|
Похожие работы
|
Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением вертикальных и наклонно-направленных - страница №1/2
Компоновки низа бурильной колонны для управления
искривлением вертикальных и наклонно-направленных скважин
Компоновки низа бурильной колонны (КНБК) применяемые при бурении вертикальных и наклонно - направленных скважин должны обеспечивать выполнение проектного профиля при минимальных затратах времени на управлением искривлением. Основной характерис-тикой КНБК является получаемая интенсивность искривления скважины на 10 м проходки при бурении с отклонителем и на 100 м при бурении без него. КНБК можно разделить на пять групп:
-для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-
-направленных скважин
-для набора или коррекции параметров кривизны (отклоняющие)
-для стабилизации параметров кривизны (стабилизирующие)
-для естественного изменения параметров кривизны
-специальные компоновки
Соотношение диаметров элементов КНБК приведены в таблицах № 1, № 2, №3, №4,
№5, №6, № 7
Рекомендуемые соотношения диаметров долот и спускаемых обсадных колонн
Таблица № 1
Диаметр, мм
|
Диаметр, мм
|
обсадная колонна
|
долото
|
Обсадная колонна
|
Долото
|
114,3
|
139,7; 155,6
|
244,5*
|
295,3; 311,1
|
127
|
155,6; 158,7; 161; 165,1
|
273,1
|
349,2; 393,7
|
139,7
|
171,4; 190,5
|
298,5
|
349,2; 393,7
|
139,7*
|
155,6; 158,7; 161; 165,1
|
323,9
|
393,7; 444,5
|
146,1
|
195,5; 200; 215,9
|
339,7
|
393,7; 444,5
|
168,3
|
215,9
|
351
|
393,7; 444,5
|
168,3*
|
195,5; 200; 215,9
|
377
|
490
|
177,8
|
215,9; 222,3
|
406,4
|
490
|
193,7
|
244,5; 250,8
|
425,5
|
490+расширитель 558,8
|
219,1
|
269,9; 279,4
|
508
|
490+расширитель 700
|
219,1*
|
244,5
|
762
|
490+расширитель 850
|
244,5
|
295,3; 311,1
|
|
|
* - Безмуфтовые трубы
Рекомендуемые соотношения диаметров долот и УБТ
Таблица № 2
Диаметр, мм
|
Диаметр, мм
|
долота
|
УБТ*
|
Долота
|
УБТ*
|
120,6
|
108 (89)
|
244,5-250,8
|
203 (178)
|
139,7-152,4
|
114 (108)
|
269,9-279,4
|
229 (203)
|
155,6-158,7
|
121-133 (114-121)
|
295,3
|
245 (219)
|
161-171,4
|
133-146 (121-133)
|
320
|
245 (229)
|
190,5-200
|
159 (146)
|
349,2
|
254 (229)
|
212,7-222,3
|
178 (159)
|
393,7 и выше
|
299 (254; 273)
|
В скобках приведено значение диаметра УБТ для осложненных условий бурения,
без скобок - для нормальных условий бурения
Рекомендуемый зазор между стенками скважины
и муфтой обсадной колонны
Табл. № 3
Наружный диаметр обсадной колонны, мм
|
Допустимый зазор, мм
|
114,3; 127
|
10 - 15
|
139,7; 146,1
|
15 - 20
|
168,3; 177,8; 193,7
|
20 - 25
|
219,1; 244,5
|
25 - 30
|
273,1; 298,5
|
30 - 35
|
323,9; 339,7; 351
|
35 - 45
|
377; 406,4; 425,5
|
45 - 50
|
508; 762
|
50 - 55
|
Диаметр скважины определяется по формуле:
Дскв = Дм +
где: Дскв - определяемый диаметр скважины, мм
Дм - диаметр муфты обсадной колонны, мм
- зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны
Рекомендуемые соотношения диаметров УБТ и обсадной колонны,
под которую ведется бурение
Табл. № 4
Диаметр, мм
|
Диаметр, мм
|
обсадной трубы
|
УБТ
|
обсадной трубы
|
УБТ
|
114,3
|
108
|
244,5
|
203
|
127
|
121
|
273,1
|
203
|
139,7-146,1
|
133, 146
|
298,5
|
229
|
168,3
|
159
|
323,9-339,7
|
229
|
177,8-193,7
|
178
|
351
|
229
|
219,1
|
178
|
377 и выше
|
254
|
Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб и УБТ
Табл. № 5
Диаметр, мм
|
Диаметр, мм
|
бурильной трубы
|
УБТ
|
бурильной трубы
|
УБТ
|
60
|
73
|
114
|
146
|
64
|
73
|
127
|
146
|
73
|
89
|
129
|
146
|
89
|
108
|
140
|
146, 178
|
93
|
108, 120
|
147
|
178, 189
|
102
|
120, 133
|
168
|
189, 203
|
108
|
133
|
170
|
219, 229
|
Отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ должно составлять не менее 0,75. Если для рассматриваемого варианта оно меньше, чем 0,75, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр наддолотного участка УБТ
(1-я секция УБТ) должен соответствовать табл. № 2
Рекомендуемые соотношения диаметров бурильных труб
и обсадных колонн
Табл. № 6
Диаметр, мм
|
Диаметр, мм
|
обсадной трубы
|
бурильной трубы
|
обсадной трубы
|
бурильной трубы
|
114,3
|
60
|
244,5
|
114,127,140,147
|
127
|
60
|
273,1
|
127,140,147
|
139,7
|
60,73
|
298,5
|
140,147,168,170
|
146,1
|
60,73
|
323,9
|
140,147,168,170
|
168,3
|
60,73,89
|
339,7
|
140,147,168,170
|
177,8
|
73,89,102
|
377
|
140,147,168,170
|
193,7
|
89,102,114
|
406,4
|
140,147,
|
219,1
|
114,127
|
и более
|
168,170
|
Рекомендуемые соотношения диаметров долот
и забойных двигателей
Табл. № 7
Диаметр, мм
|
Диаметр, мм
|
Долота
|
забойного двигателя
|
долота
|
забойного двигателя
|
76-98,4
|
42
|
120,6-139,7
|
108
|
76-98,4
|
54
|
139,7-158,7
|
110
|
76-98,4
|
60
|
139,7-158,7
|
124-120
|
101,6-114,3
|
85
|
139,7-165,1
|
127
|
101,6-114,3
|
88
|
171,4-190,5
|
145
|
101,6-114,3
|
95
|
171,4-190,5
|
155
|
120,6-139,7
|
104,5
|
190,5-200
|
172
|
120,6-139,7
|
105
|
200-215,9
|
178
|
120,6-139,7
|
106
|
212,7-222,3
|
195
|
120,6-139,7
|
107
|
269,9 и выше
|
210-240
|
1 КНБК для бурения вертикальных скважин
и вертикальных участков наклонно-направленных скважин
В зависимости от конкретных технико-технологических и геологических условий бурения используются следующие основные способы предупреждения искривления ствола скважины и соответствующие им технические средства:
1. Способ использование веса направляющего участка КНБК. Этот способ основан на принципе нижнего размещения центра тяжести (маятниковые КНБК). Наиболее простыми являются компоновки, состоящие из УБТ разных диаметров, не включающие центрирующие элементы. Если такие компоновки не обеспечивают вертикальность ствола скважины (минимальное искривление), то используют компоновки, включающие один или два центрирующих элемента. Применение упрощенных компоновок без центраторов может дать хорошие результаты при бурении в благоприятных геологических условиях. В осложненных условиях более рациональны компоновки, включающие один или два центратора. При бурении скважин диаметром более 295.3 мм в сложных геологических условиях для достижения максимальной вертикальности применяют агрегаты реактивно-турбинного бурения (РТБ), а для скважин диаметром менее 393.7 мм для достижения максимальной вертикальности хорошие результаты дает совмещение турбинного бурения с одновременным вращением ротором.
2. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в миниминизации или устранении поперечной составляющей силы, возникающей на долоте при деформации компоновки, и совмещении оси долота с осью скважины путем установки опорно-центрирующих элементов (жесткие КНБК). Жесткие КНБК могут включать один, а в сложных геологических условиях - два центратора, расположенных на оптимальном расстоянии от долота и друг от друга.
3.Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в частичной или полной стабилизации направляющего участка КНБК, который основан на применении стабилизаторов или стабилизирующих устройств. К ним относятся стабилизатор трехопорный роторный (СТР), стабилизатор крестообразный роторный со сплошным центрированием (СКР), наддолотные стабилизирующие устройства (НСУ). СТР можно рекомендовать для бурения мягких устойчивых пород в осложненных геологических условиях. СКР можно рекомендовать для бурения мягких неустойчивых пород. В сложных геолого-технических условиях можно использовать КНБК, включающие утяжеленные бурильные трубы квадратного сечения (КУБТ).
4. Способ предупреждения искривления скважины, заключающийся в перераспределении осевой нагрузки между долотом и установленным над направляющим участком КНБК расширителем, а также в уменьшении воздействия изгибающего момента на направляющий участок со стороны расположенной выше части бурильной колонны.
Способ используется при бурении скважин в устойчивых горных породах с одновременным расширением ствола скважины до диаметров 295.3, 393.7,490.5 мм, а базируется на применении ступенчатых КНБК, включающих многошарошечные расширители. Компоновки для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин представлены на рис. №№ 1-9, размеры КНБК в табл.№ 8-13
Основные данные по РТБ
Табл.№ 8
Обозначение агрегата
|
Dскв
номи-нальный,
мм
|
Диаметр, мм/число долот
|
Диаметр, мм/число турбо-буров
|
Расход жидкости на агрегат, л/с
|
Наиболь-ший поперечный размер, мм
|
Диаметр грузов утяжели-теля,
мм
|
IРТБ 394
|
393,7
|
190,5/2
|
172/2
|
50-56
|
382
|
382
|
IРТБ 490
|
490
|
215,9/2
|
195/2
|
60-70
|
480
|
480
|
IРТБ 590
|
590
|
269/2
|
195/2
|
60-70
|
576
|
576
|
IРТБ 640
|
640
|
295,3/2
|
195/2
|
60-70
|
624
|
624
|
IIРТБ 760
|
760
|
349/2
|
240/2
|
100
|
650
|
760
|
IIРТБ 920
|
920
|
444,5/2
|
240/2
|
100
|
710
|
850
|
Размеры КНБК, включающих НСУ конструкции ВНИИБТ
Табл. № 9
|
Типоразмер НСУ
|
Диаметр, мм
|
Длина корпуса КНБК
с центратором, м
|
|
долота
|
корпуса НСУ (наружный)
|
|
НСУ-127
|
138.1-151
|
127
|
8
|
НСУ-140
|
157.1-171.4
|
140
|
8
|
НСУ-168
|
185.7-190.5
|
168
|
8
|
НСУ-172
|
190.5-200
|
172
|
8
|
НСУ-194
|
211.1-222.3
|
194
|
12
|
НСУ-203
|
227-244.5
|
203
|
12
|
НСУ-219
|
243-250.8
|
219
|
12
|
НСУ-229
|
250.8-269.9
|
229
|
12
|
НСУ-245
|
267.5-269.9
|
245
|
12
|
НСУ-273
|
317.6-349.2
|
273
|
12
|
НСУ-299
|
346-381
|
299
|
12
|
НСУ-350
|
391.3-445
|
350
|
12
|
Выбор безопасной величины нагрузки и места установки центратора в маятниковой компоновке при бурении вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин
Табл. № 10
Влияние пород на искривление
|
Способ бурения
|
Диаметр долота,
мм
|
Диаметр УБТ,
мм
|
Нагрузка,
кН
|
Расстояние от полноразмерного центратора до долота, м
|
Угол падения пластов 7 градусов
|
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
|
ротор
ротор
ротор
ротор
ротор
ротор
турбобур 195
турбобур 195
турбобур 195
ротор
ротор
ротор
турбобур 240
турбобур 240
турбобур 240
|
190.5
190.5
190.5
215.9
215.9
215.9
215.9
215.9
215.9
295.3
295.3
295.3
295.3
295.3
295.3
|
146
146
146
178
178
178
178
178
178
203
203
203
203
203
203
|
102.0
45.0
18.5
190
87
36
233
98
40
270
133
60
335
200
87
|
16.0-17.5
17.5-19.5
18.0-20.0
20.5-22.5
22.0-24.0
23.0-26.0
18.5-20.5
20.5-22.5
21.0-23.0
23.0-26.0
27.0-30.0
29.0-32.0
26.0-29.0
27.0-30.0
28.0-32.0
|
Угол падения пластов 15 градусов
|
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
|
ротор
ротор
ротор
ротор
ротор
ротор
турбобур 195
турбобур 195
турбобур 195
ротор
ротор
ротор
турбобур 240
турбобур 240
турбобур 240
|
190.5
190.5
190.5
215.9
215.9
215.9
215.9
215.9
215.9
295.3
295.3
295.3
295.3
295.3
295.3
|
146
146
146
178
178
178
178
178
178
203
203
203
203
203
203
|
36.0
14.0
5.4
70.5
28.0
10.7
80.0
31.0
12.3
112
47
С навеса
164
66
26
|
17.5-19.5
18.0-20.0
18.5-20.5
21.5-24.0
22.0-25.0
23.0-26.0
20.5-23.0
21.5-24.0
21.5-24.0
27.0-30.5
29.0-32.5
-
28.0-31.0
29.0-32.0
29.0-33.0
|
Угол падения пластов 45 градусов
|
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
Слабое
Среднее
Сильное
|
ротор
ротор
ротор
ротор
ротор
ротор
турбобур 195
турбобур 195
турбобур 195
ротор
ротор
ротор
турбобур 240
турбобур 240
турбобур 240
|
190.5
190.5
190.5
215.9
215.9
215.9
215.9
215.9
215.9
295.3
295.3
295.3
295.3
295.3
295.3
|
146
146
146
178
178
178
178
178
178
203
203
203
203
203
203
|
15.4
6.0
2.9
30.0
11.5
4.8
33.5
12.7
5.4
51
-
-
66
28
12
|
18.0-20.0
18.5-20.5
18.5-20.5
22.0-25.0
22.0-26.0
23.0-26.0
21.5-24.0
21.5-24.0
21.5-24.0
29.0-33.0
-
-
28.0-32.0
29.0-33.0
30.0-33.0
|
Оптимальные расчетные размеры жестких КНБК с двумя центраторами для роторного способа бурения (для вертикальных скважин)
Обозначения: Dд - диаметр долота, мм; Dубт - диаметр УБТ, мм; Dп - диаметр первого от долота центратора, мм; Dв - диаметр второго центратора, мм; Pд - осевая нагрузка на долото, кН; Lопт - оптимальная длина направляющего участка компоновки, м; L1-расстояние от верхнего торца первого центратора до верхнего торца второго центратора, м; D1 - допустимый износ первого центратора по диаметру, мм;
D2 - допустимое отклонение диаметра второго центратора от расчетного значения
("-" - уменьшение, "+" - увеличение), мм
Табл. № 11
Dд, мм
|
Dубт, мм
|
Dп, мм
|
Dв, мм
|
Lопт, м
|
L1,м
|
Pд, кН
|
D1,мм
|
D2,мм
|
190.5
|
146
|
190.5
|
190.5
|
4.0
|
16.0
|
100-150
|
-2
|
-4
|
190.5
|
146
|
190.5
|
186.0
|
4.0
|
14.0
|
100-150
|
-2
|
+4
|
190.5
|
146
|
190.5
|
183.0
|
4.0
|
12.0
|
100-150
|
-2
|
+4
|
215.9
|
178
|
215.9
|
215.9
|
3.8
|
14.0
|
150-200
|
-2
|
-4
|
215.9
|
178
|
215.9
|
211.0
|
4.4
|
16.0
|
150-200
|
-2
|
+4
|
244.5
|
178
|
244.5
|
239.0
|
5.2
|
18.0
|
200-250
|
-3
|
+4
|
244.5
|
203
|
244.5
|
240.0
|
5.5
|
18.0
|
200-250
|
-3
|
+4
|
244.5
|
203
|
244.5
|
234.5
|
5.5
|
16.0
|
200-250
|
-3
|
+4
|
269.9
|
178
|
269.9
|
262.0
|
5.5
|
19.0
|
250-300
|
-2
|
+4
|
269.9
|
203
|
269.9
|
259.0
|
5.1
|
8.0
|
250-300
|
-2
|
+2
|
269.9
|
203
|
269.9
|
264.0
|
5.1
|
20.0
|
250-300
|
-2
|
+3
|
295.3
|
178
|
295.3
|
263.0
|
4.4
|
12.0
|
300-350
|
-2
|
+3
|
295.3
|
178
|
295.3
|
295.0
|
4.8
|
21.0
|
300-350
|
-3
|
+4
|
295.3
|
203
|
295.3
|
295.3
|
5.0
|
20.0
|
300-350
|
-3
|
-5
|
295.3
|
203
|
295.3
|
288.0
|
5.0
|
18.0
|
300-350
|
-3
|
+4
|
295.3
|
229
|
295.3
|
295.3
|
5.3
|
20.0
|
300-350
|
-3
|
-5
|
295.3
|
229
|
295.3
|
288.0
|
5.3
|
17.0
|
300-350
|
-3
|
-4
|
295.3
|
254
|
295.3
|
293.0
|
5.0
|
18.0
|
300-350
|
-2
|
-5
|
295.3
|
254
|
295.3
|
287.0
|
5.0
|
12.0
|
300-350
|
-2
|
-4
|
311.1
|
203
|
311.1
|
286.0
|
5.1
|
11.0
|
300-350
|
-3
|
-5
|
311.1
|
203
|
311.1
|
293.0
|
5.1
|
21.0
|
300-350
|
-2
|
+3
|
311.1
|
229
|
311.1
|
299.0
|
5.4
|
9.0
|
300-350
|
-2
|
+3
|
311.1
|
229
|
311.1
|
290.0
|
5.4
|
15.0
|
300-350
|
-2
|
-4
|
311.1
|
254
|
311.1
|
301.0
|
5.6
|
9.0
|
300-350
|
-2
|
-2
|
311.1
|
254
|
311.1
|
297.0
|
5.6
|
15.0
|
300-350
|
-2
|
+3
|
320.0
|
203
|
320.0
|
288.0
|
4.6
|
13.0
|
350-400
|
-3
|
-5
|
320.0
|
203
|
320.0
|
295.0
|
4.6
|
21.0
|
350-400
|
-2
|
+3
|
320.0
|
229
|
320.0
|
302.0
|
4.9
|
11.0
|
350-400
|
-2
|
+2
|
320.0
|
229
|
320.0
|
316.0
|
4.9
|
23.0
|
350-400
|
-2
|
+3
|
320.0
|
254
|
320.0
|
310.0
|
5.1
|
9.0
|
350-400
|
-2
|
+3
|
349.2
|
229
|
349.2
|
323.0
|
4.9
|
13.0
|
350-400
|
-3
|
+3
|
349.2
|
229
|
349.2
|
332.0
|
4.9
|
25.0
|
350-400
|
-3
|
+4
|
349.2
|
254
|
349.2
|
333.0
|
5.1
|
11.0
|
350-400
|
-3
|
+3
|
349.2
|
254
|
349.2
|
349.2
|
5.1
|
25.0
|
350-400
|
-3
|
-4
|
Оптимальные расчетные размеры жестких КНБК с двумя центраторами для турбинного способа бурения (для вертикальных скважин)
Табл. №12
Dд, мм
|
D1,мм
|
D2,мм
|
Тип турбобура
|
Pд, кН
|
D1,мм
|
D2,мм
|
215.9
|
214.0
|
214.0
|
3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ
3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ
|
100-150
|
-2
|
-4
|
244.4
|
242
|
235.0
|
3ТСШ-195, 3ТСШ-195ТЛ
3ТСША-195ТЛ, А7ГТШ
|
150-200
|
-3
|
-4
|
269.9
|
267.0
|
263.0
|
3ТСШ-240,
А9-ГТШ
|
200-250
|
-3
-3
|
-5
-4
|
295.3
|
295.0
|
284.0
|
3ТСШ-240, А9-ГТШ
|
200-250
|
-3
|
-6
|
Примечание: Первый (от долота) центратор устанавливается между шпинделем и первой секцией турбобура, а второй - между второй и третьей секциями турбобура
Минимальная длина колонны УБТ, устанавливаемых над жесткой КНБК
Табл. № 13
Dд, мм
|
Dубт (Dтурб), мм
|
Lубт, м
|
При роторном способе бурения
|
190.5
|
146
|
24
|
215.9
|
178
|
24
|
244.5
|
178
|
24
|
244.5
|
203
|
32
|
269.9
|
178
|
40
|
269.9
|
203
|
32
|
295.3
|
178
|
40
|
295.3
|
203
|
40
|
295.3
|
229
|
32
|
295.3
|
254
|
32
|
311.0
|
203
|
40
|
311.0
|
229
|
40
|
311.0
|
254
|
32
|
320.0
|
203
|
40
|
320.0
|
229
|
40
|
320.0
|
254
|
40
|
349.2
|
229
|
40
|
349.2
|
254
|
40
|
При турбинном способе бурения
|
215.9
|
195
|
24
|
244.5
|
195
|
24
|
269.9
|
195
|
32
|
269.9
|
240
|
40
|
295.3
|
240
|
40
|
Примечание: При бурении с турбобуром диаметром 195 мм над КНБК рекомендуется устанавливать УБТ диаметром 178 мм, а при бурении турбобуром диаметром 240 мм - УБТ диаметром 229 мм
Рис. № 1
КНБК маятникового типа для роторного бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин
где: 1 - долото, 2 - УБТ, 3 - бурильные трубы, 4 - центратор
Рис. № 2
Агрегат реактивно-турбинного бурения
где: 1 - бурильная колонна, 2 - траверса, 3 - грузы, 4 - турбобуры, 5 - долота
Рис. № 3
КНБК маятникового типа для турбинного бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин
где: 1 - долото, 2 - турбобур, 3 - УБТ, 4 - бурильные трубы, 5 - центратор
Рис. № 4
Жесткие компоновки для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом
|
Рис. № 5
Жесткая компоновка для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин турбобуром с маховиком под валом
|
1 - долото, 2 - калибратор, 3 - УБТ,
4 - центратор
|
1 - долото, 2 - калибраторы,
3 - маховик, 4 - турбобур,
5 - центратор, 6 - УБТ
|
Рис. № 6
Жесткая компоновка с УБТ квадратного сечения для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом
1 - долото, 2 - центратор, 3 - УБТ, 4 - УБТ квадратного сечения, 5 - бурильные трубы
Рис. № 7
Маятниковая компоновка с надолотным стабилизирующим устройством (НСУ) для бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом
1 - долото, 2,5,8 - переводники, 3 - корпус НСУ, 4 - внутренняя труба, 6 - центратор,
7 - лопасти центратора, 9 - УБТ, 10 - центратор.
НСУ включает корпус 3, внутреннюю трубу 4, центратор 6 с лопастями 7, переводники 2,5 и 8. Внутренняя труба 4 соединена с УБТ 9. Иногда в компоновку включается центратор 10, расположенный на расчетном расстоянии над НСУ.
Рис. № 8
Компоновка для ступенчатого бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин роторным способом
|
Рис. № 9
Компоновка для ступенчатого бурения вертикальных скважин и вертикальных участков наклонно-направленных скважин с применением шарнирной муфты (НПК ТОБУС)
|
1 - долото, 2 - УБТ, 3 - переводник, 4 - многошарошечный расширитель, 5 - УБТ,
6 - центратор, 7 - бурильные трубы
|
1 - долото, 2 - калибраторы, 3 - упругий центратор, 4 - опорный элемент, 5 - шарнирная муфта,
6 - многошарошечный расширитель, 7 - УБТ, 8 - бурильные трубы
|
следующая страница >>
|
Компоновки низа бурильной колонны для управления искривлением вертикальных и наклонно-направленных скважин - umotnas.ru o_O