Реферат_Лавренко. Основные способы предупреждения недоспуска обсадных колонн
 Скачать 48.16 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»  Центр цифровых образовательных технологий 21.03.01 «Нефтегазовое дело» / Бурение нефтяных и газовых скважин Тема: Основные способы предупреждения недоспуска обсадных колонн реферат по дисциплине: «Бурение нефтяных и газовых скважин»
Томск – 2023 СодержаниеВВЕДЕНИЕ 2 1. ПРИЧИНЫ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН 4 1.1. Недостаточная или неправильная подготовка ствола скважины или применение 4 1.2. Некачественный буровой раствор 5 2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ НЕДОСПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОН 8 2.1. Утяжеление бурового раствора, создание противодавление на стенки скважин 10 2.2. Шаблонировка (прорабока прямая обратная) перед спуском колонны 12 2.3. Промывка 13 2.4. Спуск длинных колонн секционным способом 17 2.5. Поплавковый спуск обсадных колонн 18 2.6. Применением сухой смазки 19 2.7. Шарниры скажинные 19 3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 20 4. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 21 ВВЕДЕНИЕ Закачивание скважин — одна из важных операций при строительстве скважин, от качества выполнения которой зависит в конечном итоге продолжительная безаварийная работа скважины. Закачивание скважин включает в себя ее крепление: спуск и цементирование обсадных колонн (ОК). Однако не во всех случаях технологические операции по спуску обсадных колонн проходят без осложнений. Основным осложнением при спуске обсадных колонн является ее непроходимость по стволу скважины и как результат ее недоспуск. Успешный спуск обсадных колонн в скважину возможен при правильной подготовке как самих обсадных труб и технологической оснастки, так и готовностью буровой установки и оборудования, инструмента и ствола скважины. Важно так же соблюдать соответствие выбранной технологии спуска, а также свойств буровой промывочной жидкости геологическим условиям бурения в частности в отношении устойчивости пород, слагающих ствол скважины. Обще технологическим мероприятием по предотвращению аварий при спуске ОК является проработка мест сужения (по данным кавернометра) со скоростью 20–50 м/ч. На этом этапе обычно к буровой промывочной жидкости добавляют нефть или другие смазывающие (антиприхватные) добавки, снижающие липкость глинистой корки. При промывке перед спуском ОК параметры промывочной жидкости тщательно контролируют и доводят до регламентируемых для данной скважины значений. После промывки и проработки скважины ее ствол шаблонируется шаблоном из трех-четырех обсадных труб, который на бурильной колонне (БК) спускается в скважину. В случае недохождения шаблона до забоя и возникновении затяжки или посадок свыше 10 % от собственного веса производят повторную проработку интервалов посадок и затяжек. По окончании шаблонирования скважину промывают, длительность промывки — один-два цикла циркуляции. 1. ПРИЧИНЫ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН 1.1. Недостаточная или неправильная подготовка ствола скважины или применение Правильная подготовка ствола скважины имеет существенное значение для допуска обсадной колонны до намеченной глубины и обеспечения качественного цементирования. Большое значение при этом имеет обеспечение проходимости обсадной колонны по стволу. Для правильного решения этой задачи необходим детальный анализ условий бурения в закрепляемом обсадной колонной интервале, а также данных кавернометрии и инклинометрии. Анализом фактических данных бурения скважины выявляются все интервалы затяжек и посадок колонны бурильных труб, сужений и номинального диаметра, интервалы со значительным изменением углов искривления и азимута. Затем составляется план проработки и шаблокирования ствола скважины. Проработке подлежат все интервалы, в которых происходили затяжки и посадки колонны бурильных труб в процессе бурения, а также интервалы с наличием сужений ствола, определенных по кавернограмме. Особенно тщательно следует проработать интервалы со значительными изменениями углов искривления и азимута. Рекомендуется проработку производить трехшарошечными долотами при следующих скоростях: а) интервалов сужений ствола -- 35--40 м/ч; б) интервалов с постоянными затяжками и посадками колонны бурильных труб -- 20--25 м/ч; в) призабойной зоны (100 м) вне зависимости от состояния ствола -- 20--25 м/ч. Ствол рекомендуется прорабатывать только роторным способом, так как при этом гарантируется вращение долота, а вращающаяся колонна бурильных труб уплотняет корку и способствует лучшему выносу породы из скважины. В начальной стадии проработки в глинистый раствор должны быть введены различные добавки, способствующие уменьшению вероятности прихватов инструмента (графит, нефть, ПАВ и др.). Формирование глинистой корки протекает при наличии указанных добавок, что является благоприятным фактором.В процессе проработки скважина промывается при максимально возможной производительности насосов для полной очистки ствола от породы, осадка и пр. Нельзя допустить проработку скважины, если глинистый раствор имеет вязкость и CHС высокие, так как может резко ухудшиться вынос породы и осадка из скважины. Поэтому в процессе проработки следует систематически обрабатывать раствор химическими реагентами. 1.2. Некачественный буровой растворДля обеспечения нормальной проводки скважин необходимо применять только качественный раствор буровой промывочной жидкости. Основным средством для предотвращения осложнений в процессе проводки скважин является применение промывочных агентов соответствующего качества, способных создавать необходимое противодавление на продуктивный пласт, предупреждая выбросы и открытое фонтанирование. Свойства и состав промывочного агента должны способствовать предупреждению обвалов (осыпи), набухание, пластичное течение (ползучесть), химическое растворение, размыв пород стенок скважины, обеспечивать создание минимальной зоны проникновения фильтрата в продуктивные пласты и сохранять фильтрационные емкостные свойства пласта, способствовать качественной промывке ствола скважины и выносу породы. В этой связи буровая промывочная жидкость должна иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного влияния на коллекторские свойства пластов и пропластков. При выборе типов буровых промывочных жидкостей необходимо придерживаться следующим требованиям: − для приготовления буровых жидкостей использовать экологически безопасные компоненты; − максимально снизить отрицательное воздействие жидкости на продуктивный пласт; − обеспечить возможность получения максимальной геолого-технологической информации от скважины; − обеспечить качественную промывку ствола скважины и работу забойных двигателей; − уменьшить эрозию ствола скважины; − максимально сократить общий объем отработанного бурового промывочного раствора. Параметры буровой промывочной жидкости определяются в первую очередь необходимостью создания гидростатического давления в стволе скважины, которое позволит сохранить устойчивость стенок скважины, а также препятствующего проявлению пластового и порового давления. При бурении проектных скважин используется глинистый раствор, параметры которого поддерживаются, исходя из опыта бурения скважин непосредственно в пределах многих месторождений с учетом ожидаемых осложнений. Одной из особенностей месторождений является то, что в верхней части разреза месторождения находится мощная толща многолетнемерзлых породах (ММП). Для борьбы с возможными поглощениями и проявлениями предусматривается запас глинистого раствора не менее двух объемов скважины на кустовой площадке. Параметры промывочной жидкости в заданных пределах поддерживаются обработкой химреагентами: КМЦ-600, ГКЖ-10(11), кальцинированная сода. С целью профилактики прихватов в процессе бурения скважин рекомендуется применять смазывающие добавки (СКЖ, ЛТМ, графит), которые улучшают фрикционные свойства глинистой корки. При подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны раствор обрабатывается смазывающей добавкой 0,25 % или графитом — 0,8 %. Для бурения под направление из экологических соображений следует использовать пресный глинистый раствор, не содержащий экологически опасных химических реагентов. Раствор готовится заново или на основе отработанного пресного глинистого раствора с соседних скважин. При приготовлении нового бурового раствора в его состав вводится глино-порошок марки ПБГ для получения нужной плотности. Бурение под кондуктор проводится в интервалах песков, супесей, переходящих в чередование слабосцементированных песков и глин. Обсадная колонна при спуске иногда не доходит до забоя вследствие осложнений кавернообразование, осыпи и обвалы стенок скважины. В интервале происходит перегрузка бурового раствора твердой фазой, разбавление раствора пластовыми водами. В связи с этим, основная проблема при бурении под кондуктор — укрепление стенок скважины. Следовательно, необходимо придерживаться максимальной скорости проходки, применять буровой раствор расчетной плотности и повышенной вязкости. При этом раствор должен обладать хорошими коркообразованием, небольшой водоотдачей, надежными ингибирующими и смазывающими свойствами. Предъявленным требованиям вполне отвечает полимерглинистый раствор, обработанный реагентом-флоккулятором (ГИПАН), который готовится с использованием раствора от бурения под направление. 2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ НЕДОСПУСКА ОБСАДНЫХ КОЛОН На заводе-изготовителе тщательно проверяется внешний вид и соответствие труб номинальным геометрическим параметрам, производится их шаблонировка и опрессовка. При успешном прохождении испытаний на резьбы необходимо нанести смазку и навернуть защитные колпаки для предотвращения их повреждения во время хранения и транспортировки труб. При транспортировке и приёме трубы запрещается бросать во избежание деформации. В случае отсутствия документа о прохождении трубами испытаний или при необходимости процедуры, проведённые ранее, могут быть повторены на буровой площадке в специально оборудованном месте. Перед спуском обсадной колонны необходимо определить интервалы осложнения – интервалы, в которых при движении бурильной колонны и геофизических зондов, данным кавернометрии и инклинометрии обнаружены сужения ствола или уступы, которые могут привести к посадке обсадной колонны во время её спуска. Для предупреждения осыпания стенок скважины и заклинивания колонны во время спуска необходимо провести шаблонировку ствола скважины компоновкой без винтового забойного двигателя и телесистемы с жёсткостью, близкой жёсткости самой обсадной колонны. Если же посадки и затяжки бурильной колонны и геофизических зондов значительны, необходимо провести проработку ствола скважины. Перед непосредственным соединением труб во избежание снижения трения и повышения герметичности на резьбы наносятся герметизирующие материалы: • смазки УС-1, Р-402, Р-416, Р-113; • лента ФУМ. Далее обсадные колонны свинчиваются ключом с моментомером. 26 Момент при свинчивании труб необходимо контролировать, чтобы избежать срыва резьбы или недостаточного момента для герметичного соединения, так как это может привести к падению части обсадных труб. Момент при свинчивании должен нарастать плавно и составлять 70–150% среднего значения, в обратном случае буровая бригада пытается устранить дефект, а в случае невозможного устранения отбраковывает трубу. В целях предотвращения откручивания и падения обвариваются или склеиваются 5– 10 муфтовых соединений низа колонны. Перед спуском обсадной колонны в буровой раствор возможен ввод смазочных пачек, облегчающих прохождение колонны по стволу скважины. При спуске колонны в скважину, сложенную неустойчивыми породами и пластичными глинами, необходимо применять ингибированные буровые растворы. Использование растворов этого вида позволяют значительно снизить интенсивность перехода породы в буровой раствор, а также повышают устойчивость стенок скважины и снижают вероятность набухания горных пород. Для предупреждения поглощений на протяжении спуска обсадной колонны в скважину необходимо внимательно следить за гидростатическим давлением столба промывочной жидкости в скважине и при необходимости регулировать её реологические и тиксотропные свойства. При наличии потенциальных зон поглощения может производиться кольматация и закупорка приствольной зоны пласта, а также ввод наполнителей. Скорость спуска обсадной колонны является важным технологическим параметром. Слишком высокая скорость может привести к посадкам и прихватам обсадной колонны, а также к повреждению технологической оснастки. Также слишком быстрый спуск колонны может создать большое гидравлическое давление, что может привести к загрязнению продуктивных пластов. Поэтому эту скорость держат в пределах 0,3–0,8 м/с, снижая по мере спуска башмака колонны. 2.1. Утяжеление бурового раствора, создание противодавление на стенки скважинДля предотвращения осложнений, связанных с нарушением целостности ствола скважины и возможными газонефтепроявлениями, возникает необходимость повышать плотность глинистого раствора в значительных пределах (до 2200ч2400 кг/м3) Получить такую плотность увеличением концентрации глинистой породы в промывочной жидкости невозможно. Для этого в глинистые растворы вводят реагенты с большой плотностью, получившие название утяжелителей, и таким образом повышают плотность глинистого раствора до требуемых величин. Применяемые в нашей стране утяжелители можно разделить на две группы в зависимости от их плотности. К первой группе относятся материалы плотностью 2600ч3500 кг/м3. Это малоколлоидные глины, мергели, мел, известняк и др. Утяжелители этого типа обладают низкой утяжеляющей способностью и могут обеспечить утяжеление только до 1700 кг/м3. В связи с этим они расходуются обычно в больших количествах, что приводит к повышению содержания твердой фазы в буровых растворах и снижает эффективность бурения. Поэтому эти утяжелители целесообразно использовать при отсутствии более эффективных утяжелителей. Ко второй основной группе утяжелителей относятся материалы с плотностью 3500ч5300 кг/м3. Это барит, железистые и сидеритовые утяжелители. Наилучшим утяжелителем считается барит. Для нужд бурения поставляются технические сорта барита, содержащие различные примеси (кремнезем, известняк, доломит и др.). Железистый утяжелитель (гематит, магнетит, пирит) имеет недостатки (высокая абразивность, содержание большого количества водорастворимых солей), которые ухудшают качество бурового раствора и снижают технико-экономические показатели бурения. Сидеритовый утяжелитель (FеСО3) кислоторастворимый, что выгодно отличает его от других утяжелителей. В отдельных случаях возникает потребность использовать утяжелители плотностью более 5300 кг/м. Например, для предотвращения сужения ствола скважины в результате аномально высоких пластовых давлений, течения солей и т. д. Утяжелители этой группы - галенит (PbS), или свинцовый блеск, феррофосфор, свинцовый сурик (Рb3О4), ферросилиций, ферромарганец. Необходимое количество сухого утяжелителя (в кг/м3) следует вычислять по формуле где сИР, сБР, сУТ, плотность соответственно исходного раствора, требуемая бурового раствора и утяжелителя, кг/м3. Обрабатывать утяжелителем следует качественные растворы, имеющие хорошую способность удерживать частички твердой фазы во взвешенном состоянии. горный скважина бурение строительство Рассмотрим процесс утяжеления более подробно. В глинистый раствор вводят мелко раздробленное новое вещество-утяжелитель. От добавки утяжелителя увеличивается количество твердых частиц в растворе и, следовательно, повышается его вязкость. Если вязкость выше нормы, то утяжеленный раствор разбавляют водой. Но так как при этом показатель фильтрации раствора может сильно возрасти, а плотность, снизиться, то раствор предварительно обрабатывают реагентом, который понижает водоотдачу. Увеличение вязкости раствора происходит не только вследствие увеличения количества частиц. Частицы утяжелителя, если они плохо смачиваются водой, вносят в раствор большое количество пузырьков воздуха. Получается перебитый раствор с большой вязкостью и недостаточной плотностью. Устранить это можно двумя следующими способами: заранее смочить утяжелитель водой или реагентом; обработать раствор реагентами-понизителями водоотдачи, этим достигается лучшая смачиваемость частиц глины и утяжелителя. Перед вступлением в зону осложнений на буровой обязательно должен быть запас утяжелителя и химических реагентов в количествах, обеспечивающих получение утяжеленного раствора согласно ГТН. 2.2. Шаблонировка (прорабока прямая обратная) перед спуском колонныШаблонирование производят в скважинах с целью определения проходимости прибора по стволу скважины. Диаметр и длинна, спускаемого шаблона должны быть не меньше диаметра и длинны прибора. Шаблонирование проводится по заявке геологической или технологической службой заказчика или перед проведением глубинных работ в следующих случаях: - если глубинные работы проводятся в скважине, на который ранее осуществлялся ремонт, связанный с подъёмом колонны НКТ и если исследуемая скважина не шаблонировалась в течение последних трех месяцев. - если в процессе предыдущих глубинных работ наблюдались посадки и затяжки прибора. - если на скважине проводились геофизические работы. 2.1 Порядок работы. Все подготовительно-заключительные работы и спуско-подъемные операции проводятся согласно п. 1 данного регламента. Прибыв на скважину, оператор обязан: 2.1.1 Произвести подготовительные работы согласно п.1 данного регламента. 2.1.2 Произвести шаблонирование скважины до забоя скважины. 2.1.3 Спуско-подъёмные операции производятся согласно п.1 данного регламента. 2.1.4 Произвести заключительные работы согласно п. 1 данного регламента. 2.1.5 Составить акт на проведения шаблонирования в двух экземплярах, где указать: - месторождение, номер скважины, номер куста; - дата и время проведения шаблонирования; - диаметр и длинна шаблона; - глубина спуска шаблона; - наличие посадок и затяжек шаблона с указанием их глубины. Акт подписывается старшим оператором и представителем заказчика. Один экземпляр остаётся у заказчика, другой отправляется в ИАЦ. 2.3. Промывка Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-экономических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений. Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего решаются оптимизационные задачи, цель которых — выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание технологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта. Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струей бурового раствора, вытекающего из насадок долота, вносит не меньший вклад в скорость проходки скважины, чем механическое разрушение забоя вращающимися элементами долота. Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу буровых насосов с одновременным доведением до верхнего предела давления нагнетания бурового раствора. В результате этого одновременно с интенсификацией размыва забоя часто отмечаются отрицательные явления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения забойного давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др. Основными функциями промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото. Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод. Обязательное требование к процессу промывки скважин - выполнение функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора. Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора. Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной, — плотность бурового раствора, по мере увеличения которой безопасность проходки, как правило, повышается. В то же время с ростом плотности увеличивается давление на забое, повышается концентрация твердой фазы в буровом растворе, что может привести к заметному падению механической скорости проходки скважины и загрязнению продуктивных горизонтов, а также способствует гидроразрыву пластов. Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приводить к осложнениям. Плотность также является одним из основных факторов, обеспечивающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений — поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др. Важное технологическое качество бурового раствора — удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом увеличиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъем-ных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений. При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность. Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным. Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважин. 2.4. Спуск длинных колонн секционным способом Спуск длинных колонн занимает достаточно количество времени. При этом увеличивается вероятность возникновения осложнений в виде обвалов, осыпей, прихватов и т. д., которые вызывают недохождение колонны до проектной глубины. В этих случаях осуществляют спуск колонны в несколько приемов. Секционный спуск колонны осуществляют в следующих случаях: • когда вес обсадной колонны превышает грузоподъемность буровой установки; • когда возможно отсутствие циркуляции в течении 1–2 суток, что приведет к осложнениям в стволе скважины; • когда отсутствует требуемый ассортимент труб, и гидравлическая мощность цементировочных агрегатов не обеспечивает подъема тампонажного раствора на требуемую высоту. Крепление скважин с использованием секционного спуска обсадных колонн позволяет: • перекрывать интервалы осложнений на больших глубинах с минимальной затратой времени от конца последней промывки до начала цементирования; • надежно изолировать два или более продуктивных горизонта скважин с высоким пластовым давлением или какие-либо осложненные интервалы, разделенные между собой мощной устойчивой толщей горных пород; • применять комбинированный бурильный инструмент, в результате чего увеличивается прочность бурильной колонны, снижаются гидравлические сопротивления, обеспечивается эффективность буровых работ и возможность углубления скважины на большую глубину; • экономить металл в результате использования обсадных труб с меньшими толщинами стенок по сравнению со сплошными колон-нами, а также использовать трубы с пониженными прочностными характеристиками. 2.5. Спуск с вращением обсадной колонны При наличии технической возможности (как правило, при установленном на буровой установке верхнем приводе) проводят спуск с вращением. В качестве башмака обсадной колонны используется специальное долото-башмак, изготавливаемое из легко разбуриваемых металлов (медь, алюминиевый сплав). На устье монтируется переводник с конической резьбы для бурильных труб на трапецеидальную для обсадных, либо специальное устройство для захвата по телу трубы. Свинчивание происходит с помощью гидравлического ключа с моментомером. Для увеличения момента смыкания в муфту впрессовывается упорное кольцо необходимого диаметра. Вращение при спуске производится с помощью верхнего привода. Преимущество такого способа спуска колонны заключается в возможности преодолеть интервалы посадок. Применение ССОК позволяет осуществлять расхаживание, вращение, заполнение и циркуляцию обсадных колонн, обеспечивая при этом сокращение времени непроизводительной работы и сопутствующих расходов. Используется с применением верхнего привода. 2.5. Поплавковый спуск обсадных колонн Система AirLock™ позволяет спускать колонну обсадных труб в горизонтальных скважинах. В отличие от обычных систем с башмаком и обратным клапаном, пробка AirLock™ позволяет вертикальной секции обсадной трубы быть заполненной жидкостью, в то время как горизонтальная секция остается заполненной воздухом и держится на плаву. Повышенная плавучесть уменьшает трение скольжения более чем на 50%, в то время как вес вертикальной секции обеспечивает дополнительное усилие для продавки колонны до забоя. Система AirLock™ состоит из двух компонентов: Уплотнительная муфта устанавливается в обсадную колонну выше радиуса искривления, содержит откалиброванное по давлению разрушаемое уплотнение, запирающее воздух в нижней секции. После спуска поверхностное давление увеличивается и уплотнение разрушается, освобождая внутренний диаметр обсадной трубы. Уловитель твердых частиц устанавливается в соединении обсадной трубы выше башмака с обратным клапаном. Частицы уплотнения собираются в уловителе твердых частиц. 2.6. Применением сухой смазки Компанией «БУРИНТЕХ» предложен способ снижения сил трения между стенками скважины и спускаемой обсадной колонной (хвостовиком) в горизонтальном участке ствола скважины, состоящий в использовании «сухой смазки». Данная технология заключается в следующем: в горизонтальный участок скважины устанавливается пачка свежего бурового раствора, без наработанной твердой фазы с содержанием «сухой смазки», представляющей собой микрошарики, в концентрации 20 – 25 кг/м3 . Это позволяет снизить силы трения и предотвратить возникновение дифференциального прихвата при последующем спуске обсадной колонны. С октября 2016 г. на Южной части Приобского месторождения с применением бурового раствора ООО НПП «БУРИНТЕХ» - «Поликарб БИО» было пробурено более 10 скважин с горизонтальным окончанием, в том числе с повышенным пластовым давлением. На всех скважинах в интервал горизонтального ствола устанавливалась пачка бурового раствора без наработанной активной твердой фазы с удельным весом 1,20 г/см3 - 1,25 г/см3 и добавлением 20 - 25 кг/м3 «Сухой смазки». При этом удельный вес бурового раствора во время бурения достигал 1,64 г/см3. Прихватов при спуске хвостовиков под МСГРП не отмечалось. 2.7. Шарниры скажинные Кривизна стволов скважин вызывает ряд технических затруднений в процессе спуска хвостовика, в значительно искривленных скважинах возрастает вероятность возникновения аварий и все-возможных осложнений. Гибкий скважинный шарнир спроектирован специально для возможности беспрепятственного прохождения в скважине на участках с малым радиусом изгиба и высокой интенсивностью набора угла, без риска деформации базовой трубы и щелевого фильтроэлемента. Преимущества шарниров скважинных Возможность Возможность прохождения прохождения через участки участки с малым радиусом радиусом изгиба и высокой интенсивностью набора угла, без риска деформации базовой трубы и изменения размера щели фильтроэлемента. Сохранение целостности конструкции фильтра при осевом вращении хвостовика на 360° во время спуска в скважину. Увеличенная площадь притока Высокая степень механического сопротивления, а также сопротивления к коррозии и температурам (на внутреннем уо е о плотнительном соед е ин нии - до 327°C) Легкий спуск и установка внутри скважины: низкий коэффициент трения, уменьшение риска деформации щелевой решетки фильтра. Оптимальный внутренний диаметр промывочного отверстия с возможностью возможностью установки установки инструмента инструмента внутри шарнира шарнира без риска прихвата. Меньшее трение при прохождении участков с нерегулярной интенсивностью кривизны ствола скважины 3. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Современный специалист по бурению нефтяных и газовых скважин должен обладать знаниями и умениями успешно, безаварийно бурить скважину в осложненных горно-технологических условиях. При этом руководствоваться тем, что при соблюдении технологических требований и условий технического проекта все осложнения преодолимы известными приемами и методами. Мировой опыт последних лет показывает, что практически все скважины в той или иной степени осложнены технологической несовместимостью отдельных интервалов бурения. Поэтому эффективность бурения скважины, в первую очередь, зависит от своевременного применения мероприятий по предупреждению возможных осложнений. Аварийную ситуацию легче предупредить, чем потом ликвидировать. Были рассмотрены технологические основы причин возникновения, предупреждения и ликвидации осложнений при бурении нефтяных и газовых скважин. Специалисты должны знать, необходимые для расчета и выбора режимных параметров при бурении, промывке и креплении и возникающих при этом давлений в скважине, от которых во многом зависит степень осложненности процесса бурения и эффективность приемов для преодоления осложнений. 4. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Литература: 1. Конторович А. Э., Ян П. А. , Замирайлова А. Г., Костырева Е. А., Эдер В. Г. Классификация пород баженовской свиты/Геология и геофизика//Том 57, № 11, 2016. –С. 2034–2043. Овчинников В. П., Овчинников П. В., Герасимов Д. С., Рожкова О. В., Полищук С.Т/ Геолого-технические особенности залегания баженовских отложений месторождений западной сибири и оптимизация свойств буровой промывочной жидкости для их вскрытия Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2018. № 3. С. 54–63 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. –М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. -288 с. В. П. Овчинников, В. Г. Кузнецов, О. В. Нагарев, Т. А. Ованесянц. Заканчивание скважин: Учебное пособие для вузов. Издательско-полиграфический центр «Экспресс». — Тюмень, 2008– 346 с. Шенбергер В. М. Проектирование профилей направленно направленных, искривленных пологих и горизонтальных скважин и расчетом усилий на буровом крюке / Кулябин Г. А., Долгов В. Г., Фролов А. А., Овчинников В. П. — Тюмень: ТюмИИ, 2003. — 85 с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||