книги / Трубы нефтяного сортамента

												За,мок
?езьба, предназначенная
для соединен,ия замКа с							Замковая		D	I		d.	d.		I	d	I		L.	j	L.
			трубой
							резьба	I					I			вн.м
TТl12X5,08Xl :,32					3-121; 3-122				146			120,688	124			112,27			206		85
TТl32X5,08Xl :32					3-147				178			148,344	152			132,23			225		95.
TТl40X5,08Xl :32					3-171				203			168,188	172			140,21			240		105.
TТl60X5,08Xl :32					3-171				229			187,719	192			160,17			255		105

соединений и 'ЭIЮНОМИИ легированных сталей применяют утяжелен­

ные бурильные трубы с приваренными высокопрочными концами~

Приварка может быть осуществлена методами дуговой (под слоем

флюса) или контактной электросварки. Резьбовые концы длиной

400-1500 мм изготовляют из легированной стали с механическими:

свойствами по ГОСТ 5286-75. После приварки шов подверга­ ется термообработке.

Для повышения износостойкости и прочности рекомендуется в

УБТ применять резьбу IV профиля по ГОСТ 5286-75, т. е. 3-102

вместо 3-101 и 3-122 вместо 3-121. Использование такого профи­ ля повышает износостойкость и прочность резьбовых соединении

примерно на 20-30%.

Для повышения динамической прочности и износостойкости при бурении в особо тяжелых условиях рекомендуется применение

профилей резьб МК и СК-90 с увели'ченным шагом (7 и 8 мм), ос­

новные размеры которых приведены в табл. 1.64.

Износостойкость резьбы МК с крупным шагом (8 мм) повышает ся на 60-65 %, а предел выносливости - на 25 %.

Резьбы СК-90 с углом профиля 900 рекомендуется применятt в нижней части бурильной колонны при роторном способе буре'

Таблица

1.64

6-

Элементы профиля замковой резьбы

~

,.,

о

:::

с>.

:is*.. €<

фоС)

..

О.

о

'"

с>.

Тип

со>

о

В-~

,,'"

'"

"'...

о

:з8-

"

о"

...

~~.ь&

о

","

",'"а

и

"

..'"

"

'"

резьбы

ro

~ ~~

...."'~

"'''

=::::

';':.:

",,,,

»"'"

'"»

bg;8.c~

о",

'"

.... '"

",,,,

"

о ~

8~

""а

о

О

~f-<F<t:.

\""О'"

:;;",

",'"

:;;"'-'"

rob~

~~~

",,,

'"

,.Qфuоtr::

I't:i",

a~"

ма

:.::'

со "'о '" "

СО€<

o..u"

0..",,,,

МК

1:4

0,8615

0,50011

0,4278

0,2169

0,2507

0,1445

0,0724

1:6

0,8640

0,5016

0,4290

0,2173

0,2514

0,1449

0,0725

1:8

0,8649

0,5021

0,4294

0,2177

0,2517

0,1451

0,0726

СК-90

1:4

0,4922

0,3431

0,2990

0,0966

0,1933

0,1266

0,0442

1:6

0,4965

0,3461

0,3016

0,0975

0,1950

0,1277

0,0446

1:8

0,4980

0,3472

0,3025

0,0978

0,1956

0,1281

0,0447

При м е ч а н и е.

Приведенные значения необходимо умножить на

шаг

резьбы

Р (при

расчете истинных

значений профиля).

7.1

Таблица 1.65

									'0:	'0:
									"'=	"'=
								~	1:=	§gj
									о ..	",11'
			",::;!			о:		'"	",11'				u	u
	Тип УБТ		...	::;!		'"			~~~	:f~:e
						=",		...					:.	';а			~'"
			::;! -			0\0		'"	:fOu	:f	ou
						:<:",			05 ..								-~"
			"' ....			::;!'"		"		05 ..			:.:	~
			=~			....			t; '" IC	t; '" ::;!
		1::(;>'						I::(::;!
						00'"		="	t::ut:..	t::ut:..			~	~
			120			3-101		64	30,&				50,3	135,1			2,69
УБТG-2										40,5
			133			3-108		64	43,3	53,8			76,3	176,7			2,30
			146			3-121		68	55,6	63,6			110,3	240,6			2,18
			178			3-147		80	80,4	86,2			219,4	398,8			1,82
		203				3-161		80	127,3	159,8			306,5	620,7			2,02
		229				3-171		90	144,5	181,6 -			361,2	948,6			2,63
		254				3-201		100	200,7	206,7			604,0	1260,0			2,09
		273				3-201		100	200,7	285,3			604,0	1672,9			2,77
		299				3-201		100	200,7	402,0			604,0	2327,1			3,85
	Горячеката-		146			3-121		75	50,3	61,2			101,2	240,6			2,37
	ные		176			3-147		90	82,6	84,0			202,0	398,9			1,97
		203				3-171		100	122,4	100,7			340,5	556,3			1,63
	При м е ч а н и е. ДЛЯ				УБТС-2		о. =637 МПа. для			горячекатаных труб ат					=414;1		МПа.
I(a.к ВИДНО из отношений WM/W н '							усталостнаи прочность соединениА УБТCI'l-'I78,								УБТС-fН!ОЗ.
	УБТС-2-IZ84. УБТ-I7'8		и УБТ-203 по муфте ннже. чем по ниппелю.

ния И больших затратах энергии на вращение колонны бурильных труб.

В рационально сконструированном резьбовом соединении УБТ

отношение моментов сопротивления опасного сечения резьбы муф­

ты к моменту сопротивления опасного сечения резьбы ниппеля, по

экспериментальным данным, должно быть WM/WH~2,1, где WM -

осевой момент сопротивления опасного сечения муфты на расстоя­ нии 10 мм от меньшего торца ниппеля; Wн-осевой момент соп­ ротивления опасного сечения ниппеля на расстоянии 24 мм от

упорного уступа.

УЧИТI>Iвая износ по наружному диаметру муфты, это отношение

увеличивают на 20-30%. Во всех случаях, когда меньше 2,1, раз­

рушение будет происходить по муфте резьбового соединения.

В табл. 1.65 представлены основные геометрические характе­ ристики УБТ без зарезьбовых канавок.

ГЛАВА 2

ЭЛЕМЕНТЫ БУРИЛЬНОй КОЛОННЫ

~Переводники для бурильных колонн

Эти переводники предназначены для соединения между собой qастей бурильной колонны и присоединения к ней инструмента, применяемого при бурении скважин. Переводники для бурильных колонн изготовляются следующих типов: П - переходные; М­ муфтовые н Н - ниппельные.

72

	Таблица							2.1
		Переводники										переходные
												Замковая				резьба			Габариты. ММI Соединяемая часть													бурильной	коJЮННЫ
												конец				ный			L	I D							верхняя			I		ннжняя
		Переводники										МУФтовыйj Ниппель-
																конец
		1176/88									I	3-76		I		3-88			I 395	113				\3Н-95					IУБТ-I08
11-!ЩI66												3-86				3-66							108				3Ш-I08		IЛОБИЛЬНЫЙ инстру~
																			356
11-86/73												3-86				3-73			356		108										мент
																													13У-86
11 -86./76												3-86				3-76					108						УБТ-I08				Турбобур-l04
																			369
11-86/88												3-86				3-88			395		113						3Ш-I08				ЛОБИЛЬНЫЙ инстру~
												3-88				3-88			395			113									мент
ГI-8ВJ88																											ЗН-I08				~'БТ-I08
11-88/101												3-88				3-101			420			118				IУБТ-I08					Турбобур-127
11-88'/121												3-88				3-121			500			146 3Н-113									УБТ-146
11-101/88												3-101				3-88			420			118						IЛо,"л.НЫЙ ННОТрУ.
11-101j117												3-101				3-117			500			140				ЗШ-118					мент
11-101/121												3-101				3-121			497			146							IУБТ-146
										I																!ЗУ-120			I
11-102/88												3-102		\		3-88			1430	\120									I		ЛОБИЛЬНЫЙ инстру­
																															мент
																									I				IЛОБИЛЬНЫЙ инстру-
11-102/101												3-102				3-101			430			120			!ЗУ-120
11-1Щ/121												3-102				3-121			496			146							IMeHT
																								\							УБТ-146
																									I
11-108/88												3-108				3-88			451			133									ЛаБИЛЬНЫЙ ННСТРУ-
11-10&1101												3-108				3-101			459			133									мент
																															ЗШ-118
11-108/102												3-108				3-102			465			133				ЗШ-133		IЛО,"Л",Ы' "СТРУ·
																															мент
11-108/121												3-108				3-121			490			146
																															УБТ-146
11-117/121												3-117				3-121			457			146				Турбобур-127;					Далато-190;		215
11-117J147												3-117				3-147			523			178			195						УБТ-178'
																										3Н-140
11-121/86								-				3-121				3-86			489			146		I
																										ЗШ-146					3Ш-I08, 3У-I08
11-121/101												3-121				3-101			490			146									3Ш-118
П-121/102												3-121				3-102			496			146									3У-120		;
I1-121jl08												3-121				3-108			502			146									3Ш-133
11-121/121												3-121				3-121			457			146				Ведущая бу-					3Ш-146
11-121jl22												3-121				3-122			469			146				рильная труба					3У-146
11-121/133												3-121				3-133			484			155									3У-155
I1-121jl47												3-121				3-147			1524	1178				\УБТ-146				I		УБТ-178
П-121/161												3-121				3-161			537	203										УБТ-203

73

															Продолжение табл. 2.1
					Замковая		резьба		Габариты, мм				Соединяемая		часть бурильной колонны
			.
		Переводники			МуфтовыйIНиппель-				L	I	D						I
					конец		ИЫЙ						верхняя					ннжняя
							конец
		П-I2.2jlОl	3-122				3-101		490		146						3Ш-Н8
		П-122/102	3-122				3-102		496		146						3У-120
		П-122v117	3-122				3-117		463		146						ЛаБИЛЬНЫЙ инстру-
			3-122				3-121		457		146	3У-146					мент
		П-122/121															УБТ-146
		П-1224'133	3-122				3-133		484		155						ЛаБИЛЬНЫЙ инстру-
			3-122				3-147		524		178						мент
		Л-122/147															УБТ-178
		П-1331108		3-133			3-108		506		155						3Ш-133
		Л-I33/117		3-133			3-117		497		155						ЛаБИЛЬНЫЙ .ИНСТРУ-
				3-133			3-121		482		155						мент
	Л-133,/121											3У-155					3Ш-146
		П-I33/140		3-133			3-140		510		172						ЛаБИЛЬНЫЙ инстру-
				3-133			3-147		520		178						мент
	Л-13W147																УБТ-178
		П-147/121		3-147			3-121				178						3Ш-146
									516
	Л-147/133			3-147			3-133		524		178	3Ш-17\8					3У-155
	П-147/140			3-147			3-140		510		178						ЛаБИЛЬНЫЙ инстру-
																	мент
	П-147:/14I			3-147			3-147		517		178	Ведущая бу-					ЗШ-178
	П-147/152			3-147			3-152		517	197		рильная труба					ЛаБИЛЬНЫЙ инстру-
												3Ш-П8
				3-147			3-161		517	185							мент
	П-147jl61											3Ш-178					УБТ-203
	П-147/171			3-147			3-171		521	203		УБТ-17,8					УБТ-229
	П-152J121			3-152			3-121		526	197		Турбабур-172;					далата-245
												195
П-161/147				3-161			3-147		517	185		УБТ-203					Турбабур-215
П-161jl71				3-161			3-171		538	229		УБТ-203					УБТ-229
П-171/147				3-171			3-147		538	203		3Ш-203					3Ш-178
П-I71/171			3-171				3-171		517	203							Электрабур-290
П-171/177			3-171				3-177		523	229		УБТ-229					далата-445
П-171/201			3-171				3-201		518	254							УБТ-254
		При м е ч а и и е. Здесь					и в табл.		2'.2 цифры, стоящие после названия элементов бу­

рнльной колонны (УБГ, долото, турбобур), указывают величину их наружного диамет­

ра в мм.

74

В зависимости от соотношений диаметров замковых резьб на

концах переводники каждого типа могут изготовляться следую­

щих исполнений: 1 - цилиндрической конфигурации; 2 - ступен­

чатой конфигурации.

Переводники каждого типа и исполнения изготовляют с замко­

вой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Раз­

меры резьбы и требования к ее качеству должны соответствовать

гост 5286-75 для бурильных замков.

Переводники для бурильных колонн изготовляются в соответ­

ствии с требованиями гост 7360-82Е. Указанный стандарт пре­

дусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.

Перечень типоразмеров, габариты и применяемость переходных

переводников, соединяющих элементы бурильных колонн, приве­

дены в табл. 2.1 и l1a рис. 2.1 ,в, а муфтовых и ниппельных пере­ водников - в табл. 2.2 и на рис. 2.1,а и б.

В условное обозначение переводников входит типоразмер пере­ водника, а для переводников с резьбами левого направления на-

резки ставится и буква Л.			.
	Пример условного обозначения переводника	типа л1 с резьба­
ми	3-147/171: Л1-147/171 гост 7360-82Е.	То	же, типа П:

П-147/171 гост 7360-82Е. То же, с резьбами левого направления

нарезки: П-147/171-Л гост 7360-82Е.

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН по гост 4543-71 или из других никельсодержащих марок сталей со сле­ дующими механическими свойствами после термообработки:

Временное сопротивление раЗРЫВУ<Jв, МПа. не менее	882
Предел текучести <JT, МПа. не менее .	735
Относительное удлинение 65. %. не менее	10
Относительное сужение 'Ф. %. не менее	45
Ударная вязкость KCV. кДжfм2	685
Твердость НВ . . . . . .	285-341

])

а . ])

Рис. 2.1. Переводники для бурильных колонн ступенчатой

конфигурации:

а - муфТОВЫЙ; б - ннппеnьный; в - переходвыll

75

		Таблица	2.2
		Переводники					муфтовые			и ниппельные
							Замковая			резьба				Габариты, мм									Соединяемая часть				бурильной колонны
		..{1ереводники					Верхний j			нижнJlй				L						D
							конец			конец													вер,,"няя				I	нижняя
																I
								I		3-88
	М-86/88						3-86							325				113					УБТ-I08					долото-1327
	M-I08f88						3-108			3-88				366				133					УБТ-133					7187
М-121/88							3-121 I			3-88				398				146					УБТ-146
M-121fll?							3-121			3-117				356				146					УБТ-146					Долото-1,90
	M-!47JI52						3-147			3-152				391				197					УБТ-178					Долото-245...:...
							3-171			3-152				400				229										7295
	М-171/152								I														УБТ-229					Долото-2457
																												7295
	H-147J152				I		3-147			3-152			550					197					3Ш-178					ЛОБИЛЬНЫЙ ИН­
	Н-147Л71						3-147			3-171			707					203										струмент
		Н-171у201	·1				3-171			3-201			671					254					Турбобур-290					Долото-490

На наружной цилиндрической поверхности каждого переводни­ ка протачивается поясок для маркировки шириной 10 мм и глу­ биной 1 мм. На переводниках исполнения 1 этот поясок находит­ ся посредине цилиндрической части; на переводниках исполнения 2 - на цилиндрической поверхности большого наружного диаметра на расстоянии 20 мм от переходной фаски.

На переводниках с левыми резьбами рядом с маркировочным пояском протачивается опознавательный поясок шириной 5 и глу­ биной 1 мм.

Технические требования к переводникам для бурильных труб,

а также требования к ним в части правил приемки, методов ис­ пытаний, маркировки, упаковки, транспортирования и хранения

идентичны соответствующим требованиям по гост 5286-75.

-'

Резиновые кольца для бурильных труб
Эти кольца предназначены для	предохранения бурильных и
обсадных колонн от взаимного истирания при		бурении скважин.
Они работают в среде промывочных растворов		с добавками неф-
ти при температуре до 1500 с.	,

Конструктивно резиновые кольца для бурильных труб могут быть выполнены разъемными или неразъемными. Отечественная

промышленность выпускает резиновые кольца неразъемной кон­

струкции по ГОСТ 6365-74.

Форма и размеры колец, предусмотренных указанным стандар­

том, даны в табл. 2.3 и на рис. 2. 2.

Пример условного обозначения кольца типа А: кольцо А

ГОСТ 6365-74.

76

	L	·Рис. 2.2. Протекторное	резиновое
		кольцо для бурильных	труб

Таблица						2.3
	Размеры					резиновых					колец		(ММ)
		Тое i										[,				1.	I			d,	Размер			бу-
																		D, I			рильной			тру-	Наружный
													I
						D			d		L										бы,	для		кото-	диаметр коль-
кольца																					рой		предна-		ца	надетого
																(справочные)					значается				на	трубу
			I																			кольцо
												I
		А				90		50			155	135				149		85		56		73				115
		Б				115		75			150	130				144		103		81		89				1·28
		В				142		90			195	165				185		125		100		114				162
		В1				150		95			195	165				185		132		105	114,			127		170
		Г				165		100			200	170				190		147		110		140				200
		Д				190		120			210	180				200		173		130		168				225
			I

По физико-механическим показателям резина для изготовле­

ния колец должна соответствовать следующим нормам:

Предел прочности при разрыве, МПа, не менее		.	. _ _ . . . .	17
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее . . . . . . .				450
Относительное остаточное удлинение после разрыва, %, не более				27
Сопротивление раздиру, Н/см, не менее . . . . . . . . . . .				490
Изменение массы при испытании на набухание в течение 24 ч при
20±50 С в объемной смеси из 95% бензина и 5% бензола. %, не
более . . . . ... . . , . "	.......... .			15
Изменение массы при испытании на	набухание	в	течение 24 ч при
20±50 С в нефтяной жидкости марки	СЖР-l, %,	не более . . . .		3
Коэффициент старения при 1500С после 24 ч пребывания в нефтяной
жидкости СЖР-l, не менее:				0,8
по прочности . . . . . . . . '.
по относительном.У удлинению . .				0,5
Твердость по прибору ТМ-2, усл. ед.				55-65
Истираемость, см3/ (кВт·ч), не более				2Й()

Разработанные различными научно-исследовательскими орга­

низациями более совершенные разъемные конструкции колец пока

еще не нашли в практике широкого внедрения.

Для надевания неразъемных резиновых колец на бурильные трубы применяют специальные пневмомашины. Кольцо непосредст­ венно перед надеванием на трубу подогревают в горячей воде при температуре 80-900С в течение 10-15 мин.

Во избежание повреждения резиновых колец при надевании на трубы очищают заусенцы и острые кромки замков.

77

Для предотвращения перемещения колец по трубе используют клей или другие полимеризующиеся составы. Применение смазок,

облегчающих надевание колец, не допускается.

Для предохранения колец от повреждения при работе обсадная

колонна не должна иметь технических повреждений. Центрование

буровой вышки и ротора относительно устья скважины при спуско­

подъемных операциях должно обеспечивать прохождение через ро­

тор колец и замков бурильных труб без посадок и ударов.

Правила приемки, методы испытания и требования к маркиров­

ке, упаковке, транспортированию и хранению резиновых колец при­

Бедены в указанном выше стандарте.

Обратные клапаны для бурильных труб

Обратные клапаны для бурильных колонн предназначены для

предотвращения газонефтеводопроявления из скважин через бу­ рильные трубы в процессе бурения. При бурении скважины клапа­ ны, установленные в колонне бурильных труб под нижним перевод­

ником ведущей трубы, работают в среде промывочного раствора.

Серийное производствообратных клапанов для бурильных ко­ лонн осуществляется ПО «Азернефтемашремонт» по ОСТ 39-096- 79. По указанному отраслевому стандарту предусмотрено изготов­ ление 10 типоразмеров клапанов, включающих: тип 1 - клапаны

тарельчатые - КОБ Т (рис. 2.3), тип 2 - клапаны конусные с ре­

зиновыми уплотнениями - КОБ (рис. 2.4).

Клапаны могут изготовляться с правыми или левыми замковыми

резьбами.

lJ

JJ

Рис. 2.3. Клапан обрат­ ный для бурильных труб тарельчатый (КОБ Т)

Рис. 2.4. Клапан обрат­

ный для бурильных труб

конусный с резиновым уплотнителем (КОБ)

78

Таблица 2.4

Размеры клапанов (мм)

			I Условный диаметр								Габариты
				труб (гост		001-715)		Замковая
Типоразмер клапана								резьба							Масса, кг
				с выса·	с	выса·		(гост
				женнымн	женнblМИ			5286-75)			D		L
				внутрь	наружу
				концами	концами
КОВ т 80-3-66				60		-		3-66		80			240		8
КОВ Т 95-3-76				73		-		3-76		95			260		9
КОВ Т 108-3-88				89		73		3-88		108			270		12
КОВ Т 120-3-102				-		89		3-102		120			290		25
КОВ Т 133-3-108				102		-		3-108		133			310		32
КОВ 14(3-3-1211				114		102		3-121		146			350		40
КОВ 155-3-133				127		114		3-133		155			375		43
КОВ 178-3-147				140		-		3-147		178			410		45
КОВ 185-3-161				-		140		3-16i		185			430		55
КОВ 203-3-171				168		-		3-171		203			450		65

Перечень типоразмеров, конструктивные типы, габариты и мас­ сы клапанов приведены в табл. 2.4.

Условное обозначение клапана состоит из сочетания букв КОБ, означающего «Клапан обратный бурильный»; буквы Т, обозначаю­ щей тарельчатого типа (см. рис. 2.3); двухили трехзначных чи­

сел, указывающих наружный диаметр клапана; двухили трехзнач­

ных чисел с буквой 3 спереди, указывающих условное обозначение

замковой резьбы по ГОСТ 5286-75, а в случае левой резьбы к обо­

значению замковой резьбы добавляется буква Л.

Примеры условного обозначения клапанов в технической доку­ ментации или при заказе: клапана с наружным диаметром 108 мм

тарельчатого типа - КОБ Т 108-3-88 ОСТ 39-096-79; клапана с наружным диаметром 178 мм конусного типа с резиновым уплотне­

нием - КОБ 178-3-147 ОСТ 39-096-79.

Рабочее давление, выдерживаемое при запирании, для клапанов

тарельчатого типа диаметрами 80-133 мм - 15 МПа, а для конус­

ных клапанов с резиновыми уплотнениями диаметрами 146203 мм - 35 МПа. Максимальная температура рабочей среды при

эксплуатации клапанов не более 100°С.

Корпус клапана, являющийся основным несущим элементом

конструкции, изготовляется из хромоникелевой стали марки 40ХН

по ГОСТ 4543-71 с механическими характеРИСТИl,{ами (после тер­ '!Iообработки), аналогичными переводникам для бурильных колонн.

Технические требования к конструкции клапана, правила при­

емки, методы контроля, а также требования по маркировке, упа­

ковке, транспортированию и хранению приведены в ОСТ 39-096-79.

79

Опорно-центрирующие элементы

К числу опарна-центрирующих элементов атнасятся: наддалотный калибратор, цеJ;lтра­ тары, ста!билизатары и прамежутачные опары.

	Калибратары и	центратары	выполняются
2	как с прямыми, та'к и са Iспиральными ре6ра-
	ми, обычно 'с наружным диаметрам, равным
	диаметру далота.
	Наддалатный	калибратар	предназначен

ДЛiЯ улучшения рабаты далота ,и ,обеспечения

наминаль:наго диаметра ствала скважины.

Центратары предназначены для iбарьбы с ис­

кривлением 'окважины и располагаются ,от од­

ного до 11рех 'в каМlпоновке УБТ в заВИСИIМОСТИ от интенсивнасти искривления. Как правила,

ц.ентраторы для предотвращения иск'ривления

скважины устанавливаются на длине УБТ

до 25 'м.

Осно'Вные технические требования к ка­

либраторам, центраторам и стабилизаторам

предусмотрены .оСТ 39-078-79. Значительная длина УБТ приводит к ис­

кривлению труб в 'результате :патери ИХ устай­

чивости, что ухудшает передачу нагрузки на

Рис. 2.5. Опора продолато, 'Приводит к неравномерному вращению

межуточная квадрат-

ная (ОП) коланны и породаразрушающего инструмента

и др. Кроме тога, значительная длина УБТ

саздает большую Iпл'ощадь контакта труб lCасюважиной, что спо­ собствует прих'вату iКОЛОН:НЫ под действием дифференциальносо

давления.

С целью улучшения рабаты УБТ, повышения их устойчивости и

ограничения площади контакта труб со стенками скважины при­

меняют промежутачные опары. Форма и размеры ,опор должны обе­ спечить ограничение поперечной дефармации УБТ, вынас разбурен­

най порады, наименьший контакт са скважинай.

На рис. 2.5 изабражена промежуточная опара квадратнога сече­

ния (ОП) конструкции АзНИПИнефти. ОПар.ы для долот диамет­

ром 139,7-212,7 мм изгатавляют по ТУ 39-01-10-388-78 из сталь­ ного праката; для долот диаметром 244,5-269,9 мм - па ТУ 39-146-75 из стального литья. Ребра опор армируются штырями из твердого сплава. Диаметр описанной ,окружности промежутачных

опор равен ~ 0,95 D,lОЛ'

Ниже привадятся наибальшие паперечные размеры промежу­ точных опор и саответствующие диаметры долот.

диаметр долота, мм . .	139,7	149,2-151	165,1	187,3-190,р 212,7-215,9
	244,5	269,9
Наибольший размер опо-	133		153
ры С, мм . . . . ..		143		181	203
	230	255

80