;

.

Гидравлические потери в кольцевом пространстве

, (2.45)

где - безразмерный коэффициент, = 0,35; - длина участка кольцевого пространства.[3]

МПа.

Потери давления в бурильных замках рассчитывается по формуле Борда - Карно

, (2.46)

где - коэффициент местных сопротивлений бурильно замка; - число бурильных замков в рассматриваемом участке.

Количество замков

;

МПа.

Перепад давления в забойном двигателе

,(2.47)

где - перепад давлений при расходе бурового раствора с плотностью

Перепада давления в долоте

,(2.48)

где f, - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

Таблица 2.12

Потери давления в элементах циркуляционной системе

Участок цир- куляционной системы	L,м	D, мм	d, мм	F, ммІ	U, л/с	Re	МПа
Стояк		104					0,10
Шланг		80					0,09
Вертлюг		80					0,07
Манифольд		140					0,2
Вед. труба		141					0,09
БТ	2662,5	127	109,00	0,0093	4,8	27191	1,7
УБТ	60	165	0,08	0,006	8,9	62985	0,7
ЗД	26	165					2,7
Долото		215,9					2,4
Бур. замки							0,3
Всего							8,35

Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насос, развивающие производительность Q ? 0,03 м³/с при давлении Р ? 12,61 МПа. Наиболее подходящим буровым насосом, согласно его технической характеристике, является насос типа У8-6М.

Таблица 2.13

Характеристика бурового насоса

Диаметр цилиндровой втулки d, мм	Максимальное паспортное давление[Р], МПа	Теоретическая подача Q, л/с	Фактическое давление Рф, МПа
160	16,3	27	15,5
170	14,3	31	13,6
180	12,5	35	12,0

Р_ф = Р_пасп ?k,(2.49)

где k = 0,95 - коэффициент наполнения.

2.7 Проектирование режимов бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром. При турбинном бурении изменение одного из параметров режима бурения сразу оказывает влияние на другие, поскольку рабочая характеристика турбобура связывает ряд параметров. В качестве основных режимных параметров можно выделить: осевая нагрузка на долото - Рд, кН; Частота вращения долота - n, мин^-№; расход промывочной жидкости при этом меняется автоматически. [4]

Расчет осевой нагрузка на долото

При бурении под направление

, (2.50)

где - осевая нагрузка на долото, Н; - удельная нагрузка на единицу диаметра рассматриваемого долота, для мягких, среднемягких, а также мягких пород с прослойками пород средней твёрдости и твёрдых; - диаметр долота для бурения под направление, мм.

.

При бурении под кондуктор

.

При бурении под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на долото для пород средней твердости с прослойками твёрдых

Тогда

.

Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные скорости вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости бурения. Также превышение частоты вращения долота снижает долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку долота за рейс.

Частота вращения долота при турбинном способе бурения зависит от реальных значений расхода промывочной жидкости и пределяется по формуле:

, (2.51)

где- частота вращения при холостом ходе турбобура, ; - удельный момент на долоте, ; - тормозной момент турбобура, .

Величины и определяются с учётом фактических характеристик для данного интервала бурения расхода и плотности промывочной жидкости по зависимостям:

; (2.52)

, (2.53)

где, , , - табличные данные стендовых характеристик частоты вращения вала турбобура, тормозного момента, расхода и плотности промывочной жидкости; - фактические плотность и расход промывочной жидкости. , , .[3]

Определяем фактические значения частоты вращения холостого вращения и тормозного момента на валу турбобура при бурении под направление:

Находим удельный момент для долота 393,7 мм (категория твёрдости II)

=25,2

.

Определяем фактические значения частоты вращения холостого вращения и тормозного момента на валу турбобура при бурении под кондуктор

Находим удельный момент для долота 295,3 мм (категория твёрдости III)

= 21,2 .

Фактическая частота вращения долота при заданной осевой нагрузке

.

При бурении под эксплуатационную колонну

Удельный момент для долота 215,9 мм =12,4

Условие выполнено, рассчитанное число оборотов не превышает ограничения.

2.8 Заканчивание скважин

2.8.1 Расчет на прочность эксплуатационной колонны

Определение наружных давлений

Рис. 2.3. Расчетная схема цементирования.

В незацементированной зоне

,(2.54)

где - высота незацементированного участка, м, - плотность промывочной жидкости, которую использовали при бурение эксплуатационной колонны, кг/м³.

МПа.

В зацементированной зоне до затвердевания цемента

, (2.55)

где - высота поднятия цемента м, - плотность цементного раствора, кг/м³.

МПа.

Это значение удовлетворяет условию

МПа. (2.56)

В зацементированной зоне после затвердевания цемента

; (2.57)

МПа.

Эпюра наружных давлений

Определение внутренних давлений

Внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию нефтяных скважин, при закрытом устье

;(2.58)

МПа.

Поскольку давление на устье меньше нормативного для ЭК диаметром 146 мм

(МПа), то в расчетах принимаем наибольшее значение и тогда

МПа.

Внутреннее давление в скважине при опрессовке

; (2.59)

МПа.

Высота подъема нефти в конце эксплуатации

, (2.60)

где - пластовое давление на конец эксплуатации, МПа.

м.

Эпюра внутренних давлений



Определение избыточных наружных и внутренних давлений

Внутреннее избыточное давление

; (2.61)

МПа.

Наружное избыточное давление без учета коэффициента разгрузки (К)

; (2.62)

МПа.

Наружное избыточное давление с учета коэффициента разгрузки (К)

; (2.63)

МПа.

Эпюра избыточных наружных и внутренних давлений



2.8.2 Подбор компоновки эксплуатационной колонны по секциям и определение веса секций

Для I секции колонны рекомендуется использовать обсадную трубу из стали наименьшей прочности, для экономии материала. Желательно что бы толщина стенки нижней секции была наибольшей, т. к. она испытывает наибольшее. Выбираем трубы обсадные исполнения Б с короткой резьбой треугольного профиля.

Длина I секции выбирается равной мощности продуктивного пласта плюс 50 м.

м.

Наибольшее значение на глубине 2560 м составит 25,5 МПа. Трубы I секции с учетом запаса прочности должны выдержать

,(2.64)

где - коэффициент запаса прочности на сжатие, для секций находящихся в пределах продуктивного пласта , в остальных случаях ; - критическое наружноедавление, при котором напряжения в трубе достигают предела текучести.

МПа.

Такое давление выдерживают трубы с мм, группы прочности Д с толщиной стенки мм.

МПа.

Определим вес I секции

, (2.65)

где - вес 1 м трубы.

Н.

Для II секции выбираем трубы с мм. Для этой толщины стенки с группой прочности Д МПа.

Растягивающая нагрузка кН.

; (2.66)

МПа.

Для определения длины II секции примем толщину трубы III секции мм. Тогда МПа, а кН.

Трубы III секции могут быть установлены с глубины 1700 м, тогда

м. Вес II секции

Н.

Определим с учетом растягивающих нагрузок I и II секций

;

МПа.

Трубы III секции могут быть установлены с глубины 1660 м, тогда

м.

Вес II секции

Н.

Для определения длины II секции примем толщину трубы IV секции мм. Тогда МПа, а кН.

Трубы IV секции могут быть установлены с глубины 900 м, тогда

м.

Вес III секции

Н.

Определим с учетом растягивающих нагрузок I, II, III секций

;

МПа.

Уточняем глубину установки IV секции. Глубина установки может быть 810 м, тогда

м.

Вес III секции

Н.

Длинна IV секции определяется с учетом возможного страгивания резьбы

, (2.67)

где - коэффициент запаса прочности, для данных условий , - критическая страгивающая нагрузка для резьбового соединения.[7]

м.

Вес IV секции

Н.

Кроме того, трубы IV секции проверяются и на действие нагрузки при которой напряжения в трубе достигают предела текучести.

, (2.68)

где - коэффициент запаса прочности, для данных условий .

МПа; (условие выполняется).

Трубы V секции могут быть установлены с глубины 810 - 361 = 449 м, с мм, МПа, тогда

м.

Необходимая длина V секции для окончательной обсадки скважины составляет 449, тогда вес V секции

Н.

Проверка V секции на действие нагрузки

МПа; (условие выполняется).

Таблица 2.13

Результаты расчёта секций обсадных колонн

№ секции	Длина L, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Вес секции, Н	Суммарный вес колонны, Н
I	140	Д	10,7	49 980	722 559
II	900		8,5	259 200
III	850		6,5	189 550
IV	361		5,9	63 536
V	449		10,7	160 293

2.8.3 Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн

Эксплуатационную колонну цементируем на 2090 м.

Расчет объема тампонажного раствора необходимого для цементирования заданного интервала скважины

Для кондуктора

,(2.69)

Для эксплуатационной колонны

.

где - коэффициент резерва (кавернозности) на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов неподдающихся учетам; - высота зацементированного участка кондуктора, м; - высота поднятия цемента до башмака кондуктора, м; - высота поднятия цемента выше башмака кондуктора, м; - высота цементного стакана, , м; , - диаметр долота под кондуктор и ЭК, м; - наружный диаметр кондуктора и ЭК, м;, - внутренний диаметр I секции ЭК, м; - внутренний диаметр кондуктора, м.

Для кондуктора

м³.

Для эксплуатационной колонны

м³.

Масса цемента, необходимого для приготовления тампонажного раствора

,(2.70)

где - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочо-разгрузочных работах и при приготовление раствора, , - масса цемента для приготовления 1 м³ раствора заданной плотности.

, (2.71)

где - относительно водосодержание раствора , т.е. отношение массы воды к массе сухого цементного порошка в 1 м³ раствора. = 0,5; плотность тампонажных цементов (ГОСТ 1581-85) колеблется в пределах , в данной проекте = 1800 .

кг;

Для кондуктора

кг.

Для эксплуатационной колонны

кг.

Объем воды для приготовления тампонажного раствора

,(2.72)

где - плотность технической воды, кг/м³.

Для кондуктора

м³.

Для эксплуатационной колонны

м³.

Необходимое число смесительных машин для приготовления тампонажного раствора

,(2.73)

где - плотность сухого цемента, = 3000 ; - объем бункера смесительной машины. В расчетах используем смесительную машину марки 2СМН-20, м³.

Для кондуктора

.

Примем число смесительных машин .

Для эксплуатационной колонны

.

Примем число смесительных машин .

Объем продавочной жидкости

, (2.74)

где - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, , - высота поднятия цемента, м.

Для кондуктора

м³.

Для эксплуатационной колонны

м³.

Объем буферной жидкости

, (2.75)

где длина столба буферной жидкости в кольцевом пространстве (150-200 м).

Для кондуктора

м³.

Для эксплуатационной колонны

м³.

Необходимое число цементировочных агрегатов

, (2.76)

где - скорость подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны, для кондуктора и промежуточной колонны не менее 1,5 м/с; для эксплуатационной колонны не менее 1,8 - 2 м/с; - производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м³/с. Для агрегата ЦА - 320М с диаметром втулки 100 мм = 8,6 л/с или = 0,516 м³/с.

Для кондуктора

.

Для эксплуатационной колонны

.

Примем число цементировочных агрегатов для ЭК .

Продолжительность процесса цементирования

Предусматриваем закачивание 0,98 с помощью цементировочных агрегатов на III передаче. Оставшиеся 0,02 будет закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.

Продолжительность процесса цементирования

, (2.77)

где - время приготовления цементного раствора; , , - время закачки буферной жидкости, цементного раствора и продавочной жидкости соответственно.

; (2.78)

Для кондуктора

мин.

Для эксплуатационной колонны

мин.

Время не должно превышать срока начала загустевания (схватывания) тампонажного раствора . Исходя из этого, находим время начала схватывания

Для кондуктора

мин. (2.79)

Для эксплуатационной колонны

мин. (2.80)

2.8.4 Средства технологической оснастки обсадных колонн

Данные по элементам оснастки сведены в таблицу 2.14.

Таблица 2.14

Технологическая оснастка обсадных колонн

Обсадная колонна	Наименование элемента	Шифр элемента оснастки	ГОСТ, ОСТ, ТУ и т.п. на изготовление	Длина, мм	Диаметр,мм	Кол во, шт
					нар.	вн.
Направление	Башмак	БК-324	ОСТ 39-011-74	440	351	160	1
Кондуктор	Башмак Обратный кл. Центратор	БК-245 ЦКОД-245 ЦЦ-2-245/295	ОСТ 39-011-74 ТУ39-01-08-282-77 ТУ39-01-08-283-77	420 265 -	270 270 370	231 - 247	1 1 14
ЭК	Башмак Обратный кл. Центратор Турбулизатор	БК-146 ЦКОД-146 ЦЦ-146/191-216-1 СТ-146/216	ОСТ 39-011-74 ТУ39-01-08-281-77 ТУ39-01-08-283-77 ТУ-3901-08-284-77	560 350 620 120	166 166 270 236	133 - 148 148	1 1 79 2

2.8.5 Расчет режима спуска обсадных колонн

Скорость спуска обсадной колонны приходится ограничивать из-за опасности возникновения высокого гидродинамического давления, которое может быть причиной разрыва пород и поглощения промывочной жидкости, смятия обсадной колонны либо разрушения обратного клапана.

Среднюю эффективную скорость восходящего потока вытесняемой жидкости можно определить по формуле Буркхардта

, (2.81)

где - скорость спуска обсадной колонны; - поправка, учитывающая искажение профиля скоростей течения в заколонном пространстве под влиянием слоев жидкости прилипших к колонне, .

м/с.

Во избежание поглощения раствора должно выполняться условие

,(2.82)

где - коэффициент гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве,

;

- ускорение движения жидкости; - глубина пласта, в который возможно поглощение; - коэффициент, учитывающий увеличение гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве за счет муфт на обсадных трубах и элементов технологической оснастки,

,(2.83)

- коэффициент местных сопротивлений для муфтовых сужений,

; (2.84)

- длина обсадной колонны,

;

;

.

Приняв , можно определить предельно допустимое значение скорости течения в заколонном пространстве

; (2.85)

м/с;

; (2.86)

м/с.

Величина критической скорости, соответствующей смене режимов течения

, (2.87)

где - критическое значение числа Рейнольдса

, (2.88)

- число Хедстрема

, (2.89)

где и - динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость промывочной жидкости. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что предел пластической вязкости должен составлять для раствора с кг/м³ - Па, Па?с.

;

;

м/с.

2.8.6 Вторичное вскрытие пласта

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальных для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и плотности перфорации.

В случае вскрытия нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта.

В Российской Федерации более 90 % объемов работ по вторичному вскрытию проводится путем кумулятивной перфорации в условиях превышения забойным давлением пластового.

Вскрытие пластов кумулятивными перфораторами может осуществляться при репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) и депрессии (забойное давление в скважине ниже пластового). В данном проекте выбираем вторичное вскрытие пласта на репрессии.

Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости из скважины в пласт.

Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на:

4 - 7 % для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 м до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.

Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал.

Для перфорации при репрессии на пласт, в скважину через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100 - 150 м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросовым устройством (задвижкой с превентором).

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, уплотненностью и методов перфорации. В таблиице 2.15 приводится рекомендуемая плотность перфорации для условия создания конечной плотности за один этап, т.е. без промежуточного освоения пласта между отдельными спусками перфоратора.

Таблица 2.15

Рекомендуемая плотность перфорации для продуктивного пласта

Категория пород	Проницаемость, мкм2	Плотность перфорации, отв/м
		при депрессии	при репрессии
Сильно уплотненные песчаники, алевролиты, известняки, доломиты, мергели и другие породы с развитой трещиноватостью Тонкослоистые	>0,01	10-12	18-24

Выбираем бескорпусной кумулятивный перфоратор ПКС - 105 с повышенной термобаростойкостью, с зарядами в стеклянных оболочках. Область применения данного перфоратора:

1. Вскрытие мощных пластов (в нашем случае 90 м), когда допускаются деформации (без разрушения) обсадной колонны и затрубного цементного камня;

2. Под колонной НКТ или при герметизированном устье скважины;

3. При искривлении, слипании узких проходных разрезов в колоннах труб.

Таблица 2.16

Минимально допустимые зазоры между кумулятивным перфоратором

и стенкой обсадной колонны по диаметру

Тип перфоратора	Диаметр перфоратора, мм	Плотность жидкости в скважине, г/см3	Минимальный зазор, мм
ПКС	80-105	1,14-1,16	13

Таблица 2.17

Основные технические характеристики кумулятивного перфоратор ПКС-105

Параметры	Кумулятивный перфоратор ПКС-105
Максимальное гидростатическое давление, МПа	80
Максимальная температура, 0С	150
Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа	10
Число труб в интервале перфорацпи	1-3
Репрессия ("+"), Депрессия ("-")	+
Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск	100
Максимальная плотность за спуск, отверстие/м	18-24
Полная длина канала в комбинированной мишени при твердости породы (не менее) 700 МПа, мм	275
Средний диаметр канала, мм (не менее) при твердости породы 700 МПа	12

Технология заполнения скважины специальной жидкостью

В верхней части скважины используется буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии продуктивных пластов. Этот раствор должен обладать хорошей седиментационной устойчивостью для предупреждения выпадения утяжелителя и накопления его на границе с буферной жидкостью, что может создать трудности для прохождения перфоратора. Ниже бурового раствора размещается порция буферной жидкости - разделителя. Для предупреждения перемещения жидкостей под воздействием гравитационной силы необходимо, чтобы плотность растворов, заполняющих скважину, увеличивалась в направлении сверху вниз не менее чем на 20 - 40 кг/м³.

Ниже буферного разделителя размещается CP - перфорационная среда. Солевой раствор, применяемый в качестве перфорационной среды, должен вмещать не менее 2 г/л катионов Са²⁺ (коагулянт) и 0,005 - 0,007 % ПАА (флокулянт). Объем порции солевого раствора рекомендуется определять из расчета на перекрытие нижней части ствола скважины до уровня, размещенного на 50 - 100 м выше верхних перфорационных отверстий. Солевой раствор и буферная жидкость готовятся в глиномешалке или в мерных емкостях цементирующего агрегата ЦА-320М. В последнем случае для затаривания соли используется дополнительная емкость объемом 0,5 - 1 м³. Обработка раствора флокулянтом (ПАА), а также добавка при необходимости коагулянта (СаС1₂) выполняется непосредственно в емкости ЦА при перемешивании в процессе циркуляции по закрытому циклу на протяжении 15 - 30 мин.



2.8.6 Испытание и освоение скважин

Испытание скважин. Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования, объем и методы которых зависят от целевого назначения скважины. Эти исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной значимости, получение достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождений, определение эксплуатационных характеристик пласта.

На рис. 2.4. показана схема пластоиспытателя. 1 - бурильные трубы; 2 - циркуляционный клапан; 3 -глубинный манометр; 4 - запорный поворотный клапан; 5 -гидравлический испытатель пластов (ИПГ); 6 - ясс; 7 - безопасный переводник; 8 - пакер; 9 - фильтр; 10 -местоположение глубинных манометров; 11 - хвостовик; 12 - опорный башмак (пята).

Обоснование конструкции пластоиспытателя

Фильтр. Предназначен для пропуска жидкости из пласта в пластоиспытатель в период опробования и для задержания сравнительно крупных частиц скелета пласта, которые могут содержаться в пластовой жидкости.

Пакер. Он служит для герметичного разобщения подлежащего опробованию объекта от остальной части скважины. Для опробования используют пакеры механического и гидравлического действия.

Ясс. В период опробования нижние узлы пластоиспытателя могут быть прихвачены. Чтобы облегчить освобождение их, в компоновку пластоиспытателя включают гидравлический ясс.

Запорный клапан. Служит для прекращения притока пластовой жидкости в полость колонны бурильных труб при закрытом уравнительном клапане. Задачи опробования более полно могут быть решены при использовании запорного клапана многократного действия, позволяющего несколько раз прерывать и затем опять возобновлять приток пластовой жидкости в бурильные трубы без нарушения пакеровки.

Циркуляционный клапан. Этот клапан позволяет промывать скважину после завершения опробования и освобождения пакера, а также устанавливать всевозможные ванны (нефтяную, водяную, кислотную) в случае прихвата бурильных труб. Цель промывки - заменить промывочную жидкость в скважине, которая могла в период опробования газироваться, на свежую, негазированную, а также, если необходимо, вытеснить пластовую жидкость из колонны бурильных труб на дневную поверхность.

Измерительные приборы. Перед спуском в скважину в пластоиспытателе устанавливают глубинные манометры и глубинные термометры для регистрации давления и температуры в период опробования. Обычно для размещения приборов используют специальные переводники. Рекомендуется устанавливать несколько глубинных манометров: в фильтре, между главным и запорным клапанами и над запорным клапаном. Весьма желательно над запорным клапаном устанавливать также дебитограф.

Пробоотборники. Для отбора пробы пластовой жидкости в период опробования при давлении, максимально приближающемся к пластовому в данном горизонте, используют специальные пробоотборники. Пробоотборник размещают ниже запорного клапана пластоиспытателя.

При испытании рассматриваемой скважины применяются прямые методы, основанные на вызове притока из пласта. Выбираем метод «сверху - вниз». Для его реализации целесообразно использовать специальные пластоиспытатели, спускаемые в скважину на колонне бурильных труб. Использовать пластоиспытатель предполагается сразу после вскрытия продуктивного пласта.

Учитывая наименьший проектный диаметр эксплуатационной колонны мм, выбираем наружный диаметр пластоиспытателя мм.

Поскольку скважина имеет только один продуктивный пласт, то его испытание облегчается. В этой связи достаточно использовать одноцикловый испытатель спускаемый на КБТ, поэтому выбран пластоиспытатель КИИ - 95, также, на основании того что пласт имеет большую мощность (90 м), можно применять многоцикловой пластоиспытатель МИГ - 95.

Характеристика данных пластоиспытателей представлена в таблице № 2.18.

В интервал испытания включается вся мощность пласта, т. е. интервал 2610 - 2700 м. При проведении испытаний важно контролировать надежность и герметичность пакеровки. Перед спуском пластоиспытателя необходимо подготовить ствол скважины, а сам пластоиспытатель спускать плавно, без рывков.

Таблица 2.18

Технические характеристики комплектов испытательных инструментов

Параметры	Тип пластоиспытателя
	МИГ-95	КИИ-95
Наружный диаметр корпуса, мм Диапазон диаметров скважин, мм Общая длина комплекта, м Общая масса комплекта, кг Допустимая нагрузка, кН: - сжатия - растяжения Допустимое внешнее давление, МПа Максимальная температура окружающей среды,°С	95 118-165 21,4 1810 600 450 90 200	95 118-165 18,2 910 160 250 70 170

Поскольку испытанию подлежит только один пласт, интервал опробования составляет 2610 - 2700 м по вертикали. Над кровлей пласта (на глубине 2610 м по вертикали) устанавливается пакер ПЦ-95. Качество пакеровки контролируется по уровню раствора в скважине.

После установки пакерующей системы в интервале продуктивного объекта создается депрессия, значение которой может быть оценено по следующему соотношению

, (2.90)

МПа.

Для создания депрессии буровой раствор в скважине заменяется технической водой (плотность ). Глубина (по вертикали), до которой скважина должна быть заполнена водой, определяется по формуле

; (2.91)

 м.

Избыточное наружное давление, действующее на пластоиспытатель и пакер, которое достигает максимума в начальный момент опробования, определяется по формуле

, (2.92)

где - глубина установки пакера.

МПа.

Выбранный пластоиспытатель и пакер могут работать при перепаде давления до 35 МПа, поэтому при проведении работ по опробыванию скважины достаточно установить один пакер над кровлей объекта испытания. Окончательно для испытания продуктивного пласта скважины выбирается комплект испытательных инструментов КИИ-95 и пакер ПЦ-95 (табл. 2.19), спускаемых в скважину на колонне бурильных труб.

Таблица 2.19

Характеристики пакера ПЦ-95

Параметры	ПЦ-95
Наружный диаметр остова, мм Диаметр сменного резинового элемента, мм Диаметр обслуживаемых скважин, мм Нагрузка при пакеровке, кН Максимальный перепад давления, МПа Максимальная температура, 0С Допустимая растягивающая нагрузка, кН Средняя масса, кг	95 115 118-161 60-80 35 170 250 65

Освоение скважин. В основе всех способов освоения лежит уменьшение давления столба жидкости в скважине ниже пластового и создание депрессии, достаточной для преодоления сопротивлений фильтрации пластовой жидкости к скважине. На данном месторождении предусмотрен способ вызова притока снижения уровня жидкости в эксплуатационной колонне, т.к. в ряде скважин данного месторождения не был получен промышленный приток пластового флюида в скважину после замены бурового раствора в скважине на облегченную жидкость.

Предельное значение глубины статического уровня жидкости , при котором слив оттесняемой воздухом воды станет невозможным

, (2.96)

где - давление на компрессоре УКП-80, МПа; - плотность воздуха при атмосферном давлении, кг/м³; - атмосферное давление; , - площадь поперечного сечения канала НКТ и межколонного пространства.

Выберем НКТ с мм, мм. Тогда

м²; (2.97)

м², (2.98)

где - средний внутренний диаметр ЭК. Тогда

м.

После получения притока из пласта скважине дают некоторое время поработать, чтобы очистилась от загрязнения приствольная зона. Так, если получен фонтанирующий приток из нефтяного пласта, струю жидкости направляют через верхний боковой отвод фонтанной елки и штуцер в сбросовый амбар.

2.8.7 Заключительные работы

Консервация скважин

В тех случаях, когда при испытании из пласта получен приток промышленного значения, но площадь или участок площади не подготовлены к эксплуатации, скважину консервируют. Консервацию нужно делать так, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию и коллекторские свойства приствольной зоны за время консервации существенно не ухудшились.

Способ консервации скважины зависит от ее длительности и коэффициента аномальности пластового давления. Т.к. k_а > l,0, нижний участок скважины следует заполнить промывочной жидкостью на нефтяной основе или другой, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств пласта; над интервалом перфорации установить цементный мост высотой не менее 25 м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнить седиментационно устойчивой жидкостью.

Давление столба этой жидкости должно на 5 - 10 % превышать пластовое. Самый верхний участок длиной примерно 30 м, а в районах с многолетнемерзлыми породами - от устья до глубины на 50 - 100 м ниже нижней границы таких пород заполняют незамерзающей жидкостью (например, соляровым маслом, раствором CaCl₂ и т. п.). На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над цементным камнем.

Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.

2.9 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Параметр максимальная грузоподъемность характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки от веса бурильной колонны, находящейся в скважине, обсадных труб, спускаемых в скважину, а также нагрузки, возникающей при ликвидации аварий и осложнений в скважине).

Условие выбора буровой установки

, (2.96)

где - максимальный вес бурильной колонны или колонны обсадных труб, - рекомендуемая глубина бурения, - вес 1 м бурильных труб или колонны обсадных труб, Н/м.

Вес наиболее тяжелой обсадной колонны (эксплуатационной).

Общий вес бурильной колонны

Следовательно, что наибольшую нагрузку БУ будет испытывать при спуске 146 мм эксплуатационной колонны.

Максимальные нагрузки с учетом расхаживания:

От веса бурильной колонны

. (2.97)

От веса наиболее тяжелой обсадной колонны (эксплуатационной)

. (2.98)

Максимальная грузоподъемность БУ должна быть больше 0,83 МН.

Для бурения данной скважины глубиной 2700 м рационально использовать установку Уралмаш 2900/175 ЭР-П, поскольку нагрузка (в МН) от наиболее тяжелой эксплуатационной колонны меньше максимальной: 0,83 < 1,75.

Основные параметры буровой установки Уралмаш 2900/175 ЭР-П представлены в табл. 2.20.

Таблица 2.20

Основные параметры буровой установки Уралмаш 2900/175 ЭР-П

Параметры	Буровая установка БУ-3000 БЭ
Допускаемая нагрузка на крюке (ГОСТ 16293), МН	1,75
Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны 30кг/м), м	2900
Максимальная оснастка талевой системы	5 х 6
Длина свечи, м	18
Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната, кН	240
Диаметр талевого каната, мм	28
Вид привода	Электрический
Ротор	Р-460
Вертлюг	УВ-175
Вышка	ВА-41-170
Кронблок	УКБА-6-200
Пневматические клинья	ПКР-560
Талевый блок	УТБА-5-170
Свинчивание и развинчивание свечей	АКБ-3М
Регулятор подачи долота	РПДЭ-3

скважина залежь бурение

3. Специальная часть «Ликвидация прихватов с помощью ЯССА бурового»

3.1 Введение

Одним из самых распространенных серьезных и дорогостоящих видов осложнений при проводке скважин, иногда оканчивающихся ликвидацией скважины или бурением нового ствола, являются прихваты колонн бурильных и (или) обсадных труб. Как правило, прихватам предшествуют затяжки бурового инструмента, связанные с обвалами пород или попаданием бурильного инструмента в желоба, им же образованные и ликвидируемые без остановки технологического процесса.

По общепринятой классификации различают следующие виды прихватов:

1. Дифференциальный, от перепада давления;

2. Вследствие сальникообразования;

3. Заклинивание элементов бурильной колонны в стволе скважины:

3.1. В желобной выработке;

3.2. В суженной части ствола;

3.3. Посторонними предметами;

4. Из-за осыпей и обвалов стенок скважины;

5. Текучести пластичных горных пород;

6. Вследствие седиментации твердой фазы.

Еще на стадии проектирования строительства скважины, с целью предупреждения осложнений и аварий, необходимо уделить большое внимание выбору конструкции скважины - исходя не только из графика совмещенных давлений - но и с точки зрения возникновения осложнений ствола в процессе бурения. Для правильного выбора диаметров и глубин спуска обсадных колонн, а значит и длины интервалов бурения из под башмака предыдущей колонны, необходимо руководствоваться временем использования открытого ствола с целью не допущения его осложнения. Иначе говоря, чтобы правильно спроектировать новую скважину - необходимо тщательно проанализировать все осложнения и аварии при бурении предыдущих скважин, и разработать комплекс мероприятий по их предупреждению в дальнейшем (изменение конструкции, профиля, свойств или типа бурового раствора, режимов бурения, применение новых способов и технологий).

3.2 Яссы гидравлические (ЯГ) отечественного производства

В мировой практике ликвидации прихватов используют ударные устройства как одностороннего действия, так и двухстороннего. На данный момент, на российском рынке нефтегазового оборудования нет яссов двухстороннего действия отечественного производства.

К числу отечественных гидравлических ударных устройств одностороннего действия относятся гидравлические яссы открытого типа ЯГ-146, ЯГ-95, выпускаемые серийно с комплектами испытателей пластов КИИ2М-146 и КИИ2М-95, и яссы закрытого типа ЯГЗ-146, ЯГЗ-127, разработанные в СевКавНИПИнефти.

Принцип работы этих яссов заключается в передаче прихваченной части колонны осевых ударных нагрузок, направленных вверх. Для удара используется энергия деформации, накопленная при растяжении свободной части колонны бурильных труб.

Таблица 3.1

Техническая характеристика яссов открытого типа

Обозначение	ЯГ-146	ЯГ1-146	ЯГ-95
Наружный диаметр, мм	146	146	95
Длина в растянутом положении, мм	1608	1230	1270
Свободный ход, мм	320	220	330
Гидравлически не уравновешенная площадь, см2	96	58	38
Концевые резьбы	3-121	3-121	3-76
Масса, кг	147	128	58

Ясс обеспечивает создание серии ударов, значение которых, при прочих равных условиях, зависит от натяжения и жесткости колонны бурильных труб и может в 3 - 4 раза превышать силы растяжения. Например, при скорости подъема 22 см/с сила удара может достигать 20 - 40 тс.

В некоторых случаях максимальная растягивающая сила, передаваемая на ясс, может быть ограничена прочностью бурильных труб, что сокращает область применения ясса на глубине скважины 3 - 4 тыс. м.

Основной недостаток гидравлических яссов открытого типа заключается в том, что тормозная камера сообщается с затрубным пространством и заполнена буровым раствором, поступающим из скважины. Вследствие этого эффективность работы таких устройств существенно зависит от значения гидростатического давления в зонах их установки и от качества бурового раствора.

Яссы закрытого типа более эффективны, так как тормозная камера у них заполнена вязким маслом и герметично изолирована от внешней среды. Благодаря этому исключается заклинивание штока шламом, а значение нагрузки, создаваемой в яссе, не зависит от гидростатического давления в скважине. Кроме того, заполнение тормозной камеры маслом различной вязкости дает возможность выбирать необходимое значение удара.

Эти особенности конструкции и принципа действия расширяют пределы работы ясса по давлению в скважине и способствуют увеличению надежности его работы.

Таблица 3.2

Техническая характеристика яссов закрытого типа

Обозначение	ЯГЗ-146	ЯГЗ-127
Наружный диаметр, мм	146	127
Длинна, мм	1730	1730
Рабочий ход, мм	220	220
Допустимая оастягиваклцая нагрузка, тс	70	50
Допустимая сжимающая нагрузка, тс	28	20
Максимальная температура, 0С	200	200
Максимальный перепад давления, удерживаемый уплотнениями, МПа	45	45
Размер концевых резьб	3-121	3-101
Масса, кг	135	119

Гидравлическпй ясс закрытого типа разработан во ВНИИБТ. Корпус ясса соединяется с прихваченной частью труб, а шток - со свободной. Для включения ясса в работу на шток через колонну бурильных труб передают нагрузку растяжения, направленную вверх. Благодаря малому зазору в паре поршень - цилиндр масло в камере сжимается, и в ней возникает давление, пропорциональное растягивающей нагрузке. Нагрузка через шток, сжатое масло и корпус передается на прихваченный участок бурильных труб. Одновременно жидкость, сжатая под действием высокого давления, начинает перетекать через малые зазоры в паре поршень - цилиндр в подпоршневую зону, вследствие чего поршень получает возможность медленно двигаться вверх. Колонна труб растягивается (в пределах упругой деформации) и накапливает энергию деформации.

При входе поршня в расширенную часть камеры давление в системе резко падает, шток и растянутая часть колонны получают возможность свободно перемещаться вверх за счет энергии упругой деформации, нанося удар по верхней части корпуса ясса, сила которого пропорциональна накопленной энергии и скорости движения. Энергия удара через корпус ясса передается прихваченной части.

Порядок работы рассмотренных устройств можно условно разделить на два этапа. Первый: зарядка ясса - создание необходимой тяговой силы на штоке устройства; второй: разрядка - нанесение удара по прихваченной части бурильной колонны.

На первом этапе устройство работает как гидравлическая система, на втором - как механическая. Работа этих устройств на втором этапе ничем не отличается от работы механических устройств ударного действия без сальниковых уплотнений, работающих при больших давлениях. С этой точки зрения преимущества механических ударных устройств неоспоримы.

3.3 Ликвидация прихвата с помощью ясса гидравлического (RJ-2H) канадского производства

При бурении на Бухаровском месторождении скв. 138 с забоем скважины 2608 м, при подъеме инструмента на глубину 1369 м получили затяжку инструмента от собственного веса 48 т до 58 т. При расхаживании с промывкой инструмент был поднят до глубины 1334,75 м, и произошла его заклинка, расхаживания результатов не дали. Было принято решение об установке водяной ванны, после чего инструмент был сбит на глубину 1332,75 м и снова произошла его заклинка. Расхаживание с промывкой результатов не дали.

Было принято решение об установке водного раствора с НТФ, при стоянке на реакции в течении 1 часа при интенсивном расхаживании и вымыве водного раствора с НТФ на выходе наблюдалась промывочная жидкость параметрами и вынос шлама в виде камней крупных размеров. Освобождения инструмента не получили.

Далее была установлена нефтяная ванна с расхаживанием инструмента, результата не получили.

Т.к. выше перечисленные меры не дали ни какого результата, было принято решение о включении в компоновку ясса. Из-за очень высокого характера прихвата бала необходимость нанесения по прихваченному инструменту осевых ударов попеременно сверху вниз и наоборот. В это связи выбран ясс буровой гидравлический двухстороннего действия канадской компании Wenzel Downhole Tools Ltd (рис. 3.1). При работе с яссом инструмент был сбит, после чего расхаживался с промывкой, подъем происходил с ударами ясса вверх и вниз. Дальнейший подъем проходил без промывок и затяжек с доливом скважины.

3.4 Назначение и область применения ясса RJ-2H

Гидравлический ударный механизм двустороннего действия RJ-2H предназначен для ликвидации прихватов бурильного инструмента, обсадных труб, испытателей пластов и т.п. в скважинах различного назначения путем нанесения по прихваченному инструменту осевых ударов, направленных либо снизу вверх, либо сверху вниз, либо в ту и другую сторону попеременно в зависимости от характера прихвата.

Рис. 3.1. Ясс буровой гидравлический двухстороннего действия.

Ясс RJ-2H включают в ловильную компоновку, спускаемую в скважину после извлечения из неё неприхваченной части труб, либо в бурильную колонну в тех случаях, когда вероятность прихвата инструмента достаточно велика. Однако, следует учитывать, что при включении изделия RJ-2H непосредственно в КНБК ресурс его работы значительно снижается.

Ясс RJ-2H может работать как при наличии, так и при отсутствии циркуляции бурового раствора или другого промывочного агента. Для работы механизма требуется деформация (растяжения или сжатия) расположенной выше него колонны труб.

Гидравлический ударный механизм двустороннего действия RJ-2H способен производить удары вверх любой интенсивности вплоть до максимальных значений путем варьирования направленного вверх тягового усилия лебедки. Сила удара в несколько раз выше рабочей нагрузки.

Сила ударов, направленных вниз, ограничивается весом колонны, расположенной выше ясса RJ-2H.

Особенностью этих яссов является отсутствие в конструкции защёлки с пакетом пружин, что позволило увеличить внутренний проходной диаметр ясса для прохождения геофизических приборов.

Использование двух клапанов обеспечивает нанесение ударов по месту прихвата с различной силой и интенсивностью в обоих направлениях, благодаря чему яссы могут эксплуатироваться в сильно искривленных скважинах с большим коэффициентом трения, где затруднительно создать необходимое для перезарядки ясса осевое усилие.

Шлицевое соединение корпуса и вала обеспечивает надёжную передачу крутящего момента при бурении с вращением бурильной колонны.

Сила удара вверх регулируется натяжением инструмента во время гидравлической задержки, а удара вниз - разгрузкой инструмента во время гидравлической задержки.

3.5 Основные параметры и размеры

Таблица 3.3 Технические данные яса RJ-2H

Параметр
1	Максимальный наружный диаметр, в зависимости от присоединительной резьбы, мм	З-122 (NC 46)	175
		З-133 (NC 50)
		З-147 (5 1/2 F11)	178
2	Максимальный рекомендованный диаметр скважины, мм	251
3	Минимальный диаметр проходного сечения, мм	70
	Общий ход шпинделя, мм	600
4	Длина хода вверх, мм	230
5	Длина хода вниз, мм	152
6	Время гидравлической задержки, сек	30-120
7	Максимально допустимая растягивающая нагрузка, передаваемая на детали ясса, во время гидравлической задержки, кгс	86 100
8	Максимально допустимая растягивающая нагрузка, передаваемая на детали ясса, кгс	234 200
9	Максимально допустимый крутящий момент, передаваемый на детали ясса, в зависимости от присоединительной резьбы, кгс.м	3-122 (NC46)	2 200
		3-133 (NC 50)	3 900
		3-147 (5 1/2 FH)
10 11	Присоединительные резьбы по ГОСТ Р 50864-96 (API Spec 7)	З-122 (NС 46)
		З-133 (NC 50)
		З-147 (5 1/2 FH)
	Момент затяжки присоединительных резьб, кгс.м	3-122 (NC 46)	1 400-1 600
		3-133 (NC 50)	2 400-2 900
		3-147 (5 1/2 FH)	3 200-3 900
12	Длина в зафиксированном положении с переводником под элеватор, м	6,5
13	Вес, кг	730



Рис. 3.2. Рекомендуемый режим работы ясса RJ-2H.

3.6 Устройство и принцип работы

Ясс RJ-2H (см. технический чертеж) состоит из внешнего (корпусного) и внутреннего (шпиндельного) узлов, которые удерживаются в исходном сомкнутом положении разрывной втулкой 1.

В корпусной узел входят: шлицевой переводник 2, верхний переводник 3, цилиндр 4 и нижний переводник 16, которые соединены между собой специальными трапецеидальными резьбами Сп.Tr. 141x4 с уплотнительными резиновыми кольцами.

В шпиндельный узел входят: шпиндель 6 с бойком 7, верхний 8 и нижний 9 штоки с поршнем 10, которые также соединены между собой специальными герметизированными резьбами Сп.Tr. 82хЗ.

В цилиндре 4 размещен поршень 10, оснащенный чугунными поршневыми кольцами 11. Полость цилиндра заполнена маслом и загерметизирована с двух сторон сальниковыми уплотнениями А на давление до 100 МПа. Заправка маслом производится через два отверстия с заглушками 12. Наличие воздуха в полости не допускается. В середине цилиндра имеется гладкая рабочая часть длиной 200 мм, которая с двух сторон переходит в направляющие части с продольными пазами.

Сальниковые уплотнения А двухрядные. Каждый ряд состоит из двух разрезных медных колец 13, двух защитных медных колец 15 и установленного между ними резинового кольца 14.

Полости шлицевого соединения и разрывной втулки заполнены смазкой Р-113 ТУ 38-101-708-78,.

Принцип работы ясса RJ-2H - шпиндель 6 соединяется с УБТ, а нижний переводник 16 с КНБК. В случае возникновения прихвата, разрушают разрывную втулку 1 путем натяжения бурильной колонны, и поршень 10 свободно перемещается в среднюю рабочую часть цилиндра 4, создает давление масла, которое пропорционально усилию растяжения и дросселируется на поршневых кольцах. Поршень перемещается в верхнюю направляющую часть цилиндра, где происходит мгновенный переток масла, сопровождающийся ускорением движения шпинделя с УБТ вверх и ударом бойка 7 в нижний торец Ш_Н шлицевого переводника 2. Это-удар снизу вверх.

При необходимости удара сверху вниз разгружают бурильную колонну на поршень 10, находящийся в верхней части цилиндра, и после дросселирования масла соединенная с УБТ муфта шпинделя 6 нанесет удар по верхнему торцу Ш_В шлицевого переводника 2.

Сила удара зависит от величины усилия на поршень при расцеплении ясса RJ-2H (в конце дросселирования) и массы соединенных со шпинделем УБТ.

Удары могут не производиться яссом RJ-2H при недостаточной вытяжке (удлинении) или сжатии бурильной колонны - менее 300 мм, что затрудняет его применение на малых глубинах.

Крутящий момент передается через шлицевое соединение шпинделя 6 со шлицевым переводником 2.

3.7 Общие положения по эксплуатации

Использовать Ясс RJ-2H главным образом для ликвидации заклинок инструмента.

Для освобождения компоновки, прижатой к стенке скважины перепадом давления, применять ясс RJ-2H совместно с нефтяными или водяными ваннами, либо снижайте гидростатическое давление в зоне прихвата другими способами.

Ликвидацию прихватов инструмента, вызванных обвалом породы или оседанием шлама в затрубное пространство, вести с помощью ясса RJ-2H лишь в сочетании с обуриванием прихваченного инструмента.

Не применять ясс RJ-2H для работы с ударами снизу вверх в тех случаях, когда вытяжка колонны труб при максимальном значении усилия расцепления меньше 0,375 м.

Рекомендуется применять ясс RJ-2H совместно с разъединителем бурильной колонны (БП) или с другими аналогичными разъединителями, которые могут воспринимать ударные осевые нагрузки до 2,5 МН (250 тс) и гарантировать отсоединение по нему бурильной колонны в случае отрицательных результатов работ по ликвидации прихвата.

При постоянном включении в бурильную колонну, располагать ясс RJ-2H с БП над верхним прихватоопасным элементом компоновки (центратором, расширителем, забойным двигателем и т. п.), либо непосредственно, либо через некоторое количество УБТ (но не более 25 м). Выше ясса RJ-2H поместите УБТ по возможности максимального сечения, длина которых должна быть на 20 - 30 % больше длины инструмента, расположенного ниже ясса RJ-2H, но не более 125 - 150 м.

3.8 Определение усилия расцепления

Величина усилия в ударном импульсе прямо пропорциональна усилию расцепления и, в зависимости от соотношения жёсткостей бурильных труб, УБТ над механизмом и компоновки под ним составляет 3 - 5 .

При работе с ударами снизу вверх

, (3.1)

где - величина усилия, действующего на механизм в момент его расцепления; и - показания индикатора веса (ИВ) при разрушении разрывного звена и при расцеплении ясса RJ-2H, соответственно, - собственная масса инструмента, расположенного выше ясса RJ-2H, с учетом плотности бурового раствора, и - усилие разрушения разрывного звена.

Значения , , и берут в единицах силы. Для ясса RJ-2H = 0,3 МН ~ 30 тс.

В формуле (3.1) учтена сила трения инструмента о стенки скважины в предположении, что она пропорциональна усилию . Величину определяют по показанию ИВ после вращения инструмента в течение 3-х - 4-х мин. «на весу» перед его соединением с прихваченным инструментом. При постоянном включении ясса RJ-2H в бурильную колонну величину определяют аналогичным способом в рейсе инструмента, предшествующем применению механизма, с учетом массы инструмента, расположенного ниже ясса RJ-2H, и плотности бурового раствора.

При работе с ударами сверху вниз усилие расцепления приблизительно равно массе УБТ над ясса RJ-2H и разгруженной части бурильных труб.

3.9 Меры безопасности

При применении ясса RJ-2H на буровой необходимо соблюдать "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03)".

При закреплении и раскреплении резьб ясса RJ-2H в условиях механических мастерских или турбинных баз нужно пользоваться машинными круговыми ключами. Применение накидных ключей для этих операций допускайте только в крайнем случае, после того, как будут приняты соответствующие меры безопасности.

Прежде чем приступить к ликвидации прихвата с помощью ясса RJ-2H, закрепеть болтовые соединения вышки, вертлюга и талевой системы, т.к. при работе механизма не прихваченная часть колонны совершает упругие колебания, которые через талевую систему передаются буровой вышке.

Не разрешать находиться на буровой и вблизи нее лицам, непосредственно не участвующим в ликвидации аварии, не находиться под яссом RJ-2H при различных такелажных работах.

3.10 Порядок работ при ликвидации прихвата

Определить на индикаторе веса значение «собственного веса» бурильной колонны (G₀) по записи дриллограммы, поставить метку G₀ на ведущей трубе и путем медленного (на первой скорости буровой лебедки) увеличения усилия натяжения колонны разрушить разрывную втулку, что будет отмечено вздрагиванием колонны и резким уменьшением показания индикатора.

Путем разгрузки и натяжения бурильной колонны определить интервал свободного перемещения и «собственный вес» соединенный со шпинделем (свободной) части колонны G_С. Поставить на ведущей трубе метку H₁, указывающую нижнее положение шпинделя - сомкнут торец Ш_В (см. технический чертеж).

Натянуть бурильную колонну с усилием на 200 - 250 кН (20 - 25 тс) сверх G_С, затормозить лебедку и ждать удара снизу вверх. При этом следить за снижением показаний индикатора (дросселированием масла) и зафиксировать его значение в момент расцепления ясса RJ-2H, то есть перед резким уменьшением показаний и ударом, если он состоялся. Последнее подтверждается увеличенным в сравнении с G_С показанием индикаторам после расцепления яссса RJ-2H.

Разгрузить или натянуть, если удар не состоялся, бурильную колонну до значения G_С, отмерить от метки H₁ на ведущей трубе 600 мм вниз и поставить метку В₁, указывающую верхнее положение шпинделя. Если при этом метка B₁ будет выше стола ротора, это значит, что состоялось продвижение прихваченной КНБК вверх, а если ниже или на уровне стола - значит, опустилась или без изменения.