Сделай Сам Свою Работу на 5

Приложение 1 Справочный материал

 

Рис. 1. Примеры маркировок на основании ниппеля

 

 

Рис. 2. Марка стали по пояскам на бурильном замке

 

Таблица 1 Классификация замковой резьбы по износу

Обозначение замковой резьбы Число ниток на длине резьбы 25,4мм Значение величины «Н» для пары ниппель-муфта по классам, мм, не менее
классы
I II III
З-66 12,5
З-73 19,5
З-76 12,5
З-86 19,5
З-88 12,5
З-101 12,5
З-102 19,5
З-108 19,5
З-117 12,5
З-121 12,5
З-122 19,5

 

Рис. 3. Классификация замковой резьбы по износу

 

Таблица 2 Классификация бурильных труб по износу

Вид дефекта Класс труб
II III
Равномерный износ трубы по наружной поверхности: толщина стенки после износа, % не менее 62,5
Эксцентричный износ по наружной поверхности: толщина стенки после износа, % не менее
Вмятины, % процент от наружного диаметра, не более
Смятие, % от наружного диаметра, не более
Шейка, % от наружного диаметра, не более
Остаточное сужение: уменьшение наружного диаметра, % не более
Остаточное расширение: увеличение наружного диаметра, % не более
Продольные надрезы зарубки: оставшаяся толщина стенки, % не менее 62,5
Поперечные надрезы: оставшаяся толщина стенки, % не менее длина надреза, % от длины окружности трубы, не более    
Точечная коррозия, эрозия: толщина стенки в месте самой глубокой коррозии, % от номинальной, не менее        

 

 

Таблица 3 Предельно допустимый диаметр бурильного замка при износе

Номинальный диаметр замка, мм Минимальный диаметр замка при равномерном износе, мм Минимальный диаметр замка при одностороннем износе, мм

 



Таблица 4 Определение люфта сборки шпиндельной секции

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ СЕРИИ 01
Диаметр двигателя (дюйм.) Люфт (L1 - L2)
Дюймы Миллиметры
1 3/4 0,060 1,5
2 3/8 0,060 1,5
2 7/8 0,060 1,5
3 3/8 0,100 2,5
3 5/8 0,100 2,5
4 3/4 0,160 4,0

Рис. 4. Определение люфта сборки шпиндельной секции

Примечание:

При измерении величины L2 рекомендуется использовать только собственный вес забойного двигателя.

В забойных двигателях “Сперри Дрилл” используется механизм внутреннего перераспределения нагрузок, позволяющий обеспечить малые значения величины L2 при повышенных нагрузках. Это может приводить к ошибкам в определении люфта сборки шпиндельной секции, так как величина люфта определяется как L1 - L2.

Для того, чтобы определить степень износа сборки шпиндельной секции, при измерении L2 необходимо обеспечить одинаковые нагрузки на двигатель до и после его работы в скважине.

В том случае, когда забойный двигатель находится в сборе с другим буровым инструментом и/или квадратом, при определении нагрузки на вал и подшипники необходимо пренебречь только весом двигателя.

Рекомендуется проводить замер люфта сборки шпинделя после того, как забойные двигатель прошел гидравлические испытания, что позволит замерить максимальную величину L1.

 

 

Таблица 5Таблица учета доливаемого бурового раствора

 

Вытеснение 1п/м бурильной трубы Ø3 ½“: 2,78 л/ м

Вытеснение бурильной свечой (16,5 м): 45.87 л

Объем для долива после подъема 5-и свечей: 229,35 л (0,23 м3)

 

Количество поднятых свечей Расчетный объем заполнения скважины м3 Фактический объем заполнения скважины м3 ∆ (расчетный – фактический) м3 Примечания
0,23      
0,46      
0,69      

Библиография

[1] ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

[2] «Регламент технологии строительства скважин в условиях многолетнемерзлых пород с контролем качества в процессе бурения и крепления» (РД-39-009-90)

[3] РД 39-00147001-767-2000 «Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин»

[4] Инструкция по бурению наклонно направленных и горизонтальных скважин на севере Тюменской области. РД-00158758-217-2001. – Тюмень. – 141 с.

[5] Рекомендации по выбору резьбовых соединений обсадных, бурильных и насосно-компрессорных труб, используемых при строительстве наклонно направленных, горизонтальных и многозабойных скважин. ОАО «ВНИИТнефть», ОАО «Газпром», ДП «ВНИИГАЗ», ОАО НПО «Буровая техника». – 1999. – 79 с.

[6] Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве. - РД 39-0147009-708-87. ВНИИКРнефть, Краснодар. – 1987.

[7] Инструкция по предупреждению искривления вертикальных скважин (РД39-0148052-514-86).- М.: ВНИИБТ, 1986. – 84 с.

[8] Инструкция по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин. - М.. - 1997

[9] ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия.

[10] ГОСТ Р 50278-92 трубы бурильные с приварными замками. Технические условия.

[11] ГОСТ 1581-96 Портландцементы тампонажные. Технические условия.

[12] ISO 13503-1: 2003 Промышленность нефтяная и газовая. Растворы для вскрытия продуктивного пласта. Часть 1. Измерение вязких свойств растворов для вскрытия продуктивного пласта.

[13] ISO 13503-3: 2005 Промышленность нефтяная и газовая. Растворы для вскрытия продуктивного пласта. Часть 3. Испытание вязких рассолов.

[14] ISO 10414-1: 2008 Промышленность нефтяная и газовая. Испытания буровых растворов в условиях эксплуатации. Часть 1. Растворы на водной основе.

[15] ISO ТС 67/SC3 Буровые растворы для заканчивания скважин, цементы для скважин.



©2015- 2017 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.