0,29

 0,35

0,11

0,12

0,13

0,15

 0,17

 0,19

 0,22

 0,24

 0,28

  11 

0,24

0,28

 0,35

 0,41

0,13

0,14

0,16

0,18

 0,20

 0,22

 0,26

 0,28

 0,33

  12 

0,28

0,33

 0,40

 0,48

0,15

0,17

0,19

0,21

 0,23

 0,26

 0,30

 0,33

 0,39

  13 

0,32

0,38

 0,46

 0,55

0,17

0,19

0,21

0,24

 0,27

 0,30

 0,34

 0,38

 0,44

  14 

0,36

0,43

 0,53

 0,63

0,20

0,22

0,24

0,27

 0,31

 0,34

 0,39

 0,44

 0,50

  15 

0,41

0,49

 0,59

 0,71

0,22

0,24

0,27

0,31

 0,34

 0,39

 0,44

 0,49

 0,57

 

Таблица 38

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 101,6 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                    Диаметр обсадной трубы, мм                        

        168,3       

                      177,8                     

                          Толщина стенки, мм                          

 7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,04

0,05

 0,07

 0,08

0,02

0,02

0,03

0,03

 0,04

 0,04

 0,05

 0,05

 0,06

   4 

0,07

0,09

 0,11

 0,14

0,03

0,04

0,04

0,05

 0,06

 0,07

 0,08

 0,09

 0,11

   5 

0,11

0,13

 0,17

 0,21

0,05

0,06

0,07

0,07

 0,09

 0,10

 0,11

 0,13

 0,16

   6 

0,15

0,18

 0,23

 0,29

0,07

0,08

0,09

0,10

 0,12

 0,14

 0,16

 0,18

 0,22

   7 

0,19

0,23

 0,30

 0,37

0,09

0,10

0,12

0,13

 0,15

 0,18

 0,21

 0,24

 0,28

   8 

0,24

0,30

 0,38

 0,47

0,12

0,13

0,15

0,17

 0,20

 0,22

 0,26

 0,30

 0,36

   9 

0,30

0,36

 0,46

 0,58

0,14

0,16

0,18

0,21

 0,24

 0,28

 0,32

 0,37

 0,44

  10 

0,35

0,44

 0,56

 0,70

0,17

0,19

0,22

0,25

 0,29

 0,33

 0,39

 0,44

 0,53

  11 

0,42

0,52

 0,66

 0,83

0,20

0,23

0,26

0,30

 0,34

 0,39

 0,46

 0,52

 0,63

  12 

0,49

0,60

 0,77

 0,96

0,24

0,27

0,30

0,34

 0,40

 0,45

 0,53

 0,61

 0,73

  13 

0,56

0,69

 0,88

 1,11

0,27

0,30

0,35

0,40

 0,46

 0,52

 0,61

 0,70

 0,84

  14 

0,64

0,79

 1,00

 1,26

0,31

0,35

0,40

0,45

 0,52

 0,60

 0,70

 0,80

 0,95

  15 

0,72

0,89

 1,13

 1,42

0,35

0,39

0,45

0,51

 0,59

 0,67

 0,79

 0,90

 1,08

 

Таблица 39

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 108 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                  Диаметр обсадной трубы, мм                          

        168,3       

                      177,8                     

                        Толщина стенки, мм                            

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,06

0,08

 0,10

 0,13

0,03

0,03

0,04

0,04

 0,05

 0,06

 0,07

 0,08

 0,10

   4 

0,10

0,13

 0,17

 0,22

0,05

0,05

0,06

0,07

 0,08

 0,09

 0,11

 0,13

 0,16

   5 

0,15

0,19

 0,25

 0,32

0,07

0,08

0,09

0,10

 0,12

 0,14

 0,16

 0,19

 0,24

   6 

0,21

0,26

 0,34

 0,45

0,09

0,10

0,12

0,14

 0,16

 0,19

 0,23

 0,26

 0,32

   7 

0,27

0,34

 0,45

 0,58

0,12

0,14

0,16

0,18

 0,21

 0,25

 0,30

 0,35

 0,42

   8 

0,34

0,43

 0,57

 0,74

0,15

0,17

0,20

0,23

 0,27

 0,31

 0,37

 0,44

 0,54

   9 

0,42

0,53

 0,70

 0,91

0,19

0,21

0,25

0,28

 0,33

 0,39

 0,46

 0,54

 0,66

  10 

0,50

0,64

 0,84

 1,09

0,23

0,26

0,30

0,34

 0,40

 0,47

 0,55

 0,64

 0,79

  11 

0,59

0,76

 0,99

 1,29

0,27

0,30

0,35

0,40

 0,47

 0,55

 0,65

 0,76

 0,94

  12 

0,69

0,88

 1,16

 1,50

0,31

0,35

0,41

0,47

 0,55

 0,64

 0,76

 0,89

 1,09

  13 

0,80

1,01

 1,33

 1,73

0,36

0,40

0,47

0,54

 0,63

 0,74

 0,88

 1,02

 1,26

  14 

0,91

1,15

 1,51

 1,96

0,41

0,46

0,53

0,61

 0,72

 0,84

 1,00

 1,16

 1,43

  15 

1,02

1,30

 1,71

 2,22

0,46

0,52

0,60

0,69

 0,81

 0,95

 1,13

 1,31

 1,61

 

Таблица 40

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 120,6 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                    Диаметр обсадной трубы, мм                        

        168,3       

                      177,8                     

                         Толщина стенки, мм                           

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,15

0,21

 0,30

 0,44

0,05

0,06

0,07

0,09

 0,11

 0,13

 0,17

 0,21

 0,28

   4 

0,25

0,34

 0,50

 0,73

0,09

0,10

0,12

0,15

 0,18

 0,22

 0,28

 0,34

 0,46

   5 

0,36

0,50

 0,74

 1,08

0,13

0,15

0,18

0,22

 0,27

 0,33

 0,41

 0,51

 0,68

   6 

0,50

0,69

 1,01

 1,48

0,18

0,21

0,25

0,30

 0,37

 0,45

 0,57

 0,70

 0,93

   7 

0,65

0,91

 1,33

 1,94

0,23

0,27

0,33

0,39

 0,48

 0,59

 0,74

 0,91

 1,22

   8 

0,83

1,14

 1,68

 2,46

0,30

0,34

0,41

0,49

 0,61

 0,74

 0,94

 1,16

 1,55

   9 

1,01

1,41

 2,06

 3,02

0,36

0,42

0,51

0,61

 0,75

 0,91

 1,15

 1,42

 1,90

  10 

1,22

1,69

 2,48

 3,63

0,44

0,51

0,61

0,73

 0,90

 1,10

 1,39

 1,71

 2,28

  11 

1,44

2,00

 2,93

 4,29

0,52

0,60

0,72

0,83

 1,06

 1,30

 1,64

 2,02

 2,70

  12 

1,68

2,32

 3,41

 4,99

0,60

0,70

0,84

1,01

 1,24

 1,51

 1,91

 2,35

 3,14

  13 

1,93

2,67

 3,93

 5,74

0,69

0,80

0,97

1,16

 1,42

 1,74

 2,20

 2,70

 3,61

  14 

2,20

3,04

 4,47

 6,54

0,79

0,91

1,10

1,32

 1,62

 1,98

 2,50

 3,08

 4,12

  15 

2,48

3,44

 5,04

 7,38

0,89

1,03

1,24

1,49

 1,83

 2,23

 2,82

 3,47

 4,64

 

Таблица 41

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА ЛБТ ДИАМЕТРОМ 90 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                     Диаметр обсадной трубы, мм                       

        168,3       

                      177,8                     

                          Толщина стенки, мм                          

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,03

0,03

 0,04

 0,04

0,01

0,02

0,02

0,02

 0,02

 0,02

 0,03

 0,03

 0,04

   4 

0,04

0,05

 0,06

 0,07

0,02

0,03

0,03

0,03

 0,04

 0,04

 0,05

 0,05

 0,06

   5 

0,06

0,07

 0,09

 0,11

0,03

0,04

0,04

0,05

 0,05

 0,06

 0,07

 0,08

 0,09

   6 

0,09

0,10

 0,13

 0,15

0,05

0,05

0,06

0,06

 0,07

 0,08

 0,09

 0,10

 0,12

   7 

0,11

0,13

 0,16

 0,20

0,06

0,07

0,08

0,08

 0,09

 0,11

 0,12

 0,14

 0,16

   8 

0,14

0,17

 0,21

 0,25

0,08

0,08

0,09

0,11

 0,12

 0,13

 0,15

 0,17

 0,20

   9 

0,18

0,21

 0,26

 0,31

0,09

0,10

0,12

0,13

 0,15

 0,17

 0,19

 0,20

 0,24

  10 

0,21

0,25

 0,31

 0,37

0,11

0,12

0,14

0,16

 0,18

 0,20

 0,23

 0,25

 0,29

  11 

0,25

0,30

 0,36

 0,44

0,13

0,15

0,17

0,18

 0,21

 0,23

 0,27

 0,30

 0,35

  12 

0,29

0,35

 0,42

 0,51

0,16

0,17

0,19

0,22

 0,24

 0,27

 0,31

 0,35

 0,40

  13 

0,33

0,40

 0,49

 0,58

0,18

0,20

0,22

0,25

 0,28

 0,31

 0,36

 0,40

 0,47

  14 

0,38

0,45

 0,55

 0,66

0,20

0,23

0,25

0,28

 0,32

 0,36

 0,41

 0,46

 0,53

  15 

0,43

0,51

 0,62

 0,75

0,20

0,25

0,29

0,32

 0,36

 0,40

 0,46

 0,51

 0,60

 

Таблица 42

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА ЛБТ ДИАМЕТРОМ 103 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                    Диаметр обсадной трубы, мм                        

        168,3       

                       177,8                    

                         Толщина стенки, мм                           

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,05

0,06

 0,07

 0,09

0,02

0,02

0,03

0,03

 0,04

 0,04

 0,05

 0,06

 0,07

   4 

0,08

0,10

 0,12

 0,15

0,04

0,04

0,05

0,05

 0,06

 0,07

 0,08

 0,10

 0,12

   5 

0,11

0,14

 0,18

 0,23

0,05

0,06

0,07

0,08

 0,09

 0,11

 0,12

 0,14

 0,17

   6 

0,16

0,19

 0,25

 0,31

0,07

0,08

0,10

0,11

 0,13

 0,15

 0,17

 0,20

 0,24

   7 

0,20

0,25

 0,32

 0,41

0,10

0,11

0,13

0,14

 0,17

 0,19

 0,22

 0,26

 0,31

   8 

0,26

0,32

 0,41

 0,52

0,12

0,14

0,16

0,18

 0,21

 0,24

 0,28

 0,32

 0,39

   9 

0,32

0,39

 0,50

 0,64

0,15

0,17

0,19

0,22

 0,26

 0,30

 0,35

 0,40

 0,48

  10 

0,38

0,47

 0,61

 0,77

0,18

0,20

0,23

0,27

 0,31

 0,35

 0,42

 0,48

 0,58

  11 

0,45

0,56

 0,72

 0,90

0,22

0,24

0,28

0,31

 0,36

 0,42

 0,49

 0,56

 0,68

  12 

0,52

0,65

 0,83

 1,05

0,25

0,28

0,32

0,37

 0,42

 0,49

 0,57

 0,66

 0,79

  13 

0,60

0,75

 0,96

 1,21

0,29

0,32

0,37

0,42

 0,49

 0,56

 0,66

 0,76

 0,91

  14 

0,69

0,85

 1,09

 1,38

0,33

0,37

0,42

0,48

 0,56

 0,64

 0,75

 0,86

 1,04

  15 

0,78

0,96

 1,23

 1,56

0,37

0,42

0,48

0,54

 0,63

 0,72

 0,85

 0,97

 1,17

 

Таблица 43

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ВНУТРИ ТРУБ

ТИПА ПН ДЛИНОЙ 1000 М ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

Диаметр бурильных труб, мм

          Тип замка         

           88,9           

    ЗП-121-68   

 ЗП-127-65

    Толщина стенки, мм    

    Внутренний диаметр, мм  

    9,4    

     11,4    

       68       

    65    

   3 

    89,25  

   117,98    

       33,5     

     38,0 

   4 

   147,65  

   195,19    

       59,6     

     67,6 

   5 

   218,19  

   288,43    

       93,1     

    105,6 

   6 

   300,19  

   396,83    

      134,0     

    152,0 

   7 

   393,15  

   519,71    

      182,4     

    206,9 

   8 

   496,65  

   656,52    

      238,3     

    270,3 

   9 

   610,33  

   806,8     

      301,6     

    342,0 

  10 

   733,9   

   970,16    

      372,3     

    422,3 

  11 

   867,11  

  1146,25    

      450,5     

    510,9 

  12 

  1009,73  

  1334,78    

      536,1     

    608,1 

  13 

  1161,55  

  1535,48    

      629,2     

    713,6 

  14 

  1322,4   

  1748,1     

      729,7     

    827,7 

  15 

  1492,1   

  1972,43    

      839,7     

    650,1 

 

Таблица 44

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ВНУТРИ УБТ

ДЛИНОЙ 10 М ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                   Диаметр УБТ, мм                      

         88,9       

  101,6 

 104,8 

  108 

 120,6 

                   Внутренний диаметр, мм               

   38,1  

    45   

   54   

  50,8 

  56  

  57,1 

   3 

   16,16 

    7,33 

   3,08 

  4,12 

  2,59

  2,36 

   4 

   26,73 

   12,12 

   5,10 

  6,82 

  4,29

  3,91 

   5 

   39,50 

   17,92 

   7,54 

 10,07 

  6,34

  5,78 

   6 

   54,35 

   24,65 

  10,37 

 13,86 

  8,72

  7,95 

   7 

   71,17 

   32,28 

  13,58 

 18,15 

 11,42

 10,42 

   8 

   89,91 

   40,78 

  17,15 

 22,93 

 14,43

 13,16 

   9 

  110,49 

   50,40 

  21,08 

 28,18 

 17,73

 16,17 

  10 

  132,86 

   60,26 

  25,35 

 33,88 

 21,33

 19,44 

  11 

  156,98 

   71,20 

  29,95 

 40,03 

 25,20

 22,97 

  12 

  182,80 

   82,91 

  34,87 

 46,61 

 29,34

 26,75 

  13 

  210,28 

   95,38 

  40,12 

 53,62 

 33,75

 30,77 

  14 

  239,40 

  108,58 

  45,67 

 61,05 

 38,43

 35,03 

  15 

  270,13 

  122,52 

  51,53 

 68,88 

 43,36

 39,53 

 

Таблица 45

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ВНУТРИ АЛЮМИНИЕВЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ДЛИНОЙ 10 М ПРИ ТЕЧЕНИИ ВОДЫ, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                    Диаметр ЛБТ, мм                     

      90      

          103         

       108      

                Внутренний диаметр, мм                  

      72      

           85         

        90      

   3 

      0,79    

          0,36        

       0,27     

   4 

      1,30    

          0,59        

       0,45     

   5 

      1,92    

          0,87        

       0,67     

   6 

      2,64    

          1,20        

       0,92     

   7 

      3,46    

          1,57        

       1,20     

   8 

      4,37    

          1,99        

       1,52     

   9 

      5,38    

          2,44        

       1,86     

  10 

      6,46    

          2,94        

       2,24     

  11 

      7,64    

          3,47        

       2,65     

  12 

      8,89    

          4,04         

       3,08     

  13 

     10,23    

          4,65        

       3,54     

  14 

     11,65    

          5,29        

       4,04     

  15 

     13,14    

          5,97        

       4,55     

 

Таблица 46

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА ТРУБАМИ ТИПА ПН Ж 88,9 ММ ДЛИНОЙ 1000 М В ОБСАДНОЙ

КОЛОННЕ ПРИ ТЕЧЕНИИ БУРОВОГО РАСТВОРА ПЛОТНОСТЬЮ

1140 КГ/КУБ. М, T0 = 4 ПА, ПЛАСТИЧЕСКАЯ

ВЯЗКОСТЬ 0,015 ПА x С, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                     Диаметр обсадной трубы, мм                     

         168,3       

                     177,8                   

                        Толщина стенки, мм                          

7,3

 8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

 5,3

  6,3

  7,7

  9,2

 2,9

 3,2

 3,6

 4,0

 4,5

 5,0

 5,7

  6,4

  7,4

   4 

 8,8

 10,5

 12,8

 15,3

 4,8

 5,3

 5,9

 6,6

 7,4

 8,3

 9,5

 10,6

 12,2

   5 

13,0

 15,5

 18,9

 22,6

 7,1

 7,8

 8,7

 9,7

11,0

12,3

14,0

 15,6

 18,1

   6 

17,9

 21,3

 25,9

 31,1

 9,8

10,7

12,0

13,4

15,1

16,9

19,2

 21,5

 24,9

   7 

23,5

 27,9

 34,0

 40,7

12,8

14,0

15,7

17,5

19,7

22,1

25,2

 28,1

 32,6

   8 

29,6

 35,3

 42,9

 51,4

16,1

17,7

19,8

22,1

24,9

27,9

31,8

 35,5

 41,2

   9 

36,4

 43,4

 52,7

 63,2

19,8

21,7

24,4

27,1

30,6

34,3

39,1

 43,6

 50,6

  10 

43,8

 52,2

 63,4

 76,0

23,8

26,1

29,3

32,6

36,8

41,3

47,0

 52,4

 60,9

  11 

51,7

 61,6

 74,9

 89,8

28,2

30,9

34,6

38,6

43,5

48,8

55,5

 62,0

 71,9

  12 

60,2

 71,8

 87,2

104,6

32,8

36,0

40,3

44,9

50,7

56,8

64,6

 72,2

 83,7

  13 

69,3

 82,5

100,4

120,3

38,1

41,4

46,4

51,7

58,3

65,3

74,3

 83,0

 96,3

  14 

78,9

 94,0

114,2

136,9

42,9

47,1

52,8

58,8

66,4

74,4

84,6

 94,5

109,7

  15 

89,0

106,0

128,9

154,5

48,5

53,2

59,6

66,4

74,9

83,9

95,5

106,6

123,7

 

Таблица 47

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 88,9 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                    Диаметр обсадной трубы, мм                        

         168,3      

                    177,8                       

                          Толщина стенки, мм                          

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,05

0,06

 0,08

 0,09

0,03

0,03

0,04

0,04

 0,04

 0,05

 0,06

 0,06

 0,07

   4 

0,09

0,10

 0,13

 0,15

0,05

0,05

0,06

0,07

 0,07

 0,08

 0,09

 0,11

 0,12

   5 

0,13

0,16

 0,19

 0,23

0,07

0,08

0,09

0,10

 0,11

 0,12

 0,14

 0,16

 0,18

   6 

0,18

0,21

 0,26

 0,31

0,10

0,11

0,12

0,13

 0,15

 0,17

 0,19

 0,21

 0,25

   7 

0,23

0,28

 0,34

 0,41

0,13

0,14

0,16

0,17

 0,20

 0,22

 0,25

 0,28

 0,33

   8 

0,30

0,35

 0,43

 0,51

0,16

0,18

0,20

0,22

 0,25

 0,28

 0,32

 0,35

 0,41

   9 

0,36

0,43

 0,53

 0,63

0,20

0,22

0,24

0,27

 0,31

 0,34

 0,39

 0,44

 0,51

  10 

0,44

0,52

 0,63

 0,76

0,24

0,26

0,29

0,33

 0,37

 0,41

 0,47

 0,52

 0,61

  11 

0,52

0,62

 0,75

 0,90

0,28

0,31

0,35

0,39

 0,44

 0,49

 0,55

 0,62

 0,72

  12 

0,60

0,72

 0,87

 1,05

0,33

0,36

0,40

0,45

 0,51

 0,57

 0,65

 0,72

 0,84

  13 

0,69

0,83

 1,00

 1,20

0,38

0,41

0,46

0,52

 0,58

 0,65

 0,74

 0,93

 0,96

  14 

0,79

0,94

 1,14

 1,37

0,43

0,47

0,53

0,59

 0,66

 0,74

 0,85

 0,95

 1,10

  15 

0,89

1,06

 1,29

 1,55

0,48

0,53

0,60

0,66

 0,75

 0,84

 0,95

 1,07

 1,24

 

Таблица 48

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 101,6 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                    Диаметр обсадной трубы, мм                        

        168,3       

                      177,8                     

                        Толщина стенки, мм                            

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,09

0,12

 0,15

 0,18

0,05

0,05

0,06

0,07

 0,08

 0,03

 0,10

 0,12

 0,14

   4 

0,15

0,19

 0,24

 0,31

0,08

0,08

0,10

0,11

 0,13

 0,14

 0,17

 0,19

 0,23

   5 

0,23

0,28

 0,36

 0,45

0,11

0,12

0,14

0,16

 0,19

 0,21

 0,25

 0,29

 0,34

   6 

0,32

0,39

 0,50

 0,62

0,15

0,17

0,20

0,22

 0,26

 0,29

 0,34

 0,39

 0,47

   7 

0,41

0,51

 0,65

 0,81

0,20

0,22

0,26

0,29

 0,34

 0,38

 0,45

 0,51

 0,62

   8 

0,52

0,64

 0,82

 1,03

0,25

0,28

0,32

0,37

 0,42

 0,49

 0,57

 0,65

 0,78

   9 

0,64

0,79

 1,01

 1,26

0,31

0,35

0,40

0,45

 0,52

 0,60

 0,70

 0,80

 0,96

  10 

0,77

0,95

 1,21

 1,52

0,38

0,42

0,48

0,54

 0,63

 0,72

 0,84

 0,96

 1,15

  11 

0,91

1,13

 1,43

 1,79

0,44

0,49

0,56

0,64

 0,74

 0,85

 0,99

 1,13

 1,36

  12 

1,06

1,31

 1,67

 2,09

0,52

0,58

0,66

0,75

 0,86

 0,99

 1,15

 1,32

 1,58

  13 

1,22

1,51

 1,92

 2,40

0,59

0,66

0,76

0,86

 0,99

 1,14

 1,33

 1,52

 1,82

  14 

1,39

1,72

 2,18

 2,73

0,68

0,75

0,86

0,98

 1,13

 1,29

 1,51

 1,73

 2,07

  15 

1,57

1,94

 2,46

 3,08

0,76

0,85

0,97

1,10

 1,27

 1,46

 1,70

 1,95

 2,34

 

Таблица 49

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 108 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                   Диаметр обсадной трубы, мм                         

        168,3       

                      177,8                     

                         Толщина стенки, мм                           

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,13

0,17

 0,22

 0,29

0,06

0,07

0,08

0,09

 0,11

 0,12

 0,15

 0,17

 0,21

   4 

0,22

0,28

 0,37

 0,48

0,10

0,11

0,13

0,15

 0,17

 0,20

 0,24

 0,28

 0,35

   5 

0,32

0,41

 0,54

 0,70

0,15

0,17

0,19

0,22

 0,26

 0,30

 0,36

 0,42

 0,51

   6 

0,45

0,57

 0,75

 0,97

0,20

0,23

0,26

0,30

 0,35

 0,41

 0,49

 0,57

 0,70

   7 

0,59

0,74

 0,98

 1,27

0,26

0,30

0,34

0,40

 0,46

 0,54

 0,64

 0,75

 0,92

   8 

0,74

0,94

 1,23

 1,60

0,33

0,38

0,44

0,50

 0,59

 0,68

 0,81

 0,95

 1,17

   9 

0,91

1,15

 1,52

 1,97

0,41

0,46

0,53

0,62

 0,72

 0,84

 1,00

 1,16

 1,43

  10 

1,09

1,39

 1,82

 2,37

0,49

0,56

0,64

0,74

 0,87

 1,01

 1,20

 1,40

 1,72

  11 

1,29

1,64

 2,16

 2,80

0,58

0,66

0,76

0,87

 1,02

 1,19

 1,42

 1,65

 2,03

  12 

1,50

1,91

 2,51

 3,26

0,68

0,76

0,88

1,02

 1,19

 1,39

 1,65

 1,92

 2,37

  13 

1,73

2,20

 2,89

 3,75

0,78

0,88

1,02

1,17

 1,37

 1,60

 1,90

 2,21

 2,73

  14 

1,97

2,50

 3,29

 4,26

0,89

1,00

1,16

1,33

 1,56

 1,82

 2,17

 2,52

 3,10

  15 

2,22

2,82

 3,71

 4,81

1,00

1,13

1,31

1,50

 1,76

 2,05

 2,44

 2,84

 3,50

 

Таблица 50

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА УБТ ДИАМЕТРОМ 120,6 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ

КОЛОННЕ ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                      Диаметр обсадной трубы, мм                      

        168,3       

                       177,8                    

                          Толщина стенки, мм                          

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,32

0,45

 0,66

 0,96

0,12

0,13

0,16

0,19

 0,24

 0,29

 0,37

 0,45

 0,60

   4 

0,53

0,74

 1,08

 1,59

0,19

0,22

0,27

0,32

 0,39

 0,48

 0,61

 0,75

 1,00

   5 

0,79

1,09

 1,60

 2,34

0,28

0,33

0,39

0,47

 0,58

 0,71

 0,90

 1,10

 1,47

   6 

1,08

1,50

 2,20

 3,22

0,39

0,45

0,54

0,65

 0,80

 0,98

 1,23

 1,52

 2,03

   7 

1,42

1,97

 2,89

 4,22

0,51

0,59

0,71

0,85

 1,04

 1,28

 1,61

 1,99

 2,66

   8 

1,79

2,48

 3,65

 5,33

0,64

0,75

0,90

1,07

 1,32

 1,61

 2,04

 2,51

 3,36

   9 

2,20

3,05

 4,48

 6,55

0,79

0,92

1,10

1,32

 1,62

 1,98

 2,51

 3,08

 4,12

  10 

2,65

3,67

 5,39

 7,88

0,95

1,10

1,33

1,59

 1,95

 2,38

 3,01

 3,71

 4,96

  11 

3,13

4,33

 6,36

 9,31

1,12

1,30

1,57

1,87

 2,30

 2,82

 3,56

 4,38

 5,86

  12 

3,64

5,05

 7,41

10,84

1,31

1,52

1,82

2,18

 2,68

 3,28

 4,14

 5,10

 6,82

  13 

4,19

5,81

 8,53

12,47

1,50

1,74

2,10

2,51

 3,09

 3,77

 4,77

 5,87

 7,85

  14 

4,77

6,61

 9,71

14,20

1,71

1,99

2,39

2,86

 3,51

 4,30

 5,43

 6,68

 8,94

  15 

5,39

7,46

10,95

16,02

1,93

2,24

2,70

3,23

 3,97

 4,85

 6,12

 7,54

10,08

 

Таблица 51

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА ЛБТ ДИАМЕТРОМ 90 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                     Диаметр обсадной трубы, мм                       

        168,3       

                      177,8                     

                         Толщина стенки, мм                           

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,06

0,07

 0,08

 0,10

0,03

0,03

0,04

0,04

 0,05

 0,05

 0,06

 0,07

 0,08

   4 

0,09

0,11

 0,13

 0,16

0,05

0,05

0,06

0,07

 0,08

 0,09

 0,10

 0,11

 0,13

   5 

0,14

0,16

 0,20

 0,24

0,07

0,08

0,09

0,10

 0,11

 0,13

 0,15

 0,16

 0,19

   6 

0,19

0,22

 0,27

 0,33

0,10

0,11

0,12

0,14

 0,16

 0,18

 0,20

 0,22

 0,26

   7 

0,24

0,29

 0,36

 0,43

0,13

0,15

0,16

0,18

 0,21

 0,23

 0,26

 0,29

 0,34

   8 

0,31

0,37

 0,45

 0,54

0,17

0,18

0,21

0,23

 0,26

 0,29

 0,33

 0,37

 0,43

   9 

0,38

0,45

 0,55

 0,67

0,21

0,23

0,25

0,28

 0,32

 0,36

 0,41

 0,46

 0,53

  10 

0,46

0,55

 0,67

 0,80

0,25

0,27

0,30

0,34

 0,38

 0,43

 0,49

 0,55

 0,64

  11 

0,54

0,65

 0,79

 0,95

0,29

0,32

0,36

0,40

 0,45

 0,51

 0,58

 0,65

 0,75

  12 

0,63

0,75

 0,92

 1,10

0,34

0,37

0,42

0,47

 0,53

 0,59

 0,68

 0,76

 0,88

  13 

0,72

0,86

 1,05

 1,27

0,39

0,43

0,48

0,54

 0,61

 0,68

 0,78

 0,87

 1,01

  14 

0,82

0,98

 1,20

 1,44

0,44

0,49

0,55

0,61

 0,69

 0,78

 0,88

 0,99

 1,15

  15 

0,93

1,11

 1,35

 1,63

0,50

0,55

0,62

0,69

 0,78

 0,88

 1,00

 1,12

 1,30

 

Таблица 52

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В КОЛЬЦЕВОМ ПРОСТРАНСТВЕ

ЗА ЛБТ ДИАМЕТРОМ 103 ММ ДЛИНОЙ 10 М В ОБСАДНОЙ КОЛОННЕ

ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                     Диаметр обсадной трубы, мм                       

        168,3       

                     177,8                      

                         Толщина стенки, мм                           

7,3

8,9

10,6

12,1

5,9

6,9

8,1

9,2

10,4

11,5

12,7

13,7

15,0

   3 

0,10

0,13

 0,16

 0,20

0,05

0,05

0,06

0,07

 0,08

 0,09

 0,11

 0,13

 0,15

   4 

0,17

0,21

 0,26

 0,33

0,08

0,09

0,10

0,12

 0,13

 0,16

 0,18

 0,21

 0,25

   5 

0,25

0,31

 0,39

 0,49

0,12

0,13

0,15

0,17

 0,20

 0,23

 0,27

 0,31

 0,37

   6 

0,34

0,42

 0,54

 0,68

0,16

0,18

0,21

0,24

 0,27

 0,32

 0,37

 0,42

 0,51

   7 

0,44

0,55

 0,71

 0,89

0,21

0,24

0,27

0,31

 0,36

 0,41

 0,48

 0,56

 0,67

   8 

0,56

0,70

 0,89

 1,12

0,27

0,30

0,34

0,39

 0,45

 0,52

 0,61

 0,70

 0,85

   9 

0,69

0,86

 1,09

 1,38

0,33

0,37

0,42

0,48

 0,56

 0,64

 0,75

 0,86

 1,04

  10 

0,83

1,03

 1,32

 1,66

0,40

0,44

0,51

0,58

 0,67

 0,77

 0,90

 1,04

 1,25

  11 

0,98

1,22

 1,56

 1,96

0,47

0,52

0,60

0,68

 0,79

 0,91

 1,07

 1,22

 1,48

  12 

1,14

1,42

 1,81

 2,29

0,55

0,61

0,70

0,80

 0,92

 1,06

 1,24

 1,43

 1,72

  13 

1,31

1,63

 2,08

 2,63

0,63

0,70

0,80

0,92

 1,06

 1,22

 1,43

 1,63

 1,98

  14 

1,49

1,85

 2,37

 2,99

0,72

0,80

0,92

1,04

 1,21

 1,39

 1,63

 1,87

 2,25

  15 

1,68

2,09

 2,68

 3,38

0,81

0,90

1,03

1,18

 1,36

 1,57

 1,84

 2,11

 2,54

 

Таблица 53

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ВНУТРИ ТРУБ ТИПА ПН

ДЛИНОЙ 1000 М ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

Диаметр бурильных труб, мм

           Тип замка         

          88,9           

   ЗП-121-68   

  ЗП-127-65 

   Толщина стенки, мм    

    Внутренний диаметр, мм   

     9,4     

   11,4   

       68      

     65     

   3 

     193,8   

   256,2  

       30,2    

      43,3  

   4 

     320,6   

   423,8  

       53,7    

      77,0  

   5 

     473,7   

   626,2  

       83,9    

     120,4  

   6 

     651,8   

   861,6  

      120,8    

     173,3  

   7 

     853,6   

  1128,4  

      164,4    

     235,9  

   8 

    1071,3   

  1425,5  

      214,7    

     308,1  

   9 

    1325,2   

  1751,7  

      271,8    

     389,9  

  10 

    1593,5   

  2106,4  

      335,5    

     481,4  

  11 

    1882,7   

  2488,8  

      406,0    

     582,5  

  12 

    2192,3   

  2898,1  

      483,2    

     693,2  

  13 

    2522,0   

  3333,8  

      567,1    

     813,6  

  14 

    2871,2   

  3795,5  

      657,6    

     943,5  

  15 

    3239,7   

  4282,6  

      754,9    

    1083,1  

 

Таблица 54

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ВНУТРИ УБТ

ДЛИНОЙ 10 М ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                     Диаметр УБТ, мм                    

         88,9        

  101,6  

 104,8

  108 

 120,6

                 Внутренний диаметр, мм                 

    38,1    

   45  

    54   

 50,8 

  56  

 57,1 

   3 

     35,08  

 15,91 

   6,69  

  8,95

  5,63

  5,13

   4 

     58,04  

 26,32 

  11,07  

 14,80

  9,32

  8,49

   5 

     85,76  

 38,90 

  16,36  

 21,87

 13,77

 12,55

   6 

    118,00  

 59,52 

  22,51  

 30,09

 18,94

 17,27

   7 

    154,54  

 70,09 

  29,48  

 39,41

 24,80

 22,62

   8 

    195,22  

 88,54 

  37,24  

 49,78

 32,33

 28,57

   9 

    239,90  

108,81 

  45,77  

 61,17

 38,51

 35,11

  10 

    288,47  

130,84 

  55,03  

 73,56

 46,30

 42,22

  11 

    340,84  

154,59 

  65,02  

 86,91

 54,71

 49,88

  12 

    396,89  

180,01 

  75,72  

101,21

 63,71

 58,08

  13 

    456,57  

207,08 

  87,10  

116,43

 73,28

 66,82

  14 

    519,79  

235,76 

  99,16  

132,55

 83,43

 76,07

  15 

    586,50  

266,01 

 111,89  

149,56

 94,14

 85,83

 

Таблица 55

 

ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ ВНУТРИ АЛЮМИНИЕВЫХ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ДЛИНОЙ 10 М ПРИ ТЕЧЕНИИ БР, КПА

 

Расход
 воды,
  л/с

                      Диаметр ЛБТ, мм                   

          90          

        103       

     108    

                  Внутренний диаметр, мм                

          72          

         85       

     90     

   3 

          1,71        

        0,78      

      0,59  

   4 

          2,82        

        1,28      

      0,98  

   5 

          4,17        

        1,90      

      1,45  

   6 

          5,74        

        2,61      

      1,99  

   7 

          7,52        

        3,42      

      2,60  

   8 

          9,50        

        4,32      

      3,29  

   9 

         11,67        

        5,30      

      4,04  

  10 

         14,03        

        6,38      

      4,86  

  11 

         16,58        

        7,54      

      5,74  

  12 

         19,31        

        8,78      

      6,69  

  13 

         22,21        

       10,10      

      7,70  

  14 

         25,29        

       11,49      

      8,76  

  15 

         28,53        

       12,97      

      9,89  

 

14. Технические средства для заканчивания скважины

 

14.1. Дополнительный ствол скважины, в зависимости от геолого-технических условий, может быть оставлен открытым или обсажен эксплуатационной колонной (хвостовиком) диаметром 144,3, 101,6 или 89 мм. Новая эксплуатационная колонна в виде "хвостовика" может быть подвешена и зацементирована в "старой" эксплуатационной колонне с помощью специальных устройств подвески и герметизации (табл. 56, 57)

 

Таблица 56

 

УСТРОЙСТВО ДЛЯ СПУСКА,

ПОДВЕСКИ И ГЕРМЕТИЗАЦИИ ХВОСТОВИКОВ

 

       Параметры      

                 Модель                

ПХЦ-114/168
ПХЦ-102/146
Цементиро-
вание хвос-
товика    

УСПГХ-Ц-114/168
Манжетное це- 
ментирование  
хвостовика    

ПХН-114/168
ПХН-102/146
Без цементи-
рования    
хвостовика 

           1          

     2    

       3      

     4     

Диаметр хвостовика, мм

  114/102 

      114     

   114/102 

Диаметр обсадной      
колонны, мм           

  168/146 

      168     

   168/146 

Диаметр колонны труб  
для спуска хвостовика в
скважину, мм          

     89   

       89     

      89   

Максимальный наружный 
диаметр устройства (по
центраторам), мм      

  144/124 

      143     

   144/124 

Проходной диаметр     
устройства, мм        

     95   

       95     

      95   

Длина устройства, мм  

   3000   

     4800     

    3000   

Грузоподъемность      
устройства, кН        

    200   

      200     

     200   

Максимальный перепад  
давления на пакерующий
элемент, МПа, не менее

     30   

       30     

      30   

Рабочая температура,  
град. С               

    120   

      120     

     120   

 

Таблица 57

 

ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПАКЕРА-ПОДВЕСКИ (УПГК)

 

          Наименование        

              Шифр             

  ПП-140 
(УПГК-140)

  ПП-146 
(УПГК-146)

  ПП-168 
(УПГК-168)

                1             

    2    

    3    

    4    

Условный диаметр обсадной     
колонны, в которой устанавли- 
вается пакер-подвеска, мм     

     140 

   146   

  168    

Наружный диаметр              
пакера-подвески, мм           

     112 

   117   

  138    

Диаметр проходного канала     
пакера-подвески, мм           

      65 

    65   

   85    

Длина пакера-подвески, мм     

    1020 

  1020   

 1020    

Максимальный перепад давления 
между разобщаемыми зонами в   
обсадной колонне, МПа         

      30 

    30   

   30    

Максимальная осевая нагрузка на
пакера-подвеску, кН           

     250 

   250   

  350    

Максимальная температура в    
скважине на глубине установки 
пакера-подвески, град. С      

     150 

   150   

  150    

 

ЛИТЕРАТУРА

 

1. Григорян А.М. "Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами". М.: Недра, 1969.

2. Федорычев В.А. "Техника и технология забуривания дополнительных стволов из обсаженных скважин". М., ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Бурение, 1982.

3. Оганов А.С. "Техника и технология строительства горизонтальных скважин". М., ЭЙ. Газовая промышленность. 1993, вып. 4, 5.

4. Додонов А.В. "Методологический подход к проектированию многоствольных скважин для нефтеизвлечения из целиков залежи". НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2000, N 10.

5. Оганов А.С., Беляев В.М., Повалихин А.С. и др. "Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины". М., Нефтяное хозяйство. 1993, N 9.

6. Оганов А.С., Балденко Д.В. "Техника и технология восстановления бездействующих нефтяных и газовых скважин". ЭЙ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1993, вып. 8.

7. Оганов А.С., Прохоренко В.В. "Криволинейные профили наклонных и горизонтальных скважин". ЭЙ. Газовая промышленность. 1997, вып. 10.

8. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. "Крепление и цементирование наклонно направленных скважин". М.: Недра, 1983.

9. Инструкция по составлению гидравлической программы бурения скважин (оптимизированный вариант). РД 39-0147009-516-86.

10. Цыбин А.А., Торопынин В.В. "Устройство для подвески и герметизации потайных обсадных колонн". НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1994, N 3.

11. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. "Бурение наклонных и горизонтальных скважин". Справочник. М.: Недра, 1997.

12. Булатов А.И., Аветисов Г.А. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1985, тт. 1, 2.

13. Крылов В.И. Проектирование профилей горизонтальных скважин. М.: ГАНГ, 1996.

14. Оганов С.А., Перов А.В., Меденцев В.М., Оганов Г.С. "Проектирование профиля наклонной скважины с горизонтальным стволом в продуктивном пласте". М., ВНИИОЭНГ. Сборник НТИ, 1992.

15. Оганов Г.С., Прохоренко В.В. "Проектирование профилей боковых стволов восстанавливаемых скважин". М., Нефтегазовые технологии, 2000, N 1.

16. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г. "Строительство наклонных и горизонтальных скважин". М.: "Недра", 2000.

17. Мительман Б.И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении. М.: Гостоптехиздат, 1963.

18. Каталог. Новые технологии ВНИИБТ. Бурение, восстановление, проектирование скважин. М., 1999.

19. Бурение, технология, оборудование и услуги НПК "Тобус". Рекламный проспект. М., 1998.

20. Sperry-Sun Drilling Services. Sperry drill technical information handbook. 1993.

21. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. М.: "Недра", 1984.

22. Оганов А.С., Оганов Г.С., Позднышев С.В. Многозабойное бурение скважин - развитие, проблемы и успехи. М., ВНИИОЭНГ, 2001.

23. Composite Catalog of Oilfield Equipment and Services. 43-rd edition. 1998 - 1999 years.

24. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. Справочное пособие. М.: "Недра", 1999.

 

 



Мегабиблиотека по охране труда и технике безопасности. // Некоммерческий проект для инженеров по охране труда. //

Яндекс цитирования

Copyright © www.УЦОТ.рф, 2012 - 2024