авиэс в бурении что это
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Основные термины и определения в бурении
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины (Рис.1).
Рис. 1 Схемы скважин
Начало скважины называется устьем 1, боковая цилиндрическая поверхность – стенкой 2 или стволом, дно – забоем 4. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины (рис. 1 в), а по проекции оси 4 на вертикаль – ее глубину (рис. 1 а, в).
По пространственному положению ствола различают вертикальные (рис. 1 а, б) и наклонные (рис. 1 в)скважины.
Нефтяные и газовые скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок. В последнем случае буровые установки монтируются на эстакадах, плавучих буровых платформах или судах.
В нефтегазовой отрасли бурят скважины следующего назначения:
1. Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.
2. Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами и воздушными подъемниками.
3. Разведочные – для выявления продуктивных горизонтов, оконтуривания, испытания и оценки их промышленного значения.
5. Структурно-поисковые – для уточнения положения перспективных нефте—газоносных структур по повторяющим их очертания верхним маркирующим (определяющим) горизонтам, по данным бурения мелких, менее дорогих скважин небольшого диаметра.
Крепление ствола скважины производится путем спуска в нее специальных труб, называемых обсадными. Ряд обсадных труб, соединенных последовательно между собой, составляет обсадную колонну Для крепления скважин применяют стальные обсадные трубы.
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о числе и размерах (диаметр и длина) обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую колонну, интервалах цементирования, а также о способах и интервалах соединения скважины с продуктивным пластом.
В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения : направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна.
Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Кольцевое пространство за направлением заполняют по всей длине тампонажным раствором или бетоном. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков метров в болотах и илистых грунтах.
Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования. и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину нескольких сотен метров. Для надежного разобщения пластов, придания достаточной прочности и устойчивости кондуктор цементируется по всей длине.
Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150-300 м и 500 м.
При повышении давления в скважине до некоторой величины называемой давлением начала поглощения Рпогл, жидкость из скважины поступает в пласт. Этот процесс называется поглощением бурового раствора. Рпогл может быть близким или равным пластовому, а иногда приближается к величине вертикального горного давления, определяемого весом расположенных выше горных пород.
Иногда поглощения сопровождаются перетоками флюидов из одного пласта в другой, что приводит к загрязнению источников водоснабжения и продуктивных горизонтов. Снижение уровня жидкости в скважине вследствие поглощения в одном из пластов обуславливает понижение давления в другом пласте и возможность проявлений из него.
Давление, при котором происходит раскрытие естественных сомкнутых трещин или образование новых, называется давлением гидравлического разрыва пласта Ргрп. Такое явление сопровождается катастрофическим поглощением бурового раствора.
Рис. 2. Схема ударно-канатного бурения скважин
Характерно, что во многих нефтегазоносных районах пластовое давление Рпл близко к гидростатическому давлению столба пресной воды Рг (далее просто гидростатическое давление) высотой Нж, равной глубине Нп, на которой залегает данный пласт. Это объясняется
тем, что давление флюидов в пласте чаще обусловлено напором краевых вод, область питания
оторых имеет связь с дневной поверхностью на значительных расстояниях от месторождения.
Поскольку абсолютные значения давлений зависят от глубины Н, их соотношения удобнее анализировать, пользуясь величинами относительных давлений, которые представляют собой отношения абсолютных значений соответствующих давлений к гидростатическому давлению Рг, т.е.:
Здесь Рпл – пластовое давление; Ргр – гидростатическое давление бурового раствора; Рпогл – давление начала поглощения; Ргрп – давление гидроразрыва пласта.
Относительное пластовое давление Рпл* часто называют коэффициентом аномальности Ка. Когда Рпл* приблизительно равно 1,0, пластовое давление считается нормальным, при Рпл* большем 1,0 – аномально высоким (АВПД), а при Рпл* меньшем 1,0 – аномально низким (АНПД).
Одним из условий нормального неосложненного процесса бурения является соотношение
Процесс бурения осложняется, если по каким либо причинам относительные давления окажутся в соотношении:
Зарезка боковых стволов
Применяются разные методы ЗБС из скважин бездействующего фонда:
— вырезание участка колонны,
— бурение с отклоняющего клина и тд
К бурению с вырезанием участка колонны нужно отнести и бурение скважин с извлечением незацементированной колонны с бурением полноразмерного ствола.
Нет никакого различия от бурения обычных наклонно-направленных скважин, поэтому рассмотрим 2 других варианта.
Вырезание протяженного участка, с тем чтобы было возможно при ЗБС удалить от магнитных масс магнитометрические датчики забойных телеметрических систем контроля траектории ствола.
При этом варианте существенны затраты связанные со временем:
Небольшая коррекция рассматриваемого варианта повысила шансы по возможности применения технологии.
Поэтому нет необходимости вырезания участка колонны большой протяженности, достаточно вырезать столько, сколько нужно для обеспечения отклонения для выхода бурильной колонны из обсадной.
Его применение может позволить производить зарезку боковых стволов точно по требуемому направлению, с любой глубины, при любых углах наклона скважины. Применение его возможно как при зарезке боковых стволов, так и при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин без потери нижележащего основного ствола.
Однако, наибольший эффект ожидается при бурении многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин, так как устройство и технология будут применяться не только при бурении, но также при избирательном проведении геофизических исследований и воздействии в процессе эксплуатации.
Точно также упрощается обслуживание многоствольных и разветвленно-горизонтальных скважин в процессе эксплуатации и проведении геофизических исследований при помощи установок непрерывных труб, а именно, за 1 спуск можно избирательно провести требуемые работы на любом ответвлении или основном стволе.
Применяется также вариант зарезки бокового ствола за 1 спуск. В этом случае профильная труба соединяется с отклонителем, а гидравлическое соединение профильной трубы с бурильным инструментом производится через специальные трубки, вмонтированные в корпус фреза. Такое упрощение способа приводит к увеличению жесткости компоновки, затруднениям с ориентированием, но в ряде случаев такой способ эффективен.
Применение LWD с экономическим эффектом
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 10.06.2018 2018-06-10
Статья просмотрена: 1494 раза
Библиографическое описание:
Нестеров, С. В. Применение LWD с экономическим эффектом / С. В. Нестеров, Д. П. Кожаев. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 23 (209). — С. 221-224. — URL: https://moluch.ru/archive/209/51265/ (дата обращения: 01.12.2021).
Исследования скважин в процессе бурения LWD (logging while drilling) в значительной степени позволяют оптимизировать время на анализ геологической информации в связи с существенным уменьшением зоны проникновения фильтрата бурового раствора в структуру нефтяного или газового коллектора, что позволяет сократить время его освоения и, что особенно актуально при разработке пластов малой мощности, осуществления процесса геонавигации траектории ствола скважины в соответствии с морфологией пласта.
Геофизические исследования в открытом стволе, занимающие до 48 часов в цикле бурения скважины, можно оптимизировать благодаря правильной организации геофизических работ в общем цикле бурения скважины: в зависимости от типа ГИС (на кабеле или на трубах) можно комбинировать операции по шаблонировке ствола скважины, чтобы избежать лишних СПО (спуско-подъёмных операций). Но максимальный эффект достигается при замене стандартных комплексов ГИС высокотехнологичными приборами каротажа в процессе бурения (LWD).
Приборы LWD включаются в состав компоновки низа бурильной колонны и позволяют вести запись полного комплекса каротажа, а также имиджей (развёрток ствола скважины) одновременно с углублением скважины, отправляя все геофизические данные на поверхность в онлайн-режиме. Преимущество такого метода над стандартными комплексами ГИС очевидно: сокращение временных затрат, исключение рисков аварий и недохождения приборов ГИС, «зрячее» управление траекторией скважины на основании геологических онлайн данных. Однако есть один существенный недостаток, — стоимость. В «РН-Уватнефтегазе», например, сутки работы с приборами LWD увеличивают капитальные затраты на 682500 руб. В то время как суточная ставка за стандартный геофизический подъёмник с известным комплексом «Мега-3» составляет в 10 раз меньше — 66000 руб. В данной же работе будут рассмотрены методы, благодаря которым можно применять LWD при бурении любой эксплуатационной скважины и при этом не только не увеличивать капитальные затраты, но и наоборот сокращать их.
К таким методам относятся:
В стандартной практике «Уватнефтегаза» наклонно-направленные скважины глубиной до 3000 м и с зенитным углом менее 40° бурятся телесистемой с гамма-датчиком. Бурение останавливается по показаниям гаммы, после чего производится подъём КНБК, её смена на роторную и подготовка ствола скважины к геофизическим исследованиям и спуску эксплуатационной колонны. Комплекс исследований в открытом стволе производится приборами «Мега-3», спускаемыми на геофизическом кабеле. Среднее время этой операции составляет 10 часов при условии, что связка приборов без осложнений дойдёт до забоя скважины, в случае недохождения время операции может увеличиваться в два и более раз.
Таких рисков лишена технология записи каротажа во время бурения. Однако применение LWD на относительно простых скважинах по умолчанию экономически неэффективно. Даже с учётом того, что при глубине скважины менее 3000 м приборы LWD будут работать и оплачиваться лишь двое суток. Поэтому для сокращения затрат на геофизику следует оптимизировать другие операции в цикле бурения. Необходимость роторной шаблонировки открытого ствола на ННС малой глубины вызвана не столько спуском эксплуатационной колонны (ЭК), сколько каротажем на кабеле с рисками недохождения приборов. Таким образом, когда мы заменяем ГИС на кабеле приборами LWD, требования к качеству подготовки ствола снижаются. Помимо этого, приборы LWD увеличивают жёсткость компоновки бурения благодаря центрирующим элементам на их корпусе. И чтобы сократить риски осложнений при спуске эксплуатационной колонны предлагается вместо роторной компоновки проводить шаблонировку скважины сразу же компоновкой бурения повышенной жёсткости. При этом потребуется проводить шаблонировку не всего открытого ствола, а лишь интервала падения зенитного угла в S-образном профиле наклонно-направленной скважины. Данный участок имеет максимальные коэффициенты трения (сопротивления) при спуске ЭК.
В конечном итоге благодаря бурению с LWD и замене роторной шаблонировки коротким технологическим СПО общее время строительства ННС малой глубины удаётся сократить на 24 часа — с 9,5 до 8,5 суток. Данная оптимизация за весь 2016-й год была применена на 20 скважинах «Уватнефтегаза». На всех скважинах работы прошли штатно, а ЭК была без осложнений спущена до проектной глубины.
Расчёт экономической эффективности представлена на рисунке № 1.
Рис. 1. Экономически эффективное применение LWD на ННС малой глубины
При строительстве ННС с глубиной ствола свыше 3000м и зенитном угле более 40° окончательный каротаж записывают на трубах. Временные затраты на такую операцию в среднем составляют 36 часов, а для особо глубоких скважин (4500 и более метров по стволу) доходят до 48 часов.
От роторной шаблонировки на таких типах скважин уже не отказаться в связи с риском недоспуска ЭК. А бурение с приборами LWD в течение 5 суток экономически неоправданно. Поэтому было решено бурить подобные скважины в два долбления, при этом на втором включать в состав КНБК приборы LWD. Таким образом, вместо 5 суток дорогостоящее оборудование работало в скважине 3,3. И по экономическим затратам технология LWD вышла на один уровень с комплексом ГИС на трубах, однако вся скважина в целом стала строиться на 24 часа быстрее — за 14 суток.
Тем не менее был найден способ, как использовать LWD на глубоких ННС ещё более эффективно. Способ заключается в том, чтобы изменить первоначальное назначение технологии LWD — из записи каротажа во время бурения преобразовать её в запись каротажа во время шаблонировки. Основной объём эксплуатационного бурения на Увате ведётся уже на хорошо изученных месторождениях, поэтому без каких-либо рисков данную операцию можно совместить с шаблонировкой скважины перед спуском ЭК.
Расчёт экономической эффективности представлен на рисунках № 2,3.
Рис. 2. Сроки строительства ННС большой глубины
Рис. 3. Экономическая эффективность каротажа в процессе шаблонировки
Расчёт экономической эффективности представлен на рисунке № 4.
Рис. 4. Эффективность бурения пилотных стволов с LWD
Приборы LWD по возможностям геофизических исследований превосходят стандартные комплексы ГИС в открытом стволе. В работе показаны способы, благодаря которым практически любая нефтедобывающая компания может широко использовать приборы каротажа в процессе бурения без удорожания стоимости строительства скважин. Так же сокращение сроков бурения — это еще и более ранний ввод скважин в эксплуатацию, а соответственно и дополнительная добыча нефти.
Давление под управлением
Активы «Газпром нефти» в Курдском автономном районе Ирака стали настоящим полигоном для испытания новых технологий. На месторождении Shakal (восточная часть Курдистана) компания впервые использовала беспроводные датчики для проведения сейсмических исследований — этот метод лег в основу программы «Зеленая сейсмика». Прогрессивные методы Gazprom Neft Middle East и партнеров из Weatherford использовались при одновременном строительстве двух разведочных скважин: Shakal-2 и Shakal-3, глубиной 2950 м и 3355 м соответственно. Участники проекта* рассказали об инновациях, позволивших значительно повысить эффективность и безопасность работ
В подготовке материала приняли участие: Георгий Садецкий («Газпром нефть»); Василий Горичка, Николай Серов («Газпромнефть-НТЦ»); Альфредо Сильва, Юрий Кропочев, Валерий Зенин (Gazprom Neft Middle East); Льюис Родригес Сантамария, Алек Озегович (Weatherford)
Опыт, позволивший сформировать план бурения скважин Shakal-2 и Shakal-3 и подобрать комплекс технологий, оптимальных для сложных горно-геологических условий блока, был получен в ходе строительства первой разведочной скважины Shakal-1. Первое бурение на месторождении продемонстрировало значительную степень неопределенности всех целевых интервалов с точки зрения возможности возникновения различных осложнений, таких как приток пластового флюида в скважину, поглощение бурового раствора, потеря устойчивости стенок скважины, потенциальное наличие сероводорода в продуктивном пласте. Например, при прохождении свиты Нижний Фарс возникали такие проблемы, как сужение ствола скважины, сальникообразование, прихваты бурильной колонны.
Иракские проекты «Газпром нефти»
«Газпром нефть» работает на территории Ирака с 2010 года. Первым проектом компании было участие в разработке месторождения Бадра, расположенного в провинции Вассит. В мае 2014 года на месторождении началась добыча нефти.
Летом 2012 года «Газпром нефть» вошла еще в два проекта на территории Ирака. Компания подписала с Региональным правительством Курдистана соглашения о разделе продукции (СРП) в отношении блоков Garmian и Shakal, расположенных на юго-западе Курдистана. В феврале 2013 года было подписано СРП на еще один блок — Halabja. На блоках Shakal и Halabja доля «Газпром нефти» составляет 80%. Доля «Газпром нефти» в блоке Garmian составляет 40%. Доля Регионального правительства Курдистана во всех соглашениях — 20%. Геологические запасы трех блоков (пересчитанные из ресурсов) составляют более 1,3 млрд тонн нефти.
Для того чтобы оценить и максимально учесть все риски, команда инженеров Gazprom Neft Middle East совместно с Weatherford провела расширенную техническую сессию и смоделировала весь процесс бурения — то есть, организовала так называемое бурение на бумаге, разработав комплекс необходимых технических решений и сформировав план работ. На вызовы, обусловленные сложностью и неординарностью задачи, специалисты решили ответить применением передовых технологий. В частности, для бурения секций 12¼˝ и 8½˝ скважин Shakal-2 и Shakal-3 использовалась технология управления забойным давлением во время бурения (managed pressure drilling, MPD) совместно с системой раннего распознавания поглощения бурового раствора и притока пластового флюида в скважину (Microflux).
По статистике, около 40% рисков при бурении связаны с управлением давлением в скважине (см. рисунок). MPD — это адаптивный процесс бурения, который используется как раз для более четкого регулирования профиля затрубного давления по всей длине ствола скважины. Технология позволяет успешно бороться с газонефтеводопроявлениями (ГНВП) и возникновением открытых фонтанов, которые не только нарушают процесс бурения, но и могут стать причиной тяжелых аварий. При использовании MDP любые ГНВП во время буровых работ надежно сдерживаются и вымываются из скважины.
Кроме того, при бурении разведочных скважин на Shakal использовалась система раннего распознавания поглощения бурового раствора и притока пластового флюида в скважину (Microflux), которая применяется при бурении с управлением забойным давлением. Microflux — это замкнутая и герметичная система, анализирующая данные, поступающие в режиме реального времени в ходе бурения, что позволяет обнаружить даже микропритоки флюида в скважину и незначительные поглощения бурового раствора. После обнаружения притока пластового флюида в скважину система автоматически запускает функцию контроля давления и вымыва поступившего флюида, ограничивая объем притока до минимума (как правило, менее 5 баррелей). Система Microflux предоставляет возможность управлять профилем затрубного давления в скважине с точностью, недостижимой для традиционных методов, и, соответственно, минимизировать риски и исключить непроизводительное время, связанное с неопределенностью во время бурения, повышая безопасность и эффективность работ. Кроме того, использование MPD за счет сохранения постоянного давления на забое позволило обеспечить безопасность проведения спускоподъемных операций, а также геофизических исследований в скважинах.
Таким образом, обеспечение необходимой гибкости регулирования параметров бурения в постоянно меняющихся и неопределенных геологических условиях за счет адаптации и применения прогрессивных технологий позволило значительно сократить непроизводительное время, оптимизировать процесс бурения, сохранить коллекторские свойства, а также собрать данные, необходимые для оценки потенциала перспективных объектов Аалиджи, Джаддала, Дибан и Джериб. Это, в свою очередь, дало положительный финансовый эффект на фоне значительного повышения уровня безопасности при строительстве скважин, который соответствовал всем требованиям «Газпром нефти» и международным стандартам.
Смотрите также
Цифровая нефть
Как технологии Индустрии 4.0 помогают «Газпром нефти» находить и добывать нефть
Перспективные проекты «Газпром нефть» в сфере импортозамещения
Российские технологии, созданные при участии «Газпром нефти», вместо импортных аналогов
Кластерная экономика
Подход, который позволяет бурить быстрее и дешевле
Основные термины, широко используемые при бурении нефтяных и газовых скважин
Терминология в бурении нефтяных и газовых скважин. Специалист любого уровня, занимающийся бурением нефтяных и газовых скважин, должен свободно владеть этой терминологией.
Бурение — процесс образования горной выработки, преимущественно круглого сечения, путем разрушения горных пород главным образом буровым инструментом (реже термическим, гидроэрозионным, взрывным и другими способами) с удалением продуктов разрушения.
Скважина (нефтяная, газовая, водяная и т.п.) — сооружение, преимущественно круглого сечения, образуемое путем бурения и крепления и характеризуемое относительно малым размером площади поперечных сечений по сравнению с размером площади боковой поверхности и заранее заданным положением в пространстве.
Буровой инструмент — общее название механизмов и приспособлений, применяемых при бурении скважин и ликвидации аварий, возникающих в скважинах.
Ударный способ бурения — способ сооружения скважин путем разрушения горных пород за счет ударов породоразрушающего инструмента по забою (дну) скважины.
Вращательный способ бурения — способ сооружения скважин путем разрушения горных пород за счет вращения прижатого к забою породоразрушающего инструмента (долото, коронка).
Буровой раствор (промывочная жидкость) — технологическое наименование сложной многокомпонентной дисперсной системы суспензионных и аэрированных жидкостей, применяемых при промывке скважин в процессе бурения.
Обсадные трубы — трубы, предназначенные для крепления скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации нефтяного (газового) пласта (горизонта).
Обсадная колонна — колонна, состоящая из последовательно свинченных (сваренных) обсадных труб.
Затрубное пространство — пространство между стенками скважины (обсадной колонны) и наружными стенками колонны бурильных труб, образующееся в процессе бурения.
Разведочное бурение — бурение скважин с целью разведки нефтяных (газовых) месторождений. Входит в комплекс работ, позволяющий оценить промышленное значение нефтяного (газового) месторождения, выявленного на поисковом этапе, и подготовить его к разработке.
Эксплуатационное бурение — бурение скважин с целью разработки нефтяного (газового) месторождения.
Турбобур — забойный гидравлический двигатель, предназначенный для бурения скважин в различных геологических условиях.
Турбинный способ бурения — бурение скважин при помощи турбобуров.
Электробур — буровая машина, приводимая в действие электрической энергией и сообщающая вращательное движение породоразрушающему инструменту.
Цементирование (тампонирование) скважины — закачка цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонны.
Бурильная колонна — ступенчатый полый вал, соединяющий буровое долото (породоразрушающий инструмент) с наземным оборудованием (буровой установкой) при бурении скважины.
Бурильная свеча — часть бурильной колонны, неразъемная во время спускоподъемных операций; состоит из двух, трех или четырех бурильных труб, свинченных между собой.
Буровая установка — комплекс машин и механизмов, предназначенных для бурения и крепления скважин.
Буровая вышка — сооружение, устанавливаемое над буровой скважиной для спуска и подъема бурового инструмента, забойных двигателей, обсадных труб.
Буровая лебедка — механизм, предназначенный для спуска и подъема колонны бурильных труб, подачи бурового долота на забой скважины, спуска обсадных труб, передачи мощности на ротор.
Талевая (полиспастовая) система буровых установок — ряд механизмов (кронблок, талевый блок, крюк или крюкоблок), преобразующих вращательное движение барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка.
Ротор — механизм, предназначенный для передачи вращения колонне бурильных труб в процессе бурения, поддержания ее на весу при спускоподъемных операциях и вспомогательных работ.
Вертлюг — механизм, обеспечивающий вращение бурильной колонны, подвешенной на крюке, и подачу через нее промывочной жидкости.
Буровой насос — гидравлическая машина для нагнетания промывочной жидкости в буровую скважину.
Буровая платформа — установка для бурения на акваториях с целью разведки или эксплуатации минеральных ресурсов под дном моря.
Силовой привод буровой установки — комплекс машин и механизмов, предназначенных для преобразования электрической энергии или энергии топлива в механическую энергию.
Вибрационное сито (вибросито) — механизм для очистки бурового раствора (промывочной жидкости) от выбуренной породы и других механических примесей.
Химические реагенты — различные химические вещества, предназначенные для регулирования свойств буровых растворов (промывочной жидкости).
Ведущая бурильная труба — труба обычно квадратного сечения, которая устанавливается наверху бурильной колонны и передает ей вращение от ротора.
Шурф для ведущей трубы — неглубокая скважина, сооружаемая рядом с ротором и предназначенная для опускания ведущей трубы во время наращивания бурильных труб в периоды, когда не бурят.
Шарошечное буровое долото — механизм, состоящий из сферических или цилиндрических шарошек, смонтированных на подшипниках качения или скольжения (или их комбинации) на цапфах секций бурового долота.
Лопастное буровое долото — корпус с присоединительной резьбой, к которому привариваются три и более лопастей.
Бурильные трубы — основная часть бурильной колонны. Бурильные трубы изготавливают бесшовными, из углеродистых или легированных сталей.
Бурильные замки (замки для бурильных труб) — соединительный элемент бурильных труб для свинчивания их в колонну. Бурильный замок состоит из ниппеля и муфты, закрепляемых на концах бурильной трубы.
Утяжеленные бурильные трубы (УБТ) — трубы, предназначенные для создания нагрузки на породоразрушающий инструмент и увеличения жесткости нижней части бурильной колонны.
Индикатор массы (веса) — прибор, при помощи которого в процессе бурения определяется осевая нагрузка на долото. Этим прибором определяется также нагрузка, действующая на крюк талевой системы. [Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин]