Восстановление циркуляции в скважине

Обновлено: 07.07.2024

Скважинный циркуляционный клапан Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Бекетов Сергей Борисович

Приведено описание конструкции циркуляционного клапана, предназначенного для оснащения эксплуатационных нефтяных скважин . Клапан позволяет надежно изолировать лифтовую колонну от межтрубного пространства и при необходимости проводить удаление смолопарафиновых отложений из лифтовой колонны без ее извлечения из скважины

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Текст научной работы на тему «Скважинный циркуляционный клапан»

СКВАЖИННЫЙ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ КЛАПАН

Приведено описание конструкции циркуляционного клапана, предназначенного для оснащения эксплуатационных нефтяных скважин. Клапан позволяет надежно изолировать лифтовую колонну от межтрубного пространства и при необходимости проводить удаление смолопарафиновых отложений из лифтовой колонны без ее извлечения из скважины.

Ключевые слова: клапан циркуляционный, нефть, скважина, парафиновые отложения.

В настоящее время применяется большое разнообразие циркуляционных клапанов (ЦК) различных конструкций при выполнении ремонтных работ в скважинах, их освоении, удалении парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб скважин в процессе их эксплуатации [1, 2, 3]. Однако широкий спектр технологических задач обуславливает создание новых конструкций, наиболее адаптированных для реализации конкретных скважинных технологий.

Для оснащения эксплуатационных нефтяных скважин разработана конструкция ЦК. Технический результат, который получен при применении устройства, сводится к следующему:

• возможность перекрытия межтрубного пространства скважины пакерующим уплотнительным элементом, после установки в скважине в составе лифтовой колонны труб;

• возможность образования гидродинамической связи между межтрубным пространством и осевым каналом лифтовой колонны труб, после осуществления подачи пластовой жидкости по лифтовой колонне труб на устье скважины;

• возможность подачи горячей рабочей жидкости из межтрубного пространства в осевой канал лифтовой колонны труб, при сохранении работы штангового насоса.

Технический результат достигается тем, что устройство снабжено разъемным корпусом с седлом на торце, торцовым клапаном, подпружиненным кольцевым поршнем с золотником. Устройство снабжено манжетой и днищем, в котором установлена шторка, с возможностью образования кольцевого зазора со стволом, в осевом канале разъемного корпуса, который связан дренажным каналом в теле днища, с полостью скважины. Полость гидравлического цилиндра под кольцевым поршнем связана каналом с осевым каналом ствола. Торцовый клапан установлен на седле в разъемном корпусе, золотник снабжен разжимным конусом, с продольным пазом на наружной поверхности и установлен с возможностью взаимодействия с манжетой кольцевого поршня гидроцилиндра, кольцевая камера над кольцевым поршнем связана радиальным отверстием с осевым каналом ствола, а отверстием в теле разъемного корпуса под торцовым клапаном, с межтрубным

Рис. 1, а. Клапан циркуляционный: конструкция устройства в разрезе в положении спуска в скважину, в составе лифтовой колонны труб

пространством скважины над устройством.

Конструкция ЦК приведена на рис. 1, а, б, в.

ЦК состоит из ствола 1 входящим в состав лифтовой колонны труб. На стволе 1 установлен корпус 2, перекрытый в верхней части пробкой 3, с посадочным седлом 4. В кольцевой камере 5 между корпусом 2 и стволом 1 установлен клапан 6, с опорой на посадочное седло 4. Ниже установлен кольцевой поршень 7 связан-

ный с толкателем 8, снабженным разжимным конусом 9 на наружной поверхности которого выполнен продольный паз 10. Кольцевой поршень 7 опирается на пружину 11. Кольцевая камера 5 постоянно гидравлически связана радиальным отверстием 12 в стволе 1 , с его осевым каналом 13 и отверстиями 14 в теле корпуса 2 над клапаном 6 с межтрубным пространством скважины.

Ниже места расположения разжимного конуса 9 на стволе 1 закреплен гидроцилиндр 15, в котором установлен поршень 16 с манжетой 17, охватывающий гильзу 18, жестко связанную с днищем гидроцилиндра 15 и образующей со стволом 1 кольцевой зазор 19, который постоянно гидравлически связан дренажным каналом 20 с полостью скважины. Кольцевая камера 21 под поршнем 16 постоянно гидравлически связана каналом 22 и отверстием 23 с осевым каналом 13 ствола 1 .

На наружной поверхности разжимного конуса 9 выполнен желоб 24, для обеспечения гидравлической связи межтрубного пространства над манжетой 17 с полостью скважины ниже места установки циркуляционного клапана.

Положение гидроцилиндра 15 на стволе 1 зафиксировано стопорным кольцом 25. Для подсоединения лифтовой колонны труб на нижнем конце

Рис. 1, б. Клапан циркуляционный: взаимное положение деталей устройства в положении перекрыния межтрубного пространства уплотнительнытм элементом, при воздействии гидростатического давления

ствола 1 установлена присоединительная муфта 26. Работа циркуляционного клапана.

Устройство в сборе устанавливается в составе лифтовой колонны труб и спускается на заданную глубину, под уровень расположения смолопарафи-ноотложений в колонне труб.

Скважина оснащается штанговым насосом, при работе которого происходит подъем пластовой жидкости в осевом канале лифтовой колонны и снижении уровня в межтрубном пространстве скважины.

При этом на клапан 6 в кольцевой камере 5, через радиальное отверстие 12 передается гидростатическое давление столба жидкости, существующее в осевом канале труб лифтовой колонны и ствола 1.

Одновременно это давление действует на площадь поперечного сечения кольцевого поршня 7, что приводит к его перемещению вниз и вводу разжимного конуса 9 толкателя 8 в контакт с манжетой 17 в гидроцилиндре 15.

Манжета 17 жестко связана с поршнем 16, кольцевая камера 21 под которым постоянно гидравлически связана дренажным каналом 22 с осевым каналом 13 ствола 1. Это способствует к перемещению поршня 16 с манжетой 17 в сторону разжимного конуса 9 и ее деформацией к стенке трубы обсадной колонны, с перекрытием кольцевого зазора меду ней и лифтовой колонной труб.

В этом положении ведется эксплуатация скважины. При необходимости проведения работ по удалению смолопарафиноотложений на внутренней поверхности труб лифтовой колонны, осуществляют подачу под избыточным давлением горячего флюида в межтрубное пространство скважины, с его подачей через отверстия 14 в теле корпуса 2. Клапан 6 перемещается вниз, с расположением ниже радиальных

Рис. 1, в. Клапан циркуляционный: взаимное положение деталей устройства, при подаче горячей рабочей жидкости в межтрубное пространство, с выходом в осевой канал лифтовой колонны труб, для удаления парафиновых отложений

отверстий 12 в стволе 1, что позволяет подавать горячий флюид в осевой канал 13 ствола 1. После выполнения этой операции по удалению смолопара-финоотложений прекращают подачу под давлением горячего флюида и скважину запускают в работу. Флюид, который находится в межтрубном пространстве по продольному пазу 10 и желобу 24 в разжимном конусе 9 перетекает в кольцевой зазор 19 между гильзой 18 и стволом 1 , откуда через дренажный канал 20 подается в межтрубное пространство скважины под циркуляционным клапаном, освобождая полость скважины над ним для подачи попутного газа, который выделяется из нефти, в процессе работы штангового насоса и может свободно мигрировать в полость скважины над циркуляционным клапаном.

1. Бекетов С.Б., Косяк А.Ю., Димитриа-ди Ю.К. Способ восстановления циркуляции пены при проведении ремонтных работ и освоении скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 2. 2004. М.: Государственный горный университет. С. 24-28.

Восстановлении циркуляции в забойной части скважины

При восстановлении циркуляции в забойной части скважины возникают потери давления на трение и на ускорение потока бурового раствора. При сохранении достаточной энергии потока газа, в процессе наращивания можно избежать резких скачков давления. В противном случае резкий рост давления может наблюдаться в течение длительного периода существования повышенного забойного давления.

В отличие от случая закачки газа через бурильную колонну, забойное давление зависит в основном от скопления жидкости в верхней части скважины и от расхода газа при закачке в скважину через газонагнетательную линию. В этом случае более важное значение имеет взаимосвязь между скважиной и процессом закачки газа. Бурение и СПО непосредственно в процессе бурения не происходит значительных скачков давления. Гораздо больше проблем, связанных с поддержанием депрессии на пласт, возникает при проведении наращиваний бурильной колонны. При использовании буровой установки с катушечными НКТ циркуляция практически не прекращается все время проведения СПО. Возможность осуществления циркуляции в процессе СПО дает возможность сохранять режим депрессии на пласт, особенно при закачке газа через бурильную колонну из катушечных НКТ. Однако необходимо соблюдать осторожность при отсутствии бурильной колонны в скважине, когда циркуляция прекращается.

С другой стороны, при использовании стандартной буровой установки невозможно поддерживать циркуляцию в течение всего периода СПО, хотя в некоторых интервалах скважины в процессе СПО необходимо проводить промывку скважины. Если не предусматривается проведение СПО под давлением, то перед началом СПО в скважине должно быть создано достаточное уравновешивающее противодавление на продуктивный пласт. Это приведет к возникновению избыточного противодавления на пласт, особенно при восстановлении циркуляции после спуска в скважину нового долота. Даже при подъеме бурильной колонны из скважины под давлением и в условиях притока из скважины, режим депрессии на пласт может быть нарушен благодаря низкому давлению в истощенном пласте и возможному самопроизвольному глушению скважины.

При использовании для закачки газа вспомогательной колонны НКТ может возникнуть аналогичная ситуация, если только спуск и подъем бурильной колонны не производятся под давлением. Однако при подъеме бурильной колонны из скважины под давлением режим депрессии на пласт будет сохраняться, так как закачка газа в процессе СПО будет продолжаться.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Последующее после спуска инструмента восстановление циркуляции в этих условиях может быть затруднено и потребует удаления жидкости и осушки скважины. Значительные колебания давления в скважине иногда могут вызывать обрушение пород в незакрепленной части ствола, приводящее к прихвату инструмента. При больших водопритоках процесс углубления ствола с использованием воздуха протекает при высоком рабочем давлении циркуляции. Определенные трудности в этом случае представляет восстановление циркуляции потока воздуха после наращивания инструмента и особенно после спуско-подъемных операций. Углубление ствола с использованием воздуха ( газа) в таких условиях возможно при значительных затратах мощности, расходуемой на удаление жидкости. [46]

Спуск промывочных труб без восстановления циркуляции следует прекратить, не доводя их башмак на 50 - 100 м до песчаной пробки. [47]

Полученные результаты соответствуют моменту восстановления циркуляции в начале глушения скважины одним из методов с постоянным забойным давлением. [48]

Эти скважины промываются с восстановлением циркуляции . [49]

Особые требования предъявляются к системам восстановления циркуляции после завершения испытания, так как в случае отказа срабатывания циркуляционного клапана, приводящее к необходимости подъема инструмента с сифоном, что нежелательно и при испытаниях неглубоких скважин, - в глубоких скважинах может привести к серьезным осложнениям и авариям. [50]

По условию образования потока при восстановлении циркуляции ггтах гп ПОЭТОМУ Ti тс - Следовательно, при структурном режиме движения жидкости ( пока гс 0) условия для расширения потока в скважине отсутствуют. [52]

В случае наличия больших трещин для восстановления циркуляции иногда прибегают к заливке цемента. В этом случае обычными методами, как при тампонаже приготовляют цементный рас, твор, накачивают его в скважину через бурильные трубы, которые спускаются по возможности ближе к забою. [53]

Кроме того, уменьшается время на восстановление циркуляции промывочной жидкости , а это положительно влияет на состояние стенок скважины. В связи с отсутствием вращения увеличивается срок службы колонны. Можно было бы перечислить еще некоторые преимущества шлангокабель-ного бурения, которые вместе с упомянутыми выше достоинствами делают этот способ весьма перспективным в самом недалеком будущем. [54]

Рекомендуют эту величину измерять непосредственно перед восстановлением циркуляции с помощью максимального ртутного термометра. [55]

Часто выход газированного раствора наблюдается при восстановлении циркуляции после проведения спускоподъемных операций. Причиной этого могут служить чрезмерное снижение давления во время подъема бурильной колонны и физико-химические превращения в буровом растворе, приводящие к поступлению определенного объема газа в скважину. [56]

Температурные условия внутри колонны бурильных труб перед восстановлением циркуляции на глубинах 2000 и 3000 м характеризуются кривыми ВГ и ДЕ. [57]

После спуска промывочных труб до установленной глубины и восстановления циркуляции при наращивании труб следует восстанавливать циркуляцию после каждого наращивания, достичь песчаной пробки и приступить к промывке. [58]

Возможность плавного пуска, как отмечалось, облегчает восстановление циркуляции , улучшает ( при наличии асинхронного привода) условия работы электрических сетей. [59]

Борьба с поглощением промывочной жидкости

Поглощения промывочной жидкости обычно наблюдаются при бурении 2 го ствола в кавернозных, трещиноватых и пористых породах, а также в сильно дренированных продуктивных пластах.

Поглощение происходит при движении бурового раствора в пласт, при этом объем циркулирующего раствора в процессе промывки уменьшается, что становится заметным по снижению уровня в приемных емкостях циркуляционной системы.

нарушается циркуляция бурового раствора,
ухудшается промывка скважины,
увеличивается расход времени, материалов и реагентов на приготовление новых объемов раствора,
нередки выбросы и фонтаны.

Поглощение происходит, когда гидростатическое давление столба бурового раствора больше пластового.
Поглощение промывочной жидкости - это одно из самых распространенных геологических осложнений при бурении. Удельный вес непроизводительных затрат времени и средств на Предупреждение и борьба с поглощениями занимает достаточно большое время.

Коллекторские свойства пласта
Пластовое давление
Тектонические нарушения
Давление, вызывающее разрыв пласта
Тип поглощающего пласта, его мощность и глубина залегания

Свойства бурового раствора
Количество бурового раствора
Качество бурового раствора
Скорость СПО
Скорость проработки
Остановки в процессе бурения

Поглощения начинаются при условии, что пласты обладают достаточной гидропроводностью и перепад давления в скважине и в пласте выше определенного значения, называемого критическим.

Поглощения бывают частичными, когда циркуляция в скважине не нарушается, и полными -- с потерей циркуляции.

Борьба с поглощением промывочной жидкости ведется:

снижением перепада давления между скважиной и пластом, поглощающим жидкость, или изменением параметров промывочной жидкости;
изоляцией от скважины пласта, поглощающего жидкость, закупоркой каналов поглощений специальными материалами, цементными растворами и пастами;
бурением без циркуляции;
подбор рецептур очистного агента, в том числе газожидкостных смесей и пены;
применение перекрывающих устройств, предотвращающих распространение тампонирующих смесей вглубь поглощающих каналов;
перекрытие трещин и полостей с применением высокопрочных тканевых оболочек;
ликвидация каверн и трещин с доставкой крупнокускового материала в зону поглощения;
бурения скважин в условиях катастрофического поглощения без выхода промывочной жидкости на поверхность;
изоляция зон поглощений «потайной» колонной.

Поглощение промывочной жидкости предотвращают применением специальных буровых растворов с минимально возможной для данных условий плотностью, большой вязкостью, прочной структурой и минимальной водоотдачей.
Для получения буровых растворов, обладающих перечисленными свойствами, используют:

Аномальные зоны: ликвидация осложнений. Вскрытие и бурение зон с высоким и низким пластовым давлением

Описаны специфика и сложности вскрытия и бурения зон с аномально высоким и низким пластовым давлением. Проведен анализ возможных осложнений при сооружении и экс-плуатации скважин в данных условиях. Даны рекомендации позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных ра-бот в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением.

Как известно, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое [1]. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:

1. Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.

2. Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях или сдвигах земной коры. Многочисленные наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.

3. Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени, будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее вздымания.

4. Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зонах больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается аномально высокое пластовое давление.

5. Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый или полузамкнутый характер.

Таким образом, аномально высокое пластовое давление может возникать под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара и ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами [2].

Все аномально высокие пластовые давления фиксируются только в непрочных коллекторах (глины, соль), в то время как в крепких телах, обладающих более жестким и прочным скелетом, аномально высокое пластовое давление практически нигде не зафиксированы [3].

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Его появление может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания. Теоретическим обоснованием смены с глубиной нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми явились по критериям определения границ существования жидких углеводородов. Согласно мнению отдельных исследователей, зона исчезновения нефтяных залежей располагается под изотермической поверхностью 200 0 С, залегающей в зависимости от градиентов на глубинах от 2,8 до 9,5 км.

Вскрытие и бурение

На природу возникновения аномально высокого пластового давления существует две гипотезы: экзогенная и эндогенная. Экзогенная включает в себя явления уплотнения, катагенетических преобразований, пород, осмоса, теплового воздействия на залежь и др. Эндогенная гипотеза объединяет явления тектогинеза, внедрения флюидов из подкорковых глубин. Эндогенная гипотеза наиболее предпочтительна, так как рассматривает больше аспектов, которые могут являться причиной аномально высокого пластового давления.

Месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями широко распространены во всем мире: Новая Гвинея, Ява, Бирма, Пакистан, Афганистан, Иран, Румыния, Алжир, Колумбия, Перу, США, Россия, Туркмения, Украина, Казахстан, Азербайджан.

Наряду с аномально высокими пластовыми давлениями встречаются, так называемые сверхдавления. Это давления равные горному и выше. В Пакистане на месторождении Кхаур на глубине 1800 м коэффициент аномальности составляет 2,3 и более. В США (район Миссисипи) на глубине 6096 м встречен пласт с давлением 1928 кг/см 2 , т. е. коэффициент аномальности равен 3,1. При бурении самой глубокой скважины в США «Берта Роджерс» на глубине 9583 м вскрыт пласт «арбакал» с давлением 1690 кг/см 2 . Произошел выброс расплавленной серы, скважина была ликвидирована [2].

Прогнозирование и количественное определение зон аномально высокого пластового давления в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных глинистых толщах [3]. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон с аномально высоким пластовым давлением используются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.

Существуют три группы метода прогноза аномально высокого пластового давления:

методы прогноза давлений до начала бурения скважин - осуществляется по данным плевой разведочной геофизики (сейсморазведки, гравиаразведки, электроразвеки, магниторазведки), по геологической аналогии [4].

методы оценки пластовых давлений в процессе бурения скважин - осуществляется как при остановках углубления, так и без остановок углубления (по данным гефизических исследований в скважинах, по данным о гидродинамическом взаимодействии пласта с промывочной жидкостью, по технологическим данным бурения [5,6], по петрофизческим данным).

методы оценки пластовых давлений после завершения процесса бурения - до спуска эксплуатационной колонны (по данным испытания объектов испытателями пластов). После спуска эксплуатационной колонны (по результатам освоения скважин)

Оперативным методом прогноза пластовых давлений без остановки бурения является метод d-экспоненты и метод σ-каротажа [4]. Эти методы основаны на математической зависимости геометрии долота [7], показателей работы долота и режима бурения [8].

Обязательные требования

Обеспечить исправное состояние бурильных труб, противовыбросового и бурового оборудования. При возникновении проявления, принять меры к герметизации устья. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.

Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить контролируемый долив и контролировать объем вытесненного бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков установленных правилами. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.

Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.

Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением, при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.

При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора [4].

Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.

Таким образом, вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением обладают своей спецификой и связано с определенными сложностями. Однако, соблюдение описанных выше рекомендаций позволит существенно снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением [9], и как следствие повысить безопасность персонала, а также снизить сроки и стоимость строительства скважин.

Мищевич В.И., Сидоров Н.А. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Изд.: Недра. 1973.

Новиков А.С., Сериков Д.Ю., Гаффанов Р.Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Нефть и газ, 2017. – 307 с.

Новиков В.С., Новиков А.С. Укрощение огня. - М.: Полиграф-защита, 2010. – 216 с.

Сериков Д.Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: Автореф. дис. …докт. техн. наук. – Ухта, 2018.

Богомолов Р.М., Сериков Д.Ю. Виброгаситель-калибратор // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2018. - №3. - С. 39-43.

Спиридонов С.В., Сериков Д.Ю. Методика определения геометрических параметров вооружения бурового инструмента на основе математического моделирования // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса: науч.-техн. журн. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014. - №6. - С. 29-33.

Егоров Н.Г. Бурение скважин в сложных геологических условиях. – Тула: ИПП «Гриф и К», 2006. – 301 с.

Keywords: abnormally high and low formation pressure, excavation of wells, the depth of rocks, the column is operational

Восстановления циркуляции

Важно, чтобы количество принимаемых человеком сигналов и их насыщенность информацией были оптимальными по отношению к воспринимающей способности органов чувств. Если одни и те же или похожие сигналы воспринимаются человеком длительное время, он привыкает к ним и появление нового сигнала застает его непод-

Шум и, вибрация являются результатом колебания тел, передаваемого непосредственно или на расстояний другим объектам. Шум и вибрация различаются частотой колебаний в секунду. Если число колебаний в секунду не превышает 16, то они воспринимаются человеком только как сотрясения и называются вибрациеС^ V Частота колебаний от 16 до 20000 в секунду восприни* мается органами слуха как шум, колебания с частотой свыше этого предела не ощущаются человеком и называются ультразвуками. Однако тут нельзя провести резкой границы, она зависит от субъективного восприятия каждого человека.

Шум. Шум возникает при механических колебаниях в твердых, жидких и газообразных средах. Механические колебания в диапазоне частот от 2—20000 Гц воспринимаются человеком как звук. Колебания с частотой ниже 20 Гц (инфразвук) и выше 20 000 Гц (ультразвук) не вызывают слуховых ощущений, но оказывают биологическое воздействие на организм.

Эффективность зрительного восприятия (видимость объекта и) зависит условно от размера воспринимаемого предмета, его яркости и длительности рассмотрения. Это означает, что предметы разных размеров и яркости, расположенные в разных частях поля зрения, воспринимаются человеком за различные промежутки времени. Это необходимо учитывать при разработке и проектировании конструкции рабочего места, условий труда.

Как известно, вибрации воспринимаются человеком не только сенсорными системами — вестибулярным аппаратом и кожными анализаторами, но и множеством про-прио- и интероцепторов, расположенных в зоне распространения вибраций по телу человека. Пороги восприятия этих рецепторных групп не только различны для различных людей и различных участков кожного покрова, но и неизвестны для ряда проприо- и интероцепторов. Поэтому использование рецепторов и порога их чувствительности для определения уровня колебательной скорости не может быть убедительно обосновано, так как их частный порог не может характеризовать надпороговые величины раздражителей для других органов и структур организма. Поэтому в качестве пороговой величины колебательной скорости целесообразно принимать скорость, соответствующую стандартизованной величине порогового звукового давления, положенного в основу измерения уровней звуков и шума. Численно величина этой скорости равна:

Инфразвук - звуковые колебания и волны с частотами, лежащими ниже полосы слышимых частот - 20 Гц, которые не воспринимаются человеком. Низкая частота обусловливает ряд особенностей его распространения в окружающей среде. Вследствие большой длины волны инфразву-ковые колебания меньше поглощаются и легче огибают препятствия, что объясняет их способность распространяться на значительные расстояния с небольшими потерями частичной энергии.

Звуки, равные по интенсивности (силе), но не одинаковые по частоте, воспринимаются человеком как звуки разной громкости.

4. Максимально облегчить работнику следование инструкциям. Результаты многих исследований доказывают, что вероятность принятия мер предосторожности снижается, когда подобные действия воспринимаются человеком как слишком обременительные. Следовательно, информация по технике безопасности должна предлагаться таким образом, чтобы максимально помочь пользователю усвоить содержание послания и последовать его рекомендациям. Добиться этого можно, в частности, предлагая информацию там и тогда, где и когда ее позитивное восприятие наиболее вероятно.

Шум. Шум возникает при механических колебаниях в твердых, жидких и газообразных средах. Механические колебания в диапазоне частот от 2&-20000 Гц воспринимаются человеком как звук. Колебания с частотой ниже 20 Гц (инфразвук) и выше 20 000 Гц (ультразвук) не вызывают слуховых ощущений, но оказывают биологическое воздействие на организм.

Минимальные значения интенсивности звука и звукового давления, которые едва воспринимаются человеком, называются порогом слышимости. Наибольшие значения интенсивности звука и звукового давления, вызывающие болезненные ощущения, называются порогом болевого ощущения. Между этими значениями лежит область слухового восприятия. Поскольку интервал изменения интенсивности звука и звукового давления очень велик, а слуховой аппарат человека воспринимает не абсолютные, а только относительные изменения звукового давления, для оценки воздействия звука на человека, вводятся понятия уровня интенсивности звука и уровня звукового давления, т. е. принимается, что ощущения человека пропорциональны логарифму отношений энергии источника шума к интенсивности или звуковому давлению на пороге слышимости. Уровень интенсивности звука и уровень звукового давления измеряют в специальных единицах — белах или децибелах (одна десятая бела).

2. После восстановления циркуляции промывочной жидкости

Правильный ответ 2. После пуска буровых насосов полностью закрывать задвижки высокого давления разрешается только после восстановления циркуляции промывочной жидкости. В противном случае возможно резкое повышение давления в нагнетательной системе и разрыв ее элементов (ТПБП-36).

вого раствора следует сразу после восстановления циркуляции.

К началу спуска колонны один цементировочный агрегат должен быть установлен и обвязан на случай необходимости восстановления циркуляции в процессе спуска колонны.

1осле восстановления циркуляции работы выполняются так же, как и при проявлениях в процессе бурения Спускают в скважину одну или несколько бурильных свечей с обратным клапаном в верхней части

Если при работе насоса со 130-мм цилиндровой втулкой восстановить циркуляцию не удается, то для восстановления циркуляции применяют цементировочный агрегат.

При открытых задвижках (рис. 9.1) // и 6 и закрытых 8 и 13 промывочным агрегатом прокачивают жидкость в- кольцевое пространство между первым и вторым рядами труб для восстановления циркуляции. Крайние задвижки крестовика 4 в это время должны быть закрыты, а задвижка тройника 5 открыта. Не останавливая промывочный агрегат, постепенно приоткрывают задвижку 8, через которую сжатый воздух начинает поступать в циркулирующую жидкость. При этом давление в воздухопроводе должно быть больше, чем в нагнетательном трубопроводе промывочного агрегата на 0,2—0,3 МПа.

Чтобы не допустить попадания бурового раствора в вакуумный насос, следует избегать чрезмерного открытия приемных клапанов. При появлении раствора в вакуумном насосе надо в первую очередь прикрыть приемные клапаны. Для своевременного включения дегазатора в работу необходимо систематически контролировать содержание газа в буровом растворе. Особенно часто измерять содержание газа следует в период восстановления циркуляции бурового раствора, когда имеется опасность выхода из скважины большого количества газированного раствора.

Резкое повышение давления в нагнетательной линии буровых насосов, приводящее к аварийным, травмоопасным ситуациям, может быть следствием многих факторов: пуска насоса при закрытых пусковых или проходных задвижках; несвоевременного закрытия пусковой задвижки или пуска второго насоса до восстановления циркуляции в системе насос — скважина; отказа предохранительного устройства, устанавливаемого на нагнетательной линии насосов; перекрытия каналов, по которым циркулирует промывочная жидкость, ледяными

Прежде чем приступить к устранению любой аварии, необходимо получить следующие исходные данные: точную глубину обрыва или прихвата; вероятную причину, тип и вид аварии; фактическую конфигурацию и состояние ствола скважины, наличие зон осложнений, интервалы искривлений, физико-механические свойства горных пород в месте слома или рас-клина; прочие обстоятельства, характеризующие аварию (количество шлама, на какую высоту над забоем приподнят колонковый набор после возникновения прихвата, возможность восстановления циркуляции промывочной жидкости, форма обрыва и т. д.); положение верхнего конца оставленной части колонны относительно оси скважины; допустимые нагрузки на ловильный инструмент и другое оборудование; описание работ по ликвидации аварий, проводившихся ранее.

ром и на забое отсутствует шлам, то ликвидация их производится в следующем порядке: а) быстро поднимается на поверхность верхняя часть труб, замеряется глубина обрыва или разворота и в зависимости от характера обрыва выбирается ловильный инструмент; б) не доходя 1—1,5 м до места слома (разворота) спуск прекращается и включается насос с целью очистки ловильного инструмента от шлама потоком промывочной жидкости; в) аварийный инструмент осторожно, в соответствии с заранее рассчитанным замером, опускается на оставленную в скважине часть колонны; г) ловильный инструмент соединяется с оборванной частью бурильных труб; >д) если снаряд не извлекается, то необходимо добиться восстановления циркуляции промывочной жидкости; е) в случае возникновения прихвата начинается его устранение.

Читайте также: