ЭМ Бывальд, Р.Н. Рязанов, А.Н. Говзич

ЭФФЕКТИВНОЕ

БУРЕНИЕ

Методическое пособие
для полевого супервайзера,
бурового мастера и инженера-технолога
по бурению скважин


УДК 622.24

ББК 33.131

9949

Э.М. Бывальд, Р.Н. Рязанов, А.Н. Говзич

ЭФФЕКТИВНОЕ БУРЕНИЕ

Методическое пособие для полевого супервайзера, бурового мастера и
инженера-технолога по бурению скважин

М: ИП Лысенко А.Д. "РКЕ88-ВООК.1Ш", 2019. - 270 е.

18ВХ 978-5-6040655-8-7

УДК 622.24

ББК 33.131

Э949

181ИЧ 978-5-6040655-8-7

© Бывальд Эдуард Михайлович, 2019

© Рязанов Роман Николаевич, 2019

© Говзич Алексей Николаевич, 2019
Часть первая:
Организация службы
супервайзинга в
бурении.
Основные формулы и
расчеты
1.	КОНЦЕПЦИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СЛУЖБ
СУПЕРВАЙЗИНГА И ИНЖИНИРИНГА В
ДОБЫВАЮЩЕМ ПРЕДПРИЯТИИ

1.1.	Подходы к формированию служб супервайзинга и
инжиниринга в дочерних обществах
добывающих компаний

Формирование отечественного рынка супервай шига началось в начале 1990-х годов,
когда произошли большие изменения в общественно политической жизни праны.
Именно в это время нефтегазодобывающие пргдпрпи 1101 начали осуществлять контроль
эффективности вложений инвестиций в капиталоемкие нс«|ие< граненые работы, в том
числе и в бурение. Результатом этот явилось создание иштнтуга супервайзинга в
отрасли. Нужно признать, что на сегодняшний день в гграмг до < их пор не существует
общепринятой концепции в данном направлении. Каждое предприятие-заказчик
формирует службу супервайзинга по своим задачам и своему видению этого процесса.
Тем не менее можно в целом сказать, что в отрасли «южи пн ь 3 основные «школы»
супервайзинга:

1.	контролирующий супервайзинг;

2.	операционный супервайзинг;

3.	управляющий суперва|‘|зинг.

В зависимости от школы, цели и задачи супервайзинга отличаются.

Целью контролирующего супервайзинга, как правило, является фиксирование
отклонений от технологического процесса при сцмипгзычье скважин и выявление
нарушений в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Очень
часто супервайзер на буровой в данном случае воспринимает) как наблюдатель и
инженер по охране труда и промышленной безопасности. В конечном счете результат его
работы сводится к тому, чтобы выставить как можно больше штрафных санкций
подрядчикам. В основном данный вид супервайзинга используется при строительстве
скважин под ключ в эксплуатационном и в разведочном бурении. Добывающая компания
в его лице не может эффективно влиять на процесс строительства скважины и полностью
ограждает себя от ответственности за принимаемые решения, хотя при этом
согласовывает все планы работ, не отвечая за их эффективность и конечный результат. В
данном случае подрядчик у добывающей компании всегда виноват, а супервайзер
выслушает в роли простого «контролера-наблюдателя» или «высокооплачиваемого
телефониста», в задачу которого входит вовремя проинформировать заказчика о
выявленных нарушениях со стороны подрядчика.


Целью операционного супервайзинга так же, как и у контролирующего, является
фиксация отклонений и нарушений, как при проведении технологических операций, так
и в области промышленной безопасности. Но при этом операционный супервайзинг
обеспечивает полный контроль и принимает непосредственное участие в выполнении
наиболее важных и ответственных технологических операций на скважине, таких,
например, как спуск ЭЦН, установка цементных мостов, проведение аварийных работ
и г. п., в строгом соответствии с проектом или планами работ. Добывающее предприятие
в лице супервайзера частично контролирует процесс строительства скважины и, как
правило, несет частичную ответственность за принимаемые решения при проведении
такого рода операций. Операционный супервайзинг в сочетании с контролирующим
супервайзингом обычно довольно эффективно работает в КРС и НРС.

Цель управляющего супервайзинга построить качественную скважину без травм
и аварий в минимально возможные сроки, не выходя за рамки бюджета. При этом не
допустить отклонений от технологических процессов, предусмотренных проектом или
программой на строительство скважины, и совместно с подрядчиками создать
максимально безопасные и комфортные условия для работы всего персонала,
работающего па буровой площадке. Добывающее предприятие в лице супервайзера
полностью контролирует процесс и сроки строительства скважины и несет
ответственность за принимаемые им решения. Ответственность подрядчиков
заключается в точном исполнении всех проектных решений и планов работ, и она, как
правило, ограничивается по договору. Нужно отметить, что данный вид супервайзинга
применим только при строительстве скважин по принципу «раздельного сервиса». Тем не
менее в одном добывающем предприятии могут одновременно и эффективно работать
все три школы супервайзинга.

Так как же понимаются роль и значение супервайзера? Супервайзер (зирепдзог)
дословно переводится с актлийгкого языка как руководитель, начальник, наблюдатель,
инспектор, контролер. Однако для целей управляющего супервайзинга он должен
выступать в роли лидера, инженера, менеджера, контролера, координатора, наставника и
бизнесмена одновременно. Он является «внутренним» заказчиком в блоке ‘бурения
добывающей компании.

Как лидер, он убеждает всех делать то, что нужно сделать, и направляет работу
коллектива, работающего на буровой, в нужное русло для достижения конечного
результата.

Как инженер, он выполняет все необходимые инженерные расчеты в процессе
строительства скважин и принимает соответствующие решения. Значительная часть
успеха работы супервайзера состоит в умении принимать решения. Он принимает
решение на скважине: что, когда и как делать. Однако в сложных ситуациях, когда это
необходимо, супервайзер обсуждает план действий не только с руководством
добывающей компании, но и с подрядчиками, работающими на скважине, где
вырабатывается совместное решение, которое супервайзер обязан четко и грамотно
довести до исполнителей.

Как менеджер, он обеспечивает организацию процесса строительства скважины в
соответствии с планами работ, стандартами, регламентами и политиками компании.

Как контролер, он выступает в роли проверяющего выполнение всех операций и
технологических процессов при строительстве скважин на предмет их соответствия
проекту и утвержден ной программе на бурение скважины. Помимо этого, супервайзер
контролирует состояние промышленной безопасности и охрану окружающей среды на
подконтрольном ему объекте.

Как координатор, он отвечает за то, чтобы в процессе строительства скважины не
было задержек и прослоев в ожидании поставок необходимых ресурсов или
оборудования. Координация не означает микроменеджмент. Координировать - значит
проверять и убеждаться, что все специалисты на скважине знают и уверены в том, что все
необходимое у них будет, когда это потребуется, персонал свою работу знает и достаточно
квалифицирован для ее выполнения, а работа будет выполнена в срок без травм и аварий.

Как наставник, он передает знания тому, кто в этом нуждается.

Как бизнесмен, он обеспечивает и защищает интересы компании. Его задача -
контролировать затраты на скважине и поддерживать высокую репутацию компании на
рынке.

Таким образом, супервайзер является руководителем на объекте и полномочным
представителем компании, который осуществляет организацию и контроль
производственных и технологических процессов строительства (реконструкции) скважин
в строгом соответствии с регламентирующими документами и действует исключительно в
интересах добывающего предприятия. Он песет всю ответственность за организацию и
согласованность деятельности всех подрядчиков на скважине, постоянно способствует
повышению качества и производительности их труда для достижения запланированных
целей с соблюдением всех нормативных актов, правил безопасности, программ и планов
работ. Исходя из вышесказанного, обязанности нолевого супервайзера включают в себя
следующее:

а)	Координация работы всех подрядчиков на скважине.

Ь)	Контроль соблюдения технологии проводки скважины (траектория, параметры и
свойства растворов, режимы бурения, скорость проходки и г. д.).

с)	Согласование пли принятие решений при возникновении аварий или осложнений
в процессе строительства скважины.

б) Контроль состояния промышленной безопасности и охраны окружающей среды на
объектах ведения работ.

е) Контроль своевременного завоза всего необходимого оборудования и материалов
на скважину как заказчиком, так и всеми подрядными организациями,
работающими на буровой площадке. Проверка всего оборудования заказчика по
прибытии 01 т> на скважину.

О Ежедневное планирование работ совместно с буровым мастером и сервисными
подрядчиками.

д) Контроль состояния бурового оборудования, принятие мер к его скорейшему
ремонту в случае выхода из строя.

И) Обеспечение готовности буровой установки, буровой бригады и всех сервисных
подрядчиков, работающих на объекте, к возможному’ газонефтсводопроявлению
или возникновению любых чрезвычайных ситуаций на скважине.

|) Ежедневный контроль условий храпения материалов и оборудования на буровой
площадке.

]) Ежедневный контроль расхода материалов и сервисных затрат по скважине.

к)	Ежедневная проверка и подтверждение (подписание) «Суточных рапортов» и
затрат каждого из подрядчиков.
I)	Ежедневное заполнение собственного «Суточного рапорта» с предварительным
отнесением непроизводительного времени на виновника его возникновения.

т)	Проведение совещаний совместно с буровым мастером, бурильщиками и
сервисными подрядчиками после окончания бурения каждой скважины, на
которых подводятся итоги работы и обсуждаются вопросы повышения
эффективности при бурении последующих скважин.

п)	Супервайзер является «внутренним заказчиком» в блоке бурения добывающего
предприятия. Все специалисты блока работают на него и оказывают необходимую
поддержку и консультации.

Учитывая вышесказанное, был разработан единый подход к формированию структуры
управления по строительству скважин в добывающем предприятии. Подход
предусматривает организацию трех направлений деятельности: службу супервайзинга,
службу инжиниринга и производственно-финансовую службу. Все они подчинены
заместителю генерального директора по бурению добывающего предприятия и имеют
одинаковый статус (Рисунок 01). Каждая из служб отвечает за свой вид деятельности в
управлении.

Рисунок 01

Подход к формированию организационной структуры каждой службы основывался на
четком разделении функций и обязанностей. На Рисунках 02, 03 и 04 приведен общий
подход к формированию соответствующих структур внутри управления ио строительству
скважин.
Рисунок 02

Предлагаемый расчет численности персонала службы гунерпаЙ винта:

•	Главный специалист по эксплуатационному бурению (суперинтендант) - 1 человек
на 5-6 бригад бурения.

•	Главный специалист по зарезке боковых стволов (суперинтендант) - । человек на з
бригады по реконструкции скважин.

•	Главный специалист по геологоразведочному бурению (суперинтендант) - 1
человек на 5-6 бригад разведочного бурения.

•	Нолевой супервайзер - 1 или 2 человека в вахту на I буровую установку. Является
внутренним заказчиком в блоке бурения.

-	Производственно-диспетчерская служба человека.
Рисунок 03

Предлагаемы 11 расчет численности инженерной службы:

•	Инженер группы инженерной поддержки по виду работ (буровые растворы,
наклокно-направлен ное бурение и заканчивание скважин) - от 1 до 3 человек по
каждому направлению в блоке бурения добывающего предприятия, в зависимости
от количества бригад. Рекомендуется, чтобы 1 человек курировал 5-6 бригад
бурения или бригад по реконструкции скважин. Основная задача - оказание
консультационной и инженерной помощи по своему’ направлению деятельности
инженерам по бурению и ЗВС.

•	Инженер по бурению (по ЗБС) I человек на з бригады. Наравне с супервайзером
является внутренним заказчиком в блоке бурения. Отвечает за качество и сроки
строительства скважин.

•	Инженер-аналитик от I до 3 человек в блоке бурения добывающего
предприятия, в зависимости от количества бригад. Рекомендуется, чтобы 1 человек
курировал 5-6 бригад бурения или бригад по реконструкции скважин. В его
обязанности входит анализ эффективности строительства скважин на основании
суточных рапортов и отчетов по скважине супервайзеров. Обучение супервайзеров
организации ведения работ для достижения технического предела при бурении
скважин.

Производственно-
финансовая служба
(руководитель)
I ~

Группа по ПСД*
и надзору при
строительстве
скважин

Группа по
планированию и
эффективности
работ

Группа
экономического
анализа

Группа по
договорной
рабою

Группа по
учету НЗС*,
списанию
МТР* и вводу
ОС*

Рисунок 04

*	НЗС - незавершенное строительство (скважины, не поставленные на баланс
предприятия).

*	ПСД - проектно-сметная документация.

*	МТР - материально-технические ресурсы (обсадная груба, колонные головки,
фонтанная арматура и др. материалы и оборудование, поставляемые заказчиком).

*	ОС - основные средства (пробуренные скважины).

Расчет численности производственно-финансовой службы производи гея исходя из
объемов работ и количества скважин, оконченных строительством и находящихся на
балансе добывающего предприятия. Численность службы определяется руководством
компании.

Без четкого взаимодействия инженерной и супервайзерской служб эффективное бурение
невозможно. Инженерная служба планирует работы и контролирует технологию
строительства скважин, служба супервайзинга организует работы и строго исполняет
программу бурения скважин и планы работ, разработанные инженерной службой.

Организация работы супервайзерской службы (псе» выпадая жм):

1.	Организация вышкомонтажных работ (ВМР). Отвечает за сроки ввода буровой
установки в эксплуатацию и се обкатку. Контролирует затраты на ВМР,
мобилизацию и демобилизацию буровой установки, подготовку’ площадки для
постановки бригад по реконструкции скважин и бригад по их освоению.

2.	Организация работ по бурению скважин. Отвечает за то, чтобы в процессе
строительства скважины не было задержек по причине того, что буровой
подрядчик забыл что-то заказать или привезти. Контролирует затраты в части
работы бурового подрядчика. Основная задача службы - минимизация простоев
при строительстве скважин.
3.	Организация работы буровых бригад при монтаже и демонтаже
противовыбросового оборудования (ПВО). Вместе с супервайзером контролирует
работоспособность ПВО, проверяет знания и умение бригад работать при
ликвидации газонефтеводопроявлений.

4.	Организация работ при ликвидации аварий на скважине.

5.	Организация работ по освоению и испытанию скважин. Несет ответственность за
сроки освоения и испытания скважин. Контролирует затраты но данному
направлению деятельности1.

6.	Организация работ в области охраны труда и промышленной безопасности на
объектах вышкостроения, бурения и освоения скважин. Отвечает за пожарную
безопасность на объектах.

7.	Контроль исполнения договорных обязательств буровыми подрядчиками. Оценка
эффективности их работы.

8.	Предварительное отнесение непроизводительного времени (ПИВ) па виновного
бурового подрядчика или заказчика.

9.	Формирование организационно-технических мероприятий.

10.	Участие в проведении итогового совещания с буровой бригадой и подрядчиками,
участвовавшими в строительстве скважины. Рассмотрение вопросов
эффективности процесса строительства скважин, выдача рекомендаций.

Организация работы инженерной службы (все, что делайся в скважине):

1.	Подготовка программы на бурение скважины и всех необходимых регламентов и
планов работ.

2.	Обеспечение контроля проведения всех технологических процессов на предмет их
соответствия проекту*, программе на бурение скважины и планам работ. Эту работу
рекомендуется проводить в режиме онлайн.

3.	Обеспечение полевого супервайзера всеми необходимыми инженерными
расчетами в процессе строительства скважин (расчет нагрузок и моментов (Тощие
аш1 Ппщ), гидравлические расчеты и т. и.).

4;	Контроль инженерных расчетов, произведенных сервисными подрядчиками
(подрядчиками по наклонно направленному бурению, подрядчиками по буровым
растворам, подрядчиками по цементированию скважин и т. д.).

5.	Организация работ по ликвидации осложнений и брака в работе.

6.	Формирование затри г на строительство скважины.

7.	Контрол!, исполнении договорных обязательств сервисными подрядчиками.

8.	Предварительное отнесение 1111В на виновного сервисного подрядчика или
заказчика.

9.	Проведение итоговом) совещания с буровой бригадой и подрядчиками,
участвовавшими в строительстве скважины по окончании се бурения.

ю. Рассмотрение вопросов эффективности процесса строительства скважин, выдача
рекомендаций.

и. Участие в оценке эффективности работы сервисных подрядчиков.

12. Внедрение новых технологий непосредственно на скважине.

’ Примечание: при больших объемах работ по бурению и освоению скважин в добывающей компании
рекомендуется создать еще одно направление - службу супервайзинга по освоению скважин и вводу их в
эксплуатацию. Состав службы: руководитель - 1 человек, как правило, очень опытный геолог; инженер по
освоению скважин - 1 человек; полевые супервайзеры из расчета 1 человек контролирует 4-5 объектов по
освоению скважин.	*
Исходя из вышесказанного, обязанности главного специалиста (суперинтенданта)
супервайзерской службы и инженера по бурению скважин инженерной службы могут
быть следующими.

1.	Обязанности главного специалиста службы супервайзинга.(суперинте.нданта)

Основная задача главных специалистов (суперинтендантов) состоит в минимизации
непроизводительного времени буровых установок, связанных с их простоями и
велением аварийных работ.

Обязан ности су пери нтенданта:

а)	Организация помощи полевому супервайзеру в обеспечении необходимыми
материалами и оборудованием буровых установок.

Ь)	Контроль состояния охраны труда и промышленной безопасности. Не реже 1 раза
в 15 дней проводить проверку состояния промышленной безопасности на
подконтрольных ему объектах.

с)	Контроль строительства площадок под буровые установки. Не реже 1 раза в
неделю посещать и контролировать ход строительства и отсыпок площадок.

б)	Контроль подготовки площадок под реконструкцию скважин и их освоение. Несет
ответственность за их своевременную подготовку.

е)	Контроль хода ведения вышкомонтажных работ. 11е реже । раза в неделю посещать
и контролировать ход их ведения на подконтрольных ему бригадах (в ЗБС
организация работ по демонтажу, переезду и монтажу буровых установок).
Контролировать, чтобы на момент монтажа буровой установки подрядчик имел
утвержденную схему ее монтажа (схему расстановки бурового оборудования в
ЗБС), согласованную добывающим предприятием, а также схему монтажа системы
очистки, согласованную подрядчиком по буровым растворам и руководителем
инженерной службы блока бурения добывающего предприятия.

Т)	Несет ответственность за проведение обкатки буровой установки после ее монтажа
и своевременный срок ее ввода в эксплуатацию.

д)	При возникновении аварии па скважине лично руководи г и организует работы по
их ликвидации совместно с аварийным мастером бурового подрядчика; организует
работы по составлению планов работ па ликвидацию аварий совместно с
подрядчиком по бурению и согласовывает их в добывающем предприятии.
Организует процесс расследования причин их возникновения.

б)	Организует сбор и подготовку всех необходимых первичных документов для
ведения претензионной работы. Песет ответственность за их правильное
оформление и своевременность их предоставления.

I)	Проводит профилактические работы но снижению рисков аварий и осложнений в
процессе строительства скважин.

]) Согласовывает минимально необходимый перечень аварийного и ловильного
оборудования буровым подрядчикам, которое должно находиться на
месторождении пли на буровых, и контролирует его исправность и готовность к
работе.

к)	Участвует в работе по подготовке1 необходимых документов для инвестиционных
проектов н разработки бизнес-плапов.
2.	Обязанности инженера по бурению

Основной задачей инженера по бурению является построение скважин в соответствии с
утвержденными проектами, программами па бурение и планами работ в установленные
бизнес-планом сроки. Наряду с супервайзером он является основным лицом в компании,
отвечающим за сроки и качество работ при бурении скважин. Инженер по бурению и
полевой супервайзер выступают в роли внутреннего заказчика в блоке бурения
добывающего предприятия. В его обязанности входит следующее:

а)	Составление совместно со специалистами группы инженерной поддержки
индивидуальной программы на бу^эеипе скважины и всех необходимых планов
работ. Песет персональную ответственносп» за своевременное обеспечение
полевого супервайзера такой документацией.

Ь)	Осуществляет текущий оперативный контроль технологии ведения работ на
подконтрольных скважинах, включая онлайн-мониторинг.

с)	Осуществляет проверку правильности инженерных расчетов, выполненных
сервисными подрядчиками.

б)	Непосредственно участвует, руководит работами и принимает решения на
скважине при проведении технологически сложных операций.

е)	Принимает участие в расследовании причин возникновения осложнений и брака в
работе при строительстве скважин.

I) Оформляет отчеты и презентации в установленном формате.

д) Производит оценку эффективности ведения работ сервисными подрядчиками.
Определяет качество выполненных ими услуг.

Ь) Участвует в работе по подготовке необходимых документов для формирования
инвестиционных проектов и разработки бизнес-планов.

I) Взаимодействует с проектными и научно-исследовательскими институтами.
Подает предложения но пересмотру и обновлению существующих проектов на
бурение скважин.

|) Принимает непосредственное участие в работах при внедрении 4 нового
оборудования и новых технологий.

к) Контролирует ведение финальных отчетов по скважинам полевыми
супервайзерами.

1.2. Организация работы в области промышленной
безопасности и охраны окружающей среды

Работа в этой области должйа организовываться в соответствии с существующей в
добывающей компании политикой. Все привлекаемые сервисные подрядчики обязаны ее
выполните. Супервайзер па объекте выступает в качестве лидера и полностью отвечает за
то, чтобы все работы па нем выполнялись безопасно. Если ситуация па буровой может
привести к несчастному случаю или аварии, супервайзер обязан остановить
производственный процесс и организовать работу по устранению опасной ситуации на
объекте. Он контролирует состояние промышленной безопасности и охраны окружающей
среды на объекте, но не подменяет работу постоянно действующих комиссий по
промышленной безопасности и охране окружающей среды подрядчиков. Зачастую
требования к охране труда у разных предприятий отличаются и могут входить в
противоречие с требованиями компании и других подрядчиков. Все эти противоречия
должны быть урегулированы до начала выхода подрядчиков на объекты работ. Это
входит в прямые обязанности специалиста по промышленной безопасности и охране
окружающей среды управления по строительству скважин блока бурения добывающего
предприятия. Все службы заказчика и подрядчиков (бурового и сервисных) в лице
механиков, энергетиков, специалистов в области охраны труда и др. должны оказывать
содействие в организации этой работы. Супервайзеру рекомендуется организовать работу
в области промышленной безопасности и охраны окружающей среды на объекте с
помощью чек-листов (но этим не ограничиваться!).

Минимальный перечень проводимых супервайзером аудитов на буровой площадке по
чек-листам:

1.	Аудит перед запуском в эксплуатацию буровой установки после ее монтажа.

2.	Ежедневный аудит.

3.	Аудит после передвижки буровой установки.

4.	Аудит перед вскрытием продуктивного тризон та.

5.	Аудит перед спуском обсадной коло।ты.

6.	Аудит перед началом бурения второй и последующих секций скважины.

7.	Целевой аудит (проведение опасных работ, замена оборудования, перетяжка
тальканата и т. п.).

Обязанности супервайзера в области промышленной безопасности и охраны
окружающей среды следующие:

а)	Супервайзер является основным ответственным яйцом и организатором работ при
ликвидации чрезвычайных си туаций пи подконтрольном объекте.

Ь)	Супервайзер проводит ежедневный кош ро и. состояния промышленной
безопасности на объекте с помощью чек-лис тон. < )ргнниз\<т работу таким образом,
чтобы каждый работник и специалист, работающий ни подконтрольном ему
объекте, понимал приоритетность вопросов, связанных г промышленной
безопасностью и охраной окружающей среды

с)	Проводит как ежесменные, так и ежедневные совещании с подрядчиками, где
обсуждает вопросы охраны труда и окружающей среды, и также проводит
совещания по вопросам безопасности перед проведением опасных работ на
объекте. При этом супервайзер определяет возможность возникновения ситуации
с высоким риском и организует использование соо! тютсгнующнх инструментов и
оборудования для снижения пни устранении возможных рисков при проведении
предстоя щих работ.

с!) Проверяет наличие наряд допусков ив проведение опасных видов работ.
Контролирует правильность проведении инструктажей.

е) Проверяет оборудование и пштрумеш заказчика перед их использованием.
Контролирует проведение аналогичных проверок сервисными подрядчиками.

Т) Участвует в обсуждении с офисом планов работ но ликвидации чрезвычайных и
аварийных ситуаций на объект, доводит утвержденные планы до подрядчиков и
обеспечивает полное понимание ими предстоящих работ.

д) Контролирует проведение в установленные сроки плановых учебных тревог по
газоводопефтеп роя влей иям, пожаркой безопасности и На8.

Н) Участвует в расследовании причин возникновения чрезвычайных происшествий,
аварий и инцидентов.

Основное, что нужно понимать при организации работы супервайзера в области охраны
труда и окружающей среды, это то, что вопросы безопасности всегда стоят на нервом
месте. Но супервайзер не может один замени ть работу целого штата специалистов. Нужно
' 1. КОНЦЕПЦИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СЛУЖБ СУПЕРВАЙЗИНГА И ИНЖИНИРИНГА В ДОБЫВАЮЩЕМ ПРЕДПРИЯТИИ
нс забывать, что у супервайзера существует еще одна, не менее важная задача, - бурить
скважину!

1

1.3.	Работа заказчика с привлеченными
подрядчиками по супервайзингу

Некоторые компании для организации контроля выполнения работ по строительству
гкважин, помимо собственного супервайзинга, привлекают к работе и
специализированные подрядные организации по супервайзингу. Выбор подрядчика
происходит на основании существующей в компаниях процедуры контрактования услуг.
Главным критерием выбора подрядчика во многих компаниях в стране был и остается
критерий минимальной цены. В результате такого подхода компании получают
специалистов, качество и компетенция которых очень низкие. Из-за ограниченности
средств подрядчик не имеет возможности проводить обучение своих специалистов и
вкладывать ресурсы в развитие бизнеса, поскольку у него нет понимания объемов работ
на перспективу и нет уверенности в том, что он сможет получить их на следующий год.
Помимо этого, добывающие компании столкнулись с тем, что подрядчик}7 требовалось
время на «притирку» и «выстраивание отношений» со специалистами добывающего
предприятия. Требовалось время на понимание технологии ведения работ и, самое
главное, на понимание возможности принятия самостоятельных решений (что ему
можно делать, а что нельзя). В результате компания получала высокооплачиваемого
«телефониста», в обязанности которого входило донести вовремя информацию о
сложившейся или текущей ситуации на скважине и который был не в состоянии
принимать самостоятельных решений. Такая постановка вопроса приводит к тому, что в
течение первых 4-6 месяцев работы до 50 % состава привлеченных супервайзеров
меняется, что оказывает негативное влияние на эффективность ведения работ.

а)	Недостатки при привлечении сторонних супервайзеров:

•	низкая квалификация привлекаемых супервайзеров;

•	привлеченные супервайзеры плохо знают особенности строительства скважин на
месторождениях компании;

•	появляется лишнее звено в цени управления процессом в лице менеджмента
компании по супервайзингу;

•	кажущаяся дешевизна услуг. В конечном счете добывающее предприятие из-за
низкой квалификации персонала подрядчика может понести гораздо большие
убытки по сравнению с сиюминутным выигрышем в стоимости услуг.

Ь)	Преимущества:

•	нет необходимости увеличения или уменьшения численности персонала в
зависимости от объемов работ и связанных с этих проблем но приему и
сокращению численности работников в компании;

•	снижение социальной нагрузки на компанию;

•	снижение затрат на содержание (транспорт, связь, спецодежда, обучение и т. д.).
Как правило, стоимость услуг собственного супервайзера на 50-70 % выше
стоимости услуг специалиста подрядной организации, но при этом эффективность
работы собственного супервайзицд'а на 20-30 % выше, что в конечном счете
приводит к сокращению сроков строительства скважин и снижению затрат на
. строительство скважин.

с)	Ошибки добывающей компании при работе со сторонним подрядчиком:

•	недоверие к квалификации стороннего специалиста и работа через бурового
мастера. При этом понижается статус привлеченного супервайзера;

•	нет четкой постановки задачи супервайзеру по его полномочиям: что можно
супервайзеру делать самостоятельно, что нельзя. Как правило, ничего нельзя
делать самостоятельно!

•	не контролируются затраты по скважинам из-за нежелания добывающей
компании «раскрывать все карты» привлеченному подрядчику. Сказывается
влияние договора о неразглашении коммерческой тайны;

•	проведение ежегодного тендера по выбору супервайзеров, тем самым подрядчику
не выгодно вкладываться в бизнес из-за неопределенности будущего. Нужно
выбирать подрядчика как минимум на з года;

•	ошибки на стадии предварительной квалификации (низкое качество проработки
вопроса по требованиям к подрядчикам, плохая организация работы по отбору
кандидатов).

Рекомендации добывающему предприятию:

а)	Не экономить на зарплате привлекаемых специалистов. Чем меньше стоимость
супервайзерских услуг у подрядчика, тем больше риск у добывающего
предприятия получить низкоквалифицированных специалистов.

Ь)	Заключать долгосрочные контракты с привлекаемым подрядчиком по
супервайзингу сроком не менее чем на 3 года, чтобы исключить повторные
«притирки» с новым подрядчиком и дать возможность подрядчику вложить
средства в развитие бизнеса и обучение своих специалистов.

1.4.	Оснащенность рабочего места супервайзеров

Не только квалификация специалистов, но и условия их работы оказывают
большое влияние на качество услуг. В первую очередь нужно понимать, что
супервайзер - это лицо заказчика. Поэтому необходимо создавать на объекте ведения
работ лучшие условия для его работы и отдыха. Вот несколько рекомендаций:

а)	Все специалисты супервайзерских и инженерных служб, которые
контролируют более одного объекта, должны быть обеспечены легковыми
автомобилями повышенной проходимости в количестве, необходимом для
выполнения своих должностных обязанностей.

Ь)	Супервайзерский пост в буровых бригадах и бригадах по реконструкции
скважин должен быть обеспечен лучшим на объекте меблированным вагон-
домом с помещениями для работы и отдыха. Вагон-дом для собственного
супервайзинга должен быть окрашен в корпоративные цвета компании,
выполненные согласно требованиям соответствующего стандарта, и иметь ее
логотип с надписью «СУПЕРВАЙЗЕР».

с)	Каждый супервайзерский пост обеспечивается следующей оргтехникой:

•	персон ал ьпый компьютер (или ноутбук) с монитором;

•	сканер, принтер, факс и цифровой фотоаппарат;
•	мобильный или спутниковый телефон с терминалом, обеспечивающим
возможность приема и передачи данных;

•	связь «уоки-токи» со всеми подрядчиками, работающими на буровой, и со
всем персоналом работающей вахты для связи в пределах кустовой
площадки;

•	переносное запоминающее устройство - флеш-карта.

й) Супервайзерский пост должен быть обеспечен круглосуточной бесперебойной
связью и возможностью передачи (получения) электронных сообщений.
Контракты с буровыми и сервисными подрядчиками должны предусматривать
возможность использования их средств связи для нужд супервайзерской
службы.

е) Супервайзерам должен быть обеспечен доступ к линиям связи и сетевым
ресурсам компании как на объектах супервайзерского сопровождения, так и в
линейных подразделениях нефтегазодобывающий предприятий для передачи
электронных сообщений и факсов.

О Супервайзерский пост должен быть обеспечен средствами визуального
отображения информации от станции геолого-технического контроля и
системы видеонаблюдения за объектами буровой установки в режиме
реального времени. Условия контракта с такими подрядчиками должны
содержать положения, возлагающие ответственность на них за поставку,
монтаж и обеспечение работоспособности данных систем.

д) Весь линейный персонал, специалисты инженерной службы и службы
супервайзинга должны обеспечиваться спецодеждой и средствами
индивидуальной защиты в соответствии с нормами и стандартами, принятыми
в компании.

Ь) Персональный компьютер супервайзера должен содержать следующее:

•	Стандартное программное обеспечение (офисные приложения и др.),
разрешенное к применению в компании.

•	Электронную базу нормативных документов, технологических регламентов,
стандартных форм и шаблонов документов.

•	Специализированное инженерное программное обеспечение и
программное обеспечение для составления отчетности и суточного рапорта,
а также всю необходимую для работы справочную и техническую
литературу в электронном виде или на бумажном носителе.
эффснтивнос Бурение

2.	РАССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ
АВАРИЙ И ИНЦИДЕНТОВ В БУРЕНИИ

В жизни мы сталкиваемся с тем, что при возникновении любого инцидента
руководство компании хочет узнать, в первую очередь, кто виноват и сколько времени
займет ликвидация того или иного инцидент, а только потом, в чем его причина.
Наверное, правильнее было бы разобраться сначала с причиной возникновения
инцидента, а потом определять виновного. Исходя из опыта, инциденты редко
происходят только по одной причине. Как правило, одной причины недостаточно. Все
они случаются по ряду' причин. Анализируя проблемы при возникновении инцидентов,
можно однозначно выделить 2 категории, которые, как правило, присутствуют всегда:

а.	неоправданный риск;

Ь.	отсутствие информации от исполнителей или ег ш•нориронание.

2.1.	Неоправданный риск как одна из причин
возникновения аварии и инцидентов

К неоправданному риску можно отнести следующее:

•	Неоправданный риске целью экономии денег или времени.

•	Неоправданный риск ради репутации, ради стремления отличиться.

•	Отсутствие или плохая инженерная поддержка и процессе строительства
скважины.

а)	Экономия денег (затрат) сама ио себе не является чем то ужасным. Многие
компании работают по принципу: «Неважно, сколько гы заработаешь, важно,
сколько ты потратишь и сэкономишь». II »ффем пиши и. и «меряется в оценке
показателя ЕВ1ТОА, или ЕВГГ. II по нормально. Здесь мы творим о
неоправданной экономии денег, которая, кик правило, мнчпричиной всех бед
и обходится заказчику в копеечку, Яркий пример выбор самого дешевого
подрядчика, что приводит зачастую не к «кономии, а к потере заказчиком денег.
Любой инцидент приводит к кратному увеличению затрат как у подрядчика, так и у
заказчика. Но и выбор самого дорогого подрядчика гоже не является панацеей от
всех бед. Добывающему предприятию необходимо находить золотую середину при
выборе сервисных подрядчиков для ггроительства скважин.

Другой пример: во многих компаниях нередко эффективность работы блока
бурения, включая инженерные и супервайзерские службы, измеряется в
сэкономленных средствах, что подвигает инженера и супервайзера пойти на
неоправданный, безрассудныи риск, чтобы сэкономить время (или наверстать его,
если оно было потеряно на предыдущем этапе строительства скважины в
результате аварии или инцидента). Зачастую это приводит к принятию
неправильных решений. Па это также идут с «ел''Ю получения премии в полном
объеме, если мотивация в компании сформир<О»а«<‘ «менно таким образом. Вывод,
который напрашивается из вышесказанного: бал........ннетво компаний, как

подрядчики, так и заказчики, виновны в возникновении инцидентов из-за
стремления к большей эффективности производства. И если руководство компаний
поощряет экономию денег, но при этом игнорирует безрассудный риск, то оно, как
правило, поощряет безрассудный риск. Чтоб»-' Достичь успеха в бурении, нужно
думать не только об оптимизации процесса (хотя об этом тоже нужно думать,
внедряя передовые методы работы и новый технологии), а думать, в первую
очередь, о снижении коэффициента аварийности, т.е. снижении количества

Ь)	Риск ради>рёпугации обычно связан со стремлением человека быть лучшим среди
себе подобных, стремлением подняться по «ар.-ер-^й лестнице или заработать
больше. Если такой риск продуман, то в этоМ "‘-г н1|,|его плохого. По если риск
непродуманный,- то это может привести к ...........  последствиям.	Например,

многие компании стремятся достичь рекорда •• суточной проходке или рекорда в
скорости бурения скважин. Если к достижению такого рекорда специалисты
подготовились, взвесили все возмож.с риск.' " осложнения, все рассчитали, то в

этом нет ничего плохого. Наоборот, Токио вен!»' Должны поощряться компаниями.
Но если такая подготовка отсутствовала. р"ск" не 6ылн взвешены, то такое
стремление к рекордам может закончиться очень печально и привести к большим
финансовым потерям для компании.

с)	Отсутствие или плохая инженерная поддержки " процессе строительства скважины
также приводит к значите;....... потерям времени и средств компании. Нежелание

или неумение супервайзера делать необходимые инженерные расчеты зачастую
приводит к возникновению инцидентов и бол',1Ш1М потеРям времени и средств на
их ликвидацию. Паша привычка работать пО принципу «Л мы так работали до
того», т.е. опираясь только на предыдущий °пыт мастера, инженера или
супервайзера, играет с нами злую шутку. Нр" строительстве скважин на первом
месте при принятии решения должен стоять инженерный расчет, а потом уже опыт
работы. Если инженерный расчет говорит, что э,ого Делать нельзя, го это значит,
что нельзя делат ь, и никак по-другому, несмо-П™ на кажущийся имеющийся опыт.
К сожалению, ...... ...... производить инженерные расчеты на скважинах в

процессе их-строитвльствп. В российских компаниях, как у буровых подрядчиков,
так и у инженеров н супервайзеров добывающих компаний, зачастую отсутствуют
не только инженерны......раммные продукты, которые могли бы помочь нм в

работе, но и квалифицированная инженерная поддержка из офиса.

2.2.	Отсутствие информации от исполнителей или ее
игнорирование как ключевая причина
возникновения аварий И инцидентов

Отсутствие информации от исполнителей или ее игнорирование можно
рассматривать как ключевую проблему. *

а) Как ни странно, на первом месте находится неправильное понимание (или полное
отсутствие понимания) порядка выполнения работ при строительстве скважин пли
плана работ, который прислали на скважину /V”1 исполнения. Зачастую в планах
работ мы используем такие понятия, как: «плавно спустить на забой»,
«проработать интервал», «промыть скважину в течение цикла», «промыть
скважину с минимальной подачей», «разбурить с навеса» и т.п. Получив такой
план работ, каждый из исполнителей будет понимать эти формулировки по-своему,
если вы конкретно не укажете ему режимы и параметры. Однажды, будучи на
буровой, мы спросили бурового мастера, супервайзера и инженера по растворам,
как они понимают фразу «промыться в течение цикла», и получили три
совершенно разных ответа. Кто-то сказал, что цикл это прокачка объема
скважины, кто-то - что нужно прокачать только объем кольцевого пространства +5
%, чтобы вымыть шлам на устье, а кто-то что цикл означает прокачку объема
раствора, находящегося в скважине, плюс объем раствора, содержащегося во всех
емкоегях. И это были не последние варианты. Поверьте, вариантов может быть
много, т. к. каждый специалист понимает написанное или сказанное по-своему.
Ведь, если бы задача им была поставлена следукяцпм образом: промыть скважину в
объеме 24 м3 с производительностью насоса эК л/с в течение 38 минут, то,
наверное, любой из них четко бы понял задачу и выполнил бы ее именно так, как
ему было предписано.

А может случиться и такое, что исполнитель вообще не сможет понять план работы
и не станет уточнять, побоявшись показать себя незнающим специалистом.
Необходимо исключать такие формулировки при формировании программ и
планов работ. Инженер должен владеть русским языком и излагать своп мысли
четко и грамотно, причем это изложение должно быть прописано в плане работ
таким образом, чтобы исполнитель мог понять порядок выполнения операций
только так, как это продумал и изложил инженер, а нс иначе! Несоблюдение такого
подхода приводит зачастую к огромным финиш иным и временным потерям!

Ь) Большую роль на буровой шрает моральный климат в коллективе. Хороший
моральный климат во многом влияет на конечный результат. Там, где моральный
климат плохой, бурильщики, мастера, спсциалшты ио сервисам испытывают
дискомфорт при общении друг с другом, боятся покачан. ( пои ш* знания в тех пли
иных технологических и организационных вопросах. ()еобенно это часто случается,
когда супервайзер или мастер работают с коллективом но принципу авторитарного
лидера: часто повышают голос, унижают людей в разговоре, иг умеют выслушать
подчиненных, игнорируют их мнение и, что еще хуже, когда гл к иг руководители
просто не умеют работать по-другому. Поэтому очень важно, чтобы моральный
климат па объекте работ был здоровый и люди не боялись обращаться к
супервайзеру и буровому мастеру. Ведь отсутствие информации -снизу» приводит к
принятию неверного решения и к боязни, иереи) ителыюсти специалистов
принимать правильные решения. Чтобы такою па буровой не произошло,
необходимо поощрять поступление информации -('низу-. Уметь инициировать
этот процесс, подталкивать специалистов к откровенному разговору и уметь
внимательно слушан, их предложения. Осмелимся дан. один совет': умей слушать
и	любые соосты и нрс<),юмснил, Оа?кс кажущиеся. на _пш<ш

взгляд, глулылш и нс<кюнюйнылш тиассо ини.маш.ш^.кх^^
таких тцукт лцмкоп быть один пшюнк	шебс ищше

решение!
2.3.	Алгоритм расследования причин
аварий и инцидентов

Итак, к инцидентам и авариям приводит, как правило, целый ряд сопутствующих
событий, два из которых, как правило, присутствуют всегда. Исключив из этого ряда одно
из вышеописанных событий, мы сможем полностью исключить появление инцидента и
тем самым повысить эффективность работ. Далее попробуем проанализировать, как
.можно организовать процесс расследования причин возникновения аварий и
инцидентов.

Главный постулат: при расследован и и причин возникновения аварий и
инцидентов необходимо всегда соблюдать объективность.

Нужно научиться видеть вещи такими, какие они есть на са^юм деле, а не такими, какими
мы их хотим видеть. Мнения других людей не должны опбрасываться. Нужно научиться
слушать коллег, работающих рядом на объекте. К сожалению, очень часто в компаниях
есть «уважаемые люди», которые понимают проблемы «лучше всех» и мнение которых
является «окончательным и обжалованию нс подлежит». Поэтому мнения подчиненных
или подрядчиков просто игнорируются. Противоположные точки зрения и
доказательства нс принимаются. Вспомните, сколько в вашей практике было подписано
актов расследования причин возникновения аварий, где подрядчики подписали бы его
без своего особого мнения? И сколько раз вы прислушивались и учитывали мнение
подрядчиков? Да, понятно, что очень часто особое мнение писалось только с одной целью
- уйти от ответственности. Но и основной целью добывающей компании всегда было и
остается найти, в первую очередь, виновного, с которого можно будет взыскать штраф для
компенсации так называемых убытков. Но даже эти штрафы никогда не компенсировали
все убытки компаний! Так стоит ли гак ревностно требовать этих компенсаций? Не лучше
ли найти истинную причину и не допустить нов горения подобной ситуации? Поэтому при
расследовании причин возникновения аварий и инцидентов необходимо использовать
системный подход, а не авторитарный метод, направленный сверху вниз.

Принцип системного подхода заключается в следующем: сначала думай - потом
делай - и опять думай.

Процесс расследования причин возникновения инцидентов, как правило, включат' в
себя 6 этапов.

1.	Правильно определить суть проблемы. Основная ошибка на данном этапе - это
выявление обычно одной видимой причины, а не самой сути проблемы, и это
приводит к тому, что начинают «лечить» эту первую причину, а не саму проблему.
Пример: для прихвата определение сути проблемы заключается в определении
механизма его возникновения. Ведь для каждого вида прихвата, будь то
дифференциальный прихват, или прихват по причине плохой очистки ствола
скважины, или обвал горных пород, или заклинка компоновки по причине сложной
геометрии ствола скважины, действия по их ликвидации будут сильно отличаться.

2.	Определить все причины. Для этою рекомендуется использовать «правило 6М» и
«метод 5 почему». «Правило 6М» основывается на том, что существует шесть
возможных причин, ио который инцидент, как правило, всегда происходит:

а) материал (пмйеНа!),

Ь) оборудование (таейше),

с) измерение (теааигстеп!),
с!) метод, процесс (шеШос!),
е) человеческий фактор, люди (тап),
О управление процессом, менеджмент, эксплуатация (шападетепО.

Каждая из этих позиций анализируется па предмет причинно-следственной связи с
возникшим инцидентом. Если инцидент мог произойти по этой причине, то для
понимания проблемы применяется метод «5 почему». Это простой метод поиска
причин возникших инцидентов на скважине. Он позволяет довольно быстро
определить истинную причину возникновения этих случаев. Название метода «5
почему» («Нус УУйуз») происходит от количества задаваемых вопросов. Для того
чтобы найти причину возникшего инцидента, необходимо последовательно задавать
один и тот же вопрос: «Почему это произошло?» и искать ответ на этот вопрос.
Число «пять» выбрано исходя из того, что такою количества бывает обычно
достаточно для выявления сути и источника проблемы, хотя в некоторых случаях
нужно задать этих вопросов больше или меньше, чем пять. Как только дальнейшая
детализация причин станет невозможна, проводится пересмотр всех выявленных
причин и определяются ключевые причины произошедшего инцидента. Если
расследование пойдет в правильном русле и ответы ни •• ничему?» будут честными и
объективными, то в итоге у вас выявите я как минимум три основные причины
произошедшего инцидента.

3.	Определиться с вариантом решения проблемы и составить план работ. Решений
должно быть несколько. Нельзя останавливаться ни нервом, пи ваш взгляд, самом
очевидном решении. План работ составляется только после обсуждения всех
возможных вариантов. II первую очередь необходимо выслушать предложения
супервайзера, бурового мастера и специалистов подрядных оргинн зацни, работающих
на скважине.

4.	Определить, сколько времени компания будет заниматься ликвидацией инцидента до
принятия решения о перебуре ствола скважины. Очень важный момент в работе, как
заказчика, так и подрядчиков, поэтому важно всегда находить компромиссное
решение при определении сроков ликвидации инцидента.

5.	Проведение работ по утвержденному плану (реализация плаш)). При реализации
плана нужна очень слаженная работа компании и всех подрядчиков с целью
минимизации организационных простоев и своевременного реагирования на
изменяющуюся ситуацию на скважине. Необходимо всегда помнить о стоимости
одних суток работы буровой установки и сервисных подрядчиков.

6.	Обсуждение результатов проведения работ. Если не проанализировать причины
возникновения инцидента, не проанализировать, как и что делалось в процессе его
ликвидации, невозможно будет извлечь правильные уроки и разорвать цепочку
событий, которые в следующий раз не приведут к повторению подобного инцидента.
3. ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ

3.1.	Площади простейших фигур

. Квадрат

Прямоугольник

ь

I

5=а2

I

Круг

5=0.7854*(32

Параллелограмм

Трапеция
а
 Длина окружности

Ь = п*(1 = 2*п*г

3.2.	Объемы фигур

Объем прямоугольного тч><У!/1дпупио2да:

V « ♦ /> ♦ /| ,
Формула I объем параллелограмма
где

V обьом прямоугольного ппраллолелиподя,
а-длина;	’

Ь - ширина,
0 - высот.

Частный случай объема куба

V  а',

Формула 2 объем куба
где
а - сторона квадрата.

Формула объема цилиндра:

V = 5 ♦ Л ,

Формула 3: объем цилиндра
где

V - объем цилиндра;

5 = 0.7854 * (I2 - площадь основания цилиндра,
с! - диаметр цилиндра;

11 - высота цилиндра.
Объем кольцевого пространства:

V = 0.7854 • (Он2 - Йин2) » 1,

Формула 4: объем кольцевого пространства

где

-	наружный диаметр трубы,
г/ви - внутренний диаметр трубы;

-	длина трубы.

Формула объема конуса:

1

У =

Формула 5: объем конуса

где

5 = 0.7854 • </х’ - площадь основания конуса;

д - диаметр основания конуса;

Ь - высота конуса.

Формула объема шара:

7Г ♦ 3

Формула 6: объем шара

ИЛИ

V = 0.5236	,

Формула 7: объем шара

где

V- обьем шара;

с/ - диаметр шара.
3.3.	Коэффициент кавернозности

Коэффициент кавернозности (КК) - отношение суммарного объема каверн (фактического
объема ствола скважины) к объему скважины, формируемому долотом.

Отсюда:

КК =	,

“ЛЛЛПГЛ

Тогда:

®* кп факт ^долота * >/КК ,

Формул* Я фйК1Ичгсний диаметр с учетом КК

ГДС

I 1„1(1 фактический (эквивалентный) диаметр < -книжины, мм,
^лолиь» диаметр долота, мм;

КК ко:»ффицигн1 1они*рпо ИКН1И, (к* |рапмсрный

Пример!

('< • цин < |*п.1 । И1И1 пробуринн ъ нпи<*м •1И.1М» Нюм (,<>Н нч II нич ню, что коэффициент
|\1ин'р||<и|ци ц| *нн** \чти 4 « 111*11,1 «1М1.111П1.1 р и!* и । । Определите фактический
( |К111111Н'|1Ч1111ЫЙ) ДНПМГ1р открытого ГИНН111

Рвшеине	'

II ’ <7 ........'МК В1М1»/Е4 60107мм,

Пример!

II ни *1н*|, чю । ны 11111*1 пробурена долотом диампром доН мм. <ЩПнко каверномер
покалывает фактический диаметр открытою ствола скважины ранным 622 мм.
< )иредели 1е коэффицисн । кавсрноаности.

Решение:

КК  (О,к..ф..«т/«ЯоЛ<.т«)2 = (622/500)» I Г.

3.4.	Расчет запаса объема жидкости в кольцевом
пространстве относительно номинального
ствола скважины

Расчет запаса объема жидкости в кольцевом пространстве относительно номинального
ствола скважины вычисляется по (формуле:
(^долота * КК	наруте )

к (^долота “ ^наруж )

Формула 9: расчет запаса объема жидкости в кольцевом пространстве
где

ех - увеличение объема кольцевого пространсгва, %;

^долота ~ диаметр долота, мм;

КК - коэффициент кавернозности, безразмерный;

^паруж “ наружный диаметр трубы, спущенной в открытый ствол, мм.

Пример:

На цементирование секции направления диаметром 426 мм было запланировано
приготовление У| = 20 м3 цементного раствора из расчета, что номинальный диаметр
ствола скважины будет соответствовать диаметру долота, равного 508 мм. Однако в
процессе бурения выяснилось, что коэффициент кавернозности этого участка ствола
скважины равен 1.2 относительно поминального диаметра. Определить, сколько
потребуется цементного раствора для цементирования данной секции.

Решение:

1.	Вычисляем увеличение объема кольцевого пространства:

(^долота * ^нлрутеОК )
< (^долота 2 ~ ^наружОК )

= 67.4%

1 ♦ 100% =

/(50В2 ♦ 1.2-4262)

\	(5082 - 4262)

* 100%

2.	Вычисляем требуемый объем жидкости:

^* + ^ = 20 + П5Г = 33«м’.

3.5.	Вместимость труб

с ; Юноши. |м*/м|; С = —— [л/м!;

_ КМНХНЮ I /41-	1000	,	. .

6 ь;,„с.7..м 1м/м 1; с = »1.„Ул».7ш5?м/л1 •

Формула 10: вместимость труб
где

С - вместимость труб, м ‘/м, м/м3, л/м, м/л;

Эвпут- внутренний диаметр трубы, мм;

0.7854 = л/4 =(3.1416/4).
3.6.	Вычисление объема неполной горизонтальной
цилиндрической емкости

Обком не полностью наполненной горизонтальной цилиндрической емкости
определяется по формуле:

]/	— I/ ► к

* наполи *	•

Формула 11 объем неполной гориэонтальной емкости
где

Уншкуи, - объем не полностью наполненной цилиндрической гори 10111 ильной емкости, м-‘;
к коэффициент наполняемости емкости, бояра (мерный, находится по таблице I через
отнотение заполненности емкости по ш.к си. (I») к днямигр\ емкости

V общий обьем емкости, м1. нычис пнемый поформ\ и

V О 7НГ»4 мН ♦ /.,
где

<1 диаметр емкое। и, м;

Ь длина емкости, м

/йОл|цр| / по 1</н|ч1Ц|н'н1п Нию тенноепш емкости

	Коэффициент  ННН»ЛНвНН<1( 1И (к)		Коэффициент саполненности (к)	Ь/Оынц	Коэффициент ыполнсиности (к)
о о;	0 004/’П	0. И	0.299762	0.66	о /00238
0 04	0.01 В4Н	0.36	0.324061	0.68	0.724271
0 (Ис	() 024509	0.38	0.348667	0.7	0./47702
0.011	0.017501	0.4	0.373539	0.72	0.770805
0.1	0.052025	0.42	0.398525	0.74	0.79348
0.12	0.067979	0.44	0.423749	0.76	0.815334
0.14	0.085114	0.46	0.449132	0.78	0.836923
0.16	0.103234	0.48	0.46456	0.8	0.857654
0.18	0.122421	0.5	0.5	0.82	0.8//579
0.2	0.14346	0.52	0.52544	0.84	0.896766
0.22	0.163077	0.54	0.550868	0.86	0.914886
0.24	0.184466	0.56	0.576251	0.88	0.932021
0.26	0.206502	0.58	0.601475	0.9	0.947975
0.28	0.229195	0.6	0.626461	0.92	0.962499
0.3	0.252298	0.62	0.651333	0.94	0.975491
0.32	0.275729	0.64	0.675939	0.96	0.98652
				0.98	0.995201
Пример:

Определить объем жидкости в горизонтальной цилиндрической емкости
диаметром (1 = 1.55 м и длиной Е = 3 м. По высоте емкость заполнена
только на 11 = 0.6 м.

1.	Вычисляем общий объем емкости:

V = 0.7854^2*1= 0.7854* 1.552 *3 = 5.66 м3.

2.	Вычисляем отношение заполненности (в метрах) к общему диаметру емкости.

---=-----= о, ч .

Оовщ 185

3.	После чего, используя таблицу’ 1, находим по полученному отношению
коэффициен т наполняемости емкости к 0.373539.

4.	Находим объем жидкости в емкости:

Имаполн = V * к = 5.66 • 0.373539 = 2.11 м3 .

3.7.	Вместимость кольцевого пространства между открытым
стволом (или обсадной колонной) и спущенной обсадной
колонной (или бурильной трубой)

_	(»1Ир20.7854	(О,0.7854

с =---------^6--------------1 м ’/м|; С =-!--^5----------[л/м].

Формула 12: вместимость кольцевого пространства

106	.	...	103

С =-----=---------=------м/м ’ ; С ------=-------=--------[м/л],

(Олар "	) * О- 7854 1	1 (Д1пр2 - йвнуг2) * 0. 7854

Формула 13: вместимость кольцевого пространства
(О1ир2»КК -<!„„/). 0.7854	(О„ар2 * КК- а„|ут2) • 0.7854

с =-------------ПЙ------------[м’/м|; С =-------------------------[л/м],

Формула 14: вместимость кольцевого пространства
где

С - вместимость кольцевого пространства, м:1/м, м/м3, л/м, м/л;

0нзр - наружный диаметр искомого кольца (диаметр открытого ствола или внутренний
диаметр предыдущей обсадной колонны), мм;

й„Пуг - внутренний диаметр искомого кольца (внешний диаметр обсадной колонны или
внешний диаметр бурильной грубы), мм;

0.7854 =л/4 = (3-1416/4);

КК - коэффициент кавернозностн.
3.8.	Вместимость между несколькими трубами, спущенными
в открытый ствол (или обсадную колонну)

с =

(Р.„;,2 - П^пиут2) - О- 7854

1000000

>00()

Формула 15. вмес1И|цосТь ^ежду несколькими трубами

С =-----2-100<)(>°0------| М/м3]; С = -------1!!?°

(Р,,./ - ЖЦЛ . 0.7854	(»...2-н</).0,78-^|М/Я1'

Формула 16: пместилЛОгль ^в^ду несколькими трубами
где

С - вместимость кольцевого пространства, м3/м, м/м3, л/м, м/л.

Омар - наружный диаметр искомого кольца (диаметр открытого СТ1|(М|а „ли внутренний
диаметр предыдущей обсадной колонны), мм;

(1.нуг - внутренний диаметр искомого кольца (внешний диаметр обсадной колонны или
внешний диаметр бурильной трубы), мм;

п - количество спущенных труб, шт.;

0.7854 = я/4 = 3.1416/4.

3.9.	Расчет протяженности жидкости в трубном или
кольцевом пространстве

V

Е = - [м].

Формула 17: расчет протяженности жидкости в трубном и/1и КОЛЬЦСПОМ пространстве
где

Ь - протяженность жидкости в трубном или кольцевом пр°страцС|.||С м;

V - объем жидкости, м3;

С - вместимость трубного или кольцевого пространства, м3/м.

3.10.	Плотность

Плотность - скалярная физическая величина, определяемая Как ОТНОшеннс массы тела
(ш) к занимаемому этим телом объему (V).

т

Р=У

Измеряется в кг/м3, г/см3, ррк (фунт/галлон).

Формула 18: плотность

• Зная плотность материала, можно посчитать эквивалентную плотность
комбинированной бурильной колонны, состоящей, Например, из УБТ, стальных
труб и т|$уб ЛБТ:
С1 4- &2 4" ” 4- (*п

Рбкзк" = Сх с,	—с?

Р1 + Р2 Н Рп

Формула 19: плотность комбинированной БТ

ГДЕ

р - эквивалентная плотность материала труб 1,2,...п, кг/м3

<11.2,.. и - масса 1 погонного ме'гра труб, кг

У1д.„„п - объём 1 потонного ме'гра труб, м3

С,п - вес труб 1,2,...п, кг, С = д * Ь

Б - длина труб, м

Пример:

Рассчитать эквивалентную плотность бурильной колонны, если она состоит из УБТ
177.8x71,4 массой 1 п.м. <1УБТ=16з.7 кг/м и длиной 200 м, стальных труб ТБПК 127x9.19,
массой 1 п.м. цСБТ=32 кг/м и длиной 1500 м н легкосплавных бурильных труб ЛБТГП1
147x11, массой 1 п.м. цЛБТ =19,9 кг/м и длиной юоо м. Эквивалентную плотность
бурильной трубы и УБТ рассчитать, эквивалентную плотность ЛБТ с учётом стального
замка принять равной 3220 кг/мз.

1.	Рассчитываем эквивалентную плотность УБТ:

</убт	163,7

РуГ>Тж" “ V, „ м увт - 0,7854 НО. 1778* - 0.07142) » 1м = 7860 КГ/”

2.	Рассчитываем эквивалентную плотность стальных бурильных труб:
<7свт	42	л л , 2

Р,ЖГт = V, „.мл:|;т = 0.7854 • (0.127* - 0.108622) . 1м = 9408 КГ/М

3.	Рассчитываем средневзвешенную эквивалентную плотность бурильной колонны:

Суьт +Ссг.т + <?лет 163.7 » 200+ 32 * 1500 + 19.9 • 1000

р1Ж’м ~ Сувт Ссвт Слит Й>3.7 . 200 32 * 1500 19.9 * 1000 “ 6515 кг/м'

РУБТэка РсБТэки РлвТяки 7860	9408	3220

3.11. Давление

Давление - физическая величина, численно равная силе (Р), действующей на единицу
площади поверхности (8) перпендикулярно этой поверхности.

Формула 20: давление
Гидростатическое давление в точке - давление столба жидкости, высота которого равна
расстоянию от этой точки до свободной поверхности по вертикали.

Несколько формул для расчета гидростатического давления:

Ргст = р*0*Л[Па];

₽гст = 0 .1 ♦ у * /т [ат],

Формула 21: гидростатическое давление
где

р плотность жидкости, кг/м3;

§ - ускорение свободного падения, равное 9.81, м/с2;

К - высота столба жидкости но вертикали, м;

у — плотность жидкости, г/см3.

7 а блица перевода:

Единицы давления	1 Паскаль (Па, Ра)	1 бар (Ьаг, бар)	1 атмосфера (ат, а()  10.197 10 е ат  1.0197 ат
1 Паскаль (Па, Ра)	1 Н/м2 [Па]	105 бар	
1 бар (Ьаг, бар)	105 Па	Юар, или 106 дин/см*’	
1 атмосфера (ат, а!)	98066.5 Па	0.980665 бар	1 ат, или  1 кге /см₽

Чтобы получить значение гидростатического давления в нужных <‘Дииицлх, необходимо
выполнить умножение величин в указанных единицах измерение

I.	Па = кг/м3 * 9.81 * м

2.	Бар = г/см3 * 0.0981 * м

3.	Ат = г/см3 * 0.1 * м

4.	Р81 (фунт/дюйм2) = рря (фунт/галлон) * 0.052 * П (футы)

Пример:

Пробурена секция под техническую колонну диаметром 244.5 М*1, 1 ’Убина по стволу 1680
м, глубина по вертикали 1520 м. Известно, что на данном интервале ограничения по
гидростатическому давлению на забой составляют: миниМОЛ,,,,(,е давление 176 ат
максимальное давление 221 ат. Необходимо рассчитать границы плотности для бурового
раствора на данном интервале.
Решение:

I.	Из формулы 21:

Р
Г _ 0.1 * /|

2.	Находим диапазон удельных весов бурового раствора на данном интервале:
176 '	, .

У* 0.1 « 1520 - 1 161/СМ ‘

221

Уг ~ 0.1 * 1520 “ 1 45 Г(/СМ ‘

Пример:

Глубина пробуренной секции ствола скважины но вертикали составляет Ь = 1805 м, а по
стволу Ь = 195° м« Скважина заполнена буровым раствором плотностью у = 1.15 г/см».
Необходимо рассчитать гидростатическое давление столба бурового раствора на забое.

Решение:

Р(ат.) = у (г/смз) * 0.1 ♦Л(м) = 1.15 » 0.1 * 1805 = 207 ат.

*

3.12.	Расчет вертикали наклонного участка

// = /,♦ сох а,

Формула 22: расчет вертикали наклонного участка
где

Н - глубина участка по вертикали, м;

Ь - глубина участ ка по стволу, м;

а - угол наклона участка (зенитный угол), град.

В случае, если присутствует несколько участков с разными углами наклона, то общая
глубина по вертикали рассчитывается410 формуле:

Н = Ь| ♦ соха, + Ь2 * соха2 + ... +	* С05 ап >

Формула 23: расчет вертикали наклонного участка
где

11 - глубина участка по вертикали, м;

Ь), Ь2, Ц, - протяженность интервалов по стволу, м;

аь «2, ап - углы наклона соответствующих участков, град.
3.13.	Расчет коэффициента плавучести (потери веса при
погружении в жидкость) и веса для тел,
погруженных в жидкость

пг, * Ржидкости	Ужидкости

В Г =1--------------=1---------------,

Ртрубы	Утрубы

•	Формула 24: расчет коэффициента плавучести

где
ВГ -коэффициент плавучести, безразмерный;

р - плотность, кг/м3;

у - плотность, г/см3.

• Вес тела, погруженного в жидкость, вычисляется по формуле:

с= с*вг,

Формула 25: расчет коэффициента плавучести
где

С’ - вес тела в жидкости, кг;

С - вес тела в воздухе, кг;

ВР - коэффициент плавучести, безразмерный.

Пример:

Обсадная колонна наружным диаметром I) 177.8 мм, массой 1 погонного метра
(| = 38.69 кг/м и эквивалентной плотностью рпиг1(1 = 7855 кг/м 1 спускается в скважину с
буровым раствором плотностью рр.Рп 1500 кг/м ‘ на глубину К = 8оо м. Необходимо
рассчитать вес колонны в буровом растворе.

Решение:

1.	Определяем коэффициент плавучести:

Рр_Р11	1500

В Г = 1 -	= 1 - —— = О. 80905 .

Рета ли	7855

2.	Определяем вес колонны в воздухе:

С = ц * Л = 38.69 ♦ 800 = 30952 кг.

3.	Определяем вес колонны в буровом растворе:

С' = С, * ВР = 302952 * 0.80905 = 25041.7 кг.« 25 тонн .

Пример:

Обсадная колонна наружным диаметром 177.8 мм (внутренний диаметр 152.5 мм), массой
1 погонного метра с| = 52.09 кг/м спускается в скважину с буровым раствором плотностью
1300 кг/м3. Необходимо рассчитать коэффициент плавучести для данной колонны.
Решение:

1. 11аходим вместимость 1 погонного метра колонны:

С

' • К<1 Л он >1Ы

0.7854 * (1>11аоуж2 - й11МУ1„ ) о. 7854 * (177. 82 - 152. 52)	мз

------------ру ------------.В.ЯГ?~/. ------------------------------------ = о. 0065633 м >

1 000 000	1 000 000

2. Находим плотность стали колонны:

ц	52.09	„

р““ " С^ы ~ 0 0065633 - 7936 КГ/М 

3. Находим коэффициент плавучести:

1300
ВГ = 1 "7936 = 08362

3.14.	Давление всплытия колонны
(критическое давление циркуляции)

При возобновлении циркуляции в скважине возможен рост давления в связи тем, что
жидкости в скважине, находясь в статическом состоянии, набирают силу геля (СНС, Т1ск1
рош1). Наряд)' с этим рост давления возможен вследствие блокирования кольцевого
пространства за счет сужения ствола скважины - набухания или обвала горных пород.
Таким образом, для восстановления циркуляции необходимо приложить дополнительное
давление для преодоления статического состояния жидкости. В некоторых случаях это
избыточное давление при циркуляции раствора может привести к выталкиванию
(всплытию) колонны из скважины. Такое давление называют критическим. При
цементировании скважин рекомендуется его рассчитывать.

Критическое давление рассчитывается по следующей формуле:

Ь * а * ВР
р=~1—’

*	Формула 26: давление подъема(всллытия) ОК

где

Р давление всплытия колонны, ат.;

Е длина колонны, м;

<1 масса погонного метра колонны, кг/м;

В 1-‘ коэффициент плавучести, безразмерный;

Я,и площадь сечения колонны или площадь колонны по внешнему диаметру, если в ее
компоновке присутствует обратный клапан, см-.

Пример:

|’иг< читайте давление всплытия колонны при циркуляции скважины буровым раствором
11/югносгыо Р|, = 1500 кг/м \ диаметр скважины □ = 393-7 мм, диаметр колонны с! = 324
мм. голщипа стенки I = 9.5 мм, масса 1 погонного метра колонны ц = 77.68 кг/м. Колонна
< пущена на глубину Ь = 500 м. I(КОД установлен на глубине 11 = 480 м.
Решение:

Так как в компоновке колонны присутствует обратный клапан, то давление считается
исходя из всей ее площади, а не сечения трубы.

1)	Находим вместимость металла колонны:

_(О2-й2)« 0.7854

6	1000 000

Сок —

(3242 — 3052) * 0.7854

1 000 000

= 0.0093863154 м*/м.

2)	Рассчитываем эквивалентную плотность колонны:
д 77.68	у ,

Ркшюниы “ Сок " 0.0093863154 " 827<> К’’/М

3)	Находим фактор плавучести:

ВЕ = 1 _ Ржилкосп. _ г	= 0.81875 .

Ртрубы	8275

4)	Находим площадь колонны по внешнему диаметру, поскольку в компоновке
колонны присутствует обратный клапан:

5<)К = 0.7854 » а2 = 0.7854 + 3242 = 82448.15 мм2 824.5 см2 .

5)	Находим давление всплытия:

Р =

Ь*а*ВГ 500* 77.68*0.81875
--------=-----------—-------® 38.5 ат.

824 48


3.15. Эпюры потерь давления в скважине

Эпюры давлений в
скважине:

1	— гидростатическое

давление;

II	- давление в кольцевом
пространстве;

111 - давление в бурильных
трубах;

1-2, з~4, 4-7 - потери
давления в кольцевом
пространстве	за

бурил ы I ы м и труба ми;

2-з - потери давления в
кольцевом пространстве за
замком бурильных труб;

7-8 - потери давления в
кольцевом пространстве за
УБТ;

8-9 - потери давления в
кольцевом пространстве за
забойным двигателем;

9-12 - потери давления в
кольцевом пространстве в
долоте;

12-13 ~ потери давления в кольцевом пространстве в забойном двигателе;

1.3-14 ~ потери давления в кольцевом пространстве в УБТ;

14 15 и 16-17 - потери давления в кольцевом пространстве в бурильных трубах;

15-16 потерн давления в кольцевом пространстве в замке бурильных труб.
3.16.	Определение давления начала приемистости
(1_еак-оН 1ез!)

Ргрп- давление гидроразрыва пласта;
Ипр- давление начала приемистости.

Тест на приемистость необходимо проводин, при опрессовках кондукторов, технических
колонн и эксплуатационных колонн перед продолжением бурения скважины.

1.	При проведении данного теста в призабойную эону необходимо закачать I м3 воды
(на равновесие), т. к. давление начала поглощения на воде будет гораздо ниже, чем
на растворе.

2.	После того как опрессован цементный камень и составлен акт, необходимо
продолжит!» закачку раствора порциями по 40 50 литров с интенсивностью 40-50
л/мин.

3.	После каждой закачанной порции давать выдержку по времени в течение 1.5-2
мин для стабилизации давления.

4.	Зафиксировать объем закачанной жидкости и полученное давление на графике.
Поначалу' график будет выглядеть в виде прямой линии.

5.	После получения на графике первого отклонения (точка А) необходимо
продолжить закачку до получения второй точки, чтобы убедиться, что пэафик
начал иыполаживаться. Последняя точка на прямой линии графика и будет
давлением начала приемистости (Рпр).

6.	Запрещается закачивать на поглощение более 0.5 м3.

7.	Давление после проведения теста на приемистость (Ееак-оГГТея!) снижать плавно с
интенсивностью не более 0.5-1 ат/мин через штуцер.
3.17.	Максимальная допустимая плотность
раствора глушения

__	(^нач. прием * 1000)

Рмакс — Р р-ра испыт '	77	~•

п верти к * V. о 1

Формула 27: максимальная допустимая плотность раствора глушения

‘ где

Риич. прием - давление начала приемистости, МПа;

Нвертвк - вертикальная глубина спуска башмака предыдущей колонны, м;
рмакс - максимальная плотность раствора, кг/мЗ;

Рр-ранепмт - плотность раствора при испытании на приемистость, кг/м3.

3.18.	Определение давления на стояке при
загерметизированном устье и наличии
обратного клапана в компоновке

•	После закрытия превентора и стабилизации давления в кольцевом пространстве
установить за этим давлением постоянное наблюдение.

•	Включить насос и с подачей 3-5 л/с (очень медленно) нагнетать раствор в
бурильные трубы.

•	При достижении давления в трубах, равному давлению под обратным клапаном,
установленным над компоновкой, стрелка манометра в кольцевом пространстве
придет в движение.

♦	. Этот момент необходимо зафиксировать: остановить закачку и снять показания
давления на манометре, установленном на стояке манифольда. Это давление и
будет соответствовать моменту стабилизации давления при закрытии скважины,
т. е. давлению на стояке.

3.19.	Изменение давления при изменении подачи насоса
(формула помбура)

Формула 28: изменение давления при изменении подачи насоса
Отсюда:

Д)’

Формула 29: изменение давления при изменении подачи насоса
где

Р2 - новое давление, ат. МПа;

Р1 - первоначальное давление насоса, ат. МПа;

Оа - новая подача насоса, л/с, ход/мин, л/мин, м‘/мин;

01 - исходная подача насоса, л/с, ход/мин, л/мин, м ‘/мин.

Пример:

Рассчитать давление на насосе, если изменить производительность насоса с 28 до 32 л/с
при неизменной плотности раствора. Исходное давление при производительности насоса
28 л/с составляло 150 ат.



Пример:

Рассчитать максимально возможную подачу насоса, если при производительности насоса
28 л/с давление па насосе составляло 150 ат. Максимальное разрешенное давление на
насосе при установленных втулках равно 280 ат.

@2 — @1 *

= 38 л/с.

3.20.	Изменение давления при изменении подачи насоса
(инженерный расчет)

Отсюда:

Формула 30: изменение давления при изменении подачи насоса (инженерный расчет)

где

Р„ - новое давление, ат;

Р( - первоначальное давление насоса, ат;

0, - новая подача насоса, л/с, ход/мин, л/мин;

- исходная подача насоса, л/с, ход/мин, л/мин.
п = ---

-О’

где Ро1 о„ - давление на насосе при подаче ро| п2 соответственно.

Для определения п необходимо получить два показания давления при разных подачах
насоса и воспользоваться данной формулой (определять лучше снижением подачи,
чтобы избежать проблем с высоким давлением!).

Пример:

При подаче насоса (}о1 = 15 л/с давление составило Ро1 120 ат. При подаче ро2 = ю л/с
РО2 = 50 ат. Определить п, давление на насосе при расходе 32 л/с, максимальную подачу
насоса при ограничении давления 280 ат, если при производительности 28 л/с давление
на насосе составило 150 ат.

Решение:

а.	Определяем п:

п

2 1592.

Ь.	Определяем давление на насосе:

150’ (я)

2 1592

- 200 ат.

с.	Определяем максимальную производительность насоса
давлении в 280 ат:

при разрешенном



3.21.	Плотность раствора со шламом
в кольцевом пространстве

В процессе бурения плотность раствора в кольцевом пространстве будет неравномерна.
Ближе к забою она буди больше. Ближе к устью - меньше. Этот процесс обусловлен
оседанием частиц шлама в кольцевом пространстве под действием гравитационных сил,
направленных в противоположную строну силе восходящего потока раствора. Однако,
оценить примерное значение плотности раствора в кольцевом пространстве можно по
формуле:

Лкп Римам * “Ь Рр-ра * (1 — ф) >

Формула 31: плотность раствора со шламом
где

Ркп- плотность раствора в кольцевом пространстве, кг/м3, г/см3, рр&

Рнг.чам — плотность шлама, кг/м ’, г/см3, ррц;

Рр-ра - плотность «чистого» раствора, закачиваемого в скважину после его очистки, кг/м3,
г/см3, рр8;
- содержание шлама в кольцевОхМ пространстве, безразмерная величина.

@шлама

Ф =----------------»

Фшлама + Фнасоса

Формула 32: содержание шлама в кольцевом пространстве
где

9 насоса ~ производительность насоса, м ’/час, л/с;

^шлама “ производительность шлама н кольцевом пространстве, м'«/час, л/с.

Примечание: О,1т и должны быть в одинаковых единицах измерения. Для
перевода м?/час в л/с необходимо мз/час разделить на з/з.Длплсрс^^
необходимо л/с умножить на 3,6,

Фшлама = ^забаи * ^мех »

где

^забоя — 0.7854 * Рдод2 - площадь формируемого долотом забоя, ма;

Идол. - диаметр долота, м;

Умсх - механическая скорость проходки, м/час.

Пример:

Рассчитать плотность раегвора в кольцевом пространстве, если диаметр долота 295.3 мм,
плотность шлама и плотность раствора равны 2600 кг/м3 и 1150 кг/м3 соответственно.
Производительность насоса 55 л/с, механическая скорость проходки 40 м/час.

1.	Определим производительность шлама в кольцевом пространстве:

Ошлаиа =	* •'их., = О- 7854 . Од„/ *	= 0.7854.0,29532 -40 = 2,74 м7час-

2.	Определим содержание шлама в кольцевом пространстве:

_-----^шлама----=---------------= 0,0136.

Снятий (?н;кчи-а 2,74 + 3.6 ♦ 55

3.	Определим плотность раствора в кольцевом пространстве:

Ркп = Ршлам * <Р + Рр-ра * (1 " Ф) = 2600 > 0.0136 + 1150 ♦ (1 - 0. 0136) « 1270 кг/м3 .

3.22.	Требуемое количество утяжелителя для увеличения
плотности бурового раствора

|7	_ Рутяж * (Рр-ра треб ~ Рр-ра исх ) * ^р-ра

кутмж “	О ^~О	1	'

/'утяж Нр-ратреб

Формула 33: требуемое количество утяжелителя
где
\\(м< объем утяжелителя, кг;

V (( объем утяжеляемого раствора, м3;

р плотность утяжелителя (для барита = 4200), кг/м3;

• ’р рщм-г. “ плотность требуемого раствора, кг/мз;

Рр |Н11кх- плотность исходного раствора, кг/см3.

Пример:

Рассчитайте необходимое количество утяжелителя для утяжеления юо м3 раствора с
плотности 1200 кг/м3 до плотности 1400 кт/м3.

_ Рбар * (Рр-ратреб Рр-раисх ) * Ур-ра __ 4200 * (1400	1200) * 100 _

"	Рм>- Рр-ра треб	4200- 1400

3.23.	Требуемое количество жидкости для разбавления
раствора (снижение плотности раствора)

|.	__ нсх р-ра * (Рисх р-ра Ртрсб р-ра)

"жди разб —	~	'

Нтреб р-ра кждк разб

Формула 34: требуемое количество жидкости для разбавления раствора
где

^ждк|111|б_ °бгьем жидкости разбавления, м3;

Рисхр-ра“ плотность исходного раствора, кг/м3;

Ртрвб р-р»" плотность требуемого раствора, кг/м3;

Рждкр»1б~ плотность жидкости разбавления, кг/м3.

Пример:

Рассчитайте необходимое количество технической воды плотностью юю кг/м3 для
разбавления юо м3 раствора с плотности 1200 кт/м3 до 1120 кг/м3.

У _ ^иоср-ра * (Рксхр-ра “ Ртребр-ра) _ ЮО ♦ (1200 — 1120)	$

ЖЛК Р“6 "	Ртреб р-р, - Рждк р,,6	"	1120-1010	“ М •

Пнимсчиниг: после произведенного расчета проверьте, поместится ли такой объем
(100. • 73 173 м:') н емкостной парк буровой установки.
3.24.	Установка слага в бурильных трубах перед СПО
(расчет объема)

Слаг (81а$») - пачка утяжеленного раствора, закачиваемого внутрь бурильной колонны
перед проведением СПО для предотвращения перелива раствора при подъеме
компоновки. Плотность и объем этой пачки рассчитывается таким образом, чтобы
компенсировать убыль объема (снижение гидростатического давления) при подъеме труб
из скважины для снижения риска возникновения ГИВИ и исключения разлива раствора
на пол буровой установки и его потерь. В расчете обычно принимается, что 2 верхние
«свечи» при подъеме всегда остаются сухими.

3.25.	Расчет объема слага при известной
его плотности

Если на буровой есть запас более тяжелого раствора с известной его плотностью, расчет
производится на определение объема этого раствора, необходимого для закачки в
бурильные трубы, чтобы подъем проходил безопасно и без перелива.

1.	Рассчитывается требующееся гидростатическое давление при условии, ч то верхние
2 «свечи» всегда остаются сухими.

^гс Рр-ра *	* 9. 81 ,

Формула 35: гидростатическое давление при установке слага

где

Р п. - требующееся гидростатическое давление, Па;	-

Рр-р« “ плотность раствора в скважине, кг/м3;

1 пт - длина пустых груб, м, обычно 2 «свечи», 50 м.

2.	Рассчитывается разность между плотностью слага и плотностью бурового
раствора, находящегося в скважине.

Ш = ^слаг ~ Рр-ра ’

Формула 36: разница платностей слага и бурового раствора

где рс1(аг - плотность слага, кг/м3.

3.	Рассчитывается длина, которую займет слаг внутри бурильной колонны с
учетом требующегося гидростатического давления.

/'°1аг(м) = Др » 9.81

Формула 37: протяженность слага внутри бурильной колонны

4.	Рассчитывается объем слага.

слага(м3) = ^слага * -$бт »

Формула 38: объем слага

где

5бт = 0.7854 * ((/инугрбг)2 - площадь внутреннего сечения бурильных труб, м2;

йппугрбг- внутренний диаметр бурильных труб, м.
Пример:

На буровой имеется запас утяжеленного бурового раствора плотностью 1350 кг/м3.
Необходимо рассчитать необходимый объем слага для закачки в скважину перед
проведением СПО, если плотность бурового раствора в скважине равна 1200 кг/м3, в
скважине находятся бурильные трубы ТБПВ 127 х 9.19, длину пустых труб принять равной
50 метрам (2 «свечи»).

1.	Рассчитываем требующееся гидростатическое давление при условии, что верхние 2
«свечи» всегда остаются сухими.

Ргс = Рр-ра * *пт ♦ 9.81 = 1200 ♦ 50 * 9. 81 = 588600 Па .

2.	Рассчитываем разность между плотностью слага и плотностью бурового раствора,
находящегося в скважине.

Др = 1350 - 1200 = 15о(кг/мз) .

3.	Рассчитываем длину, которую займет слаг внутри бурильной колонны с учетом
требующегося гидростатического давления.

Р

. __ 1 гс
слаг ~ Др * 9.81

588600

150 * 9.81

= 400(м) .

4.	Рассчитываем объем слага.

V слага = ^слага * $вт = 400 * 0.7854 * 0.108622 = 3.7(м3).

3.26. Расчет плотности слага перед проведением СПО

Если на буровой нет запаса более тяжелого раствора, но имеется емкость известного
объема для утяжеления существующего раствора, расчет производится на определение
плотности слага, необходимого для закачки в бурильные грубы, чтобы подъем проходил
безопасно и без перелива. Зачастую такая ситуация возможна при бурении вторых
стволов (ЗБС), когда на буфовой объем емкостного парка ограничен.

1. Рассчитывается длина, которую займет слаг внутри бурильной колонны с учетом
требующегося гидростатического давления.

17
. хх _____ г слага

^слага1м/ “ —с	'

•^бт

Формула 39: протяженность слага внутри бурильной колонны

где

V', ты объем емкости для приготовления слага, м3;

0. 7854 ♦ (сСциутрбт)2 - площадь внутреннего сечения бурильных труб, м2;

<1.. внутренний диаметр бурильных труб, м.
2.	Рассчитывается требующееся гидростатическое давление при условии, что верхние
’ 2 «свечи» всегда остаются сухими.

Ргс(Г1а) = Рр-ра * ^пт * 9.81 ,

Формула 40: гидростатическое давление при установке слага
где

Рго - требующееся гидростатическое давление, 11а;

р г р« ~ плотность раствора в скважине, кг/м3;

Ь11Т - длина пустых труб, м, обычно 2 «свечи •>. 50 м.

3.	Рассчитывается плотность елань

Рслага(К7Мз) =	/'<)7ц | ) +	'

Формула 41: плотность слага

Пример:

Рассчитать необходимую плотность утяжеленного раствора (слага) для закачки в
скважину перед проведением СПО, если на буровой есть возможность приготовить только
4.5 м3 такого раствора. Плотность раствора в скважине 1200 кг/м3, в скважине находятся
бурильные трубы ТБПК 88.9x9.35. /(липу пустых груб принять равной 50 метрам (2
«свечи»).

1.	Рассчитываем длину, которую займет слаг внутри бурильной колонны.

I/	45

.	_ у слага _______________- 1 1 АЧ м

СЛЙГ“ 56т	0.7854 * 0.07022

2.	Рассчитываем требующееся гидростатическое давление при условии, что верхние 2
«свечи» всегда остаются сухими.

Ргс = Рр-ра * ^лт ♦ 9 81 = 1200 * 50 * 9.81 = 588600 Па .

3.	Рассчитывается плотность слага.

/ Р,с \	588600	\

Рслага “ (1„а1а*9.81) +	~ 1163*9.81 + 1200 “ 1252 ( /м3) ’
4.	ПРИХВАТЫ

Для определения суги проблемы при возникновении прихвата необходимо определить
его механизм возникновения по следующей таблице.

Направление перемощения колонны непосредственно перед прихватом	Прихват шламом или обвалившейся ГП	Дифференциальный прихват	Заклинка на участке со сложной геометрией ствола
Вверх	2	0	2
Вниз	1	0	2
Без движения	2	2	0
Движение колонны вниз после прихвата			
Свободное	0	0	2
Затрудненное	1	0	2
Невозможно	0	0	0
Вращение колонны после прихвата			
Свободное	0	0	2
Затрудненное	2	0	2
Невозможно	0	0	0
Циркуляция после прихвата			
Полная	0	2	2
Потери	2	0	0 ‘
Невозможна	2	0	0
Сумма			

Пример:

В процессе бурения горизонтального участка ствола скважины в режиме слайдирования
на глубине 3072 м скорость проходки упала до о м/час (проходка отсутствовала в течение
6 минут). Попытки «оторваться» от забоя к положительному результату нс привели
(производили расхаживание бурильной колонны от 30 до 135 тн). Попытки вращения
бурильной колонны ротором также к положительному результату не привели. Сбить
колонну вниз не представлялось возможным, т. к. КПБК находилась на забое. При этом
циркуляция раствора была полной (производительность насоса 36 л/с, давление на
стояке 150 ат). Все буровое оборудование работало в штатном режиме.*
Направление перемещения колонны непосредственно перед прихватом	Прихват шламом или обвалившейся ГП	Дифференциальный прихват	Заклинка на участке со сложной геометрией ствола
Вверх	2	0	2
Вниз	1	0	2
Без движения	©	о	©
Движение колонны вниз поело прихвата			
Свободное	0	0	2
Затрудненное	1	0	2
Невозможно	&	о	(0
Вращение колонны поело прихвата			
Свободное	0	0	2
Затрудненное	2	0	2
Невозможно	0	0	0
Циркуляция после прихвата			
Полная	0	0	0
Потери		0	0
Невозможна	2	0	0
Сумма	2	4	2

Отмечаем цифры в каждой колонке и считаем сумму отмеченных нами цифр. По
максимальной сумме в колонках определяем механизм прихвата. В данном примере это
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЙ ПРИХВАТ, т. к. сумма цифр в этой колонке наибольшая (49-

4.1.	Дифференциальные прихваты

4.1.1.	Механизм возникновения дифференциального прихвата в
скважине

При вращении бурильной колонны и промывки скважины между ней и стенкой будет
постоянно находиться тонкий смазывающий слой жидкости, который, помимо других
задач, выполняет следующие 3 задачи:

1.	Смазка бурильной колонны.

2.	Передача давления от бурильной колонны к корке.

3.	Поставка нового фильтрата в зону контакта бурильной колонны и корки. Этот
фильтрат будет постоянно проходи ть через корку, пока существует репрессия.

Когда колонна или циркуляция раствора останавливается, новый раствор перестает
поступать в зону контакта и приток нового фильтрата прекращается. Однако имеющийся
в корке фильтрат продолжает поступать в пласт до тех пор, пока не иссякнет. Когда
смазывающий слой исчезнет, исчезает и гидростатическое давление под фильтрационной
коркой. В результате появляется перепад давления между столбом жидкости,
находящейся в скважине, и давлением под коркой, который прижимает бурильную
колонну к стенке скважины. Помимо этого, по мере ухода фильтрата корка уплотняется,
что создает условия для более глубокого в нее проникновения бурильной колонны, тем
самым увеличивается площадь контакта. Сила трения в «обезвоженной» корке резко
возрастает, в результате перемещение колонны становится невозможным и возникает
дифференциальный прихват.
4.1.2.	Факторы, способствующие возникновению
дифференциального прихвата

1.	Проницаемые пласты.	,

2.	Репрессия.

3.	Фильтрационная корка.

4.	Контакт колонны со стенкой скважины.

5.	Неподвижное состояние колонны.

6.	Время.

7.	Поперечная нагрузка.

1.	Проницаемые пласты.

Мы не можем устранить этот фактор, но мы должны понимать, как это
работает в скважине. Дифференциальный прихват может произойти только в
интервале проницаемого пласта. Если в разрезе нет проницаемого пласта (или
он перекрыт колонной), то нет предпосылок для образования фильтрационной
корки и дифференциальный прихват не произойдет! Пласа’ не обязательно
должен быть высокопроницаемым. Он должен быть достаточно проницаемым
для образования корки. Таким образом, нужно больше беспокоиться о
проницаемости фильтрационной корки, чем о проницаемости пласта. Однако
• чем выше проницаемость пласта, тем выше вероятность формирования
фильтрационной корки и тем выше вероятность возникновения прихвата.

Рекомендация: при вскрытии проницаемых пластов ограничьте скорость
проходки, чтобы дать возможность раствору сформировать
непроницаемую, упругую и твердую корку.

2.	Репрессия на пласт.

В наибольшей степени способствует и является главным фактором в
возникновении дифференциального прихвата. Мы можем только в некоторой
степени ограничить репрессию, изменяя плотность раствора. Репрессия больше
других факторов влияет на силу, прижимающую бурильную колонну к стенке
скважины. Важно отметить, чаю дифференциальное давление, прижимающее
бурильную колонну к стенке скважины, не равно репрессии. Репрессия - это
превышение давления в скважине над пластовым давлением, а
дифференциальное давление (или дифференциальный перепад давлений) -
это разница давлений по обе стороны поверхности, г. е. корки.

ь

3-

Мы можем в большей степени влиять па эают фактор. Фильтрационная корка
должна быть топкой, твердой и непроницаемой. Под твердостью
подразумевается ее относительная несжимаемость. Помимо этого, нужно
поддерживать минимальное содержание шлама в растворе, чтобы ограничить
рост толщины корки за счет накопления на ней шлама, и снижать
коэффициент трения колонны о корку, добавляя н раствор смазывающие
добавки. Периодически выполняемое вращение бурильной колонны удаляете
поверхности корки шлам и уменьшает ее толщину, тем самым уменьшается
площадь контакта и, соответственно, вероятность возникновения
дифференциального прихвата.
4.	Контакт бурильной колонны со стенкой скважины.

Чем больше площадь контакта бурильной колонны с коркой, тем больше
прижимающая сила. Площадь контакта зависит от нескольких факторов.

•	От соотношения между диаметрами бурильной колонны и скважины.
Чем меньше диаметр бурильной колонны (КНБК) по отношению к
диаметру скважины, тем меньше вероятность возникновения
дифференциальных прихватов. В скважинах малого диаметра (в ЗБС)
вероятность возникновения дифференциального прихвата выше, чем в
скважинах большого диаметра.

•	От угла наклона скважины. В наклонной скважине вес бурильной
колонны будет вдавливать ее в корку и площадь контакта будет больше.

•	Скопление шлама в скважине также увеличивает площадь контакта.

5-	Неподвижное состояние бурильной кож’нны.

На этот фактор мы можем влиять, однако полностью избежать ее
неподвижного состояния невозможно (парашиванне, ГИС, IIПТ и т. п.).
Поэтому необходимо тщательно продумывать выполнение технологических
процессов, требующих неподвижности бурильной колонны, чтобы уменьшить
влияние этого фактора на возникновение дифференциального прихвата,
например, поднимать КНБК выше зон проницаемых пластов, периодически
вращать или расхаживать бурильную колонну, устанавливать в зону
проницаемых пластов спиральные стабилизаторы и т. п. При составлении
планов работ все эти факторы должны быть учтены. Если ожидается
продолжительный период неподвижного состояния бурильной колонны, а вам
неизвестно, насколько высока вероятность возникновения дифференциального
прихвата в этом интервале, необходимо провести тест на прихватоопасность.
Такой тест не рекомендуется проводить более 30-60 мин. Перед его
проведением необходимо заранее продумать план ликвидации прихвата, если
он все же произойдет, и заранее обеспечить буровую установку всем
необходимым оборудованием и материалами, а в компоновке бурильной
колонны обязательно предусмотреть установку яса.

6.	Время.

Один из основных факторов, влияющих на возникновение дифференциальных
прихватов. Для создания перепада давления необходимо какое-то время, чтобы
смазывающий слой раствора и жидкость, содержащаяся в корке, полностью
отфильтровались в пласт. Темп нарастания дифференциального давления
пропорционален корню квадратному из времени. Сначала прихват развивается
быстро, затем все медленнее и медленнее, и, наконец, когда фильтрат уйдет из
корки, прижимающая сила остается практически неизменной. Однако если
восстановить циркуляцию не удается, то прихват усиливается.
Поэтому время - основной ваш помощник и одновременно враг при
ликвидации прихватов. Если в течение первых 4-6 часов не предпринять
активных действий по освобождению от прихвата, то шансы освободиться от
него резко уменьшаются. Чем быегрее принимаются меры к его устранению,
тем выше успешность. Чем дольше вы возитесь с принятием решения (как
правило, согласовываете планы работ с офисом, ждете завоза материалов
(нефть, кислота и т. п.), ожидаете технику, тем меньше шансов добиться успеха,
тем выше вероятность проведения отстрелочных работ, оставления КНБК в
скважине и перебура части ее ствола.

7.	Поперечные нагрузки.

Необязательно вызывают дифференциальный прихват, но обязательно
способствуют его возникновению. При натяжении бурильной колонны она
может сильно прижиматься к стенке скважины в местах резкого ее
искривления и тем самым способствовать увеличению скорости фильтрации
жидкости из корки. Таким же образом воздействует на силу
дифференциального прихвата и интенсивное расхаживание бурильной
колонны с целью ее освобождения.

Для возникновения дифференциального прихвата требуется наличие всех 6 факторов
(7-й фактор - ухудшающий). Если какой-либо из этих 6 факторов отсутствует, то
возникновение дифференциального прихвата очень маловероятно. При расследовании
причин возникновения дифференциального прихвата обязательно рассматривайте все
вышеперечисленные факторы и ищите причину их возникновения.
4.1.3.	Визитная карточка дифференциального прихвата

• Признаки возможного возникновения дифференциального прихвата

К таким признакам относятся:

1.	Рост крутящего момента на роторе после наращивания выше расчетных
значений для данного интервала. Это является косвенным признаком
возможности возникновения прихвата. Инструмент как бы подлипает, прежде
чем начнет вращаться.

2.	Увеличение веса на крюке более 3-5 тонн от собственного веса бурильной
колонны в растворе при наращивании. Если такое увеличение веса пропадает
после возобновления движения бурильной колонны, это тоже является верным
признаком возможного возникновения дифференциального прихвата. Однако
увеличение веса на крюке может возникать и по причине наличия большого
количества осевшего шлама в скважине. Поэтому необходимо постоянно
контролировать эффективность очистки ствола скважины от выбуренной
породы.

3.	При возникновении дифференциального прихвата сечение кольцевого
пространства, как правило, не уменьшается и нет причин для роста давления
на стояке. Циркуляция, как правило, остается полной.
4.1.4.	Определение верхней границы прихвата

Мс'ОШ. Определение верхней границы прихвата по массе 1 погонного метра трубы без
учета массы замка.	•

2683 ♦ Д^ ♦ д

1	“ ДР '

Формула 42: определение верхней границы прихвата по массе 1 погонного метра
где

Ь - длина неприхваченной части бурильной колонны, м;

ДБ - удлинение бурильной колонны под действием растягивающей нагрузки ДР, м;

(| масса 1 погонного метра бурильной колонны без учета массы замка, кг/м;

ДР - натяжение бурильной колонны сверх собственного веса, тонн.

Массу । п. м труб можно рассчитать по формуле

Ч = 0. 7854 ♦ (02нар ~~ внутр) * 1 м * Детали »

Формула 43: масса одного погонного метра труб

ГДе

0 “ наружный диаметр трубы, м;

0впугр - внз'тренний диаметр трубы, м;

Рстали “ плотность стали трубы, которую примерно можно принять равной 7840-7850
кг/м3.

Пример:

Рассчитайте длину свободной части бурильных труб, если в скважине произошел
прихват. В скважину спущены трубы ТБ11К 127 х 9.19 мм, С105, на глубину 2800 м. При
усилии натяжения бурильной колонны па 20 тонн сверх собственного веса ее удлинение
составило 750 мм. Масса 1 п. м трубы без учета массы замка составляет 26,8 кг/м.

1. Определяем длину свободной части бурильных труб:

2683 * ДБ *д 2683 * 0.75 ♦ 26.8

2. Рассчитаем массу 1 п. м трубьр приняв плотность стал и 7840 кг/м3:

«7 = 0.7854 + (0.1272 - 0.108622 ) * 1 м * 7840 = 26.67 кг/м .

3. Рассчитаем глубину прихвата, используя расчетное значение массы 1 и. м. трубы.

2683 * 0.75* 26.67
Ь = --------—----------« 2683 м .
Метод 2, Определение неприхваченной части колонны через модуль Юнга.

Длина неприхваченной части бурильной колонны определяется по формуле:

ч Е * 5 * Д/

1 = (1 05+1Д)*——— ,
ДР ♦ 100

Формула 44: длина неприхваченной части колонны
где

1,054-1,06 - коэффициент, учитывающий наличие замков и сил сопротивления при
движении колонны вверх, безразмерный.

Ь - глубина места прихвата, м;

Е - модуль Юнга. Для стали Е = 2.1*10« кН/см2, для алюминия (Д16Т) Е = 0.724*10’
кН/см2;

8 - площадь поперечного сечения тела трубы, см2;

Д1 - удлинение бурильной колонны, см;

ДР - натяжение бурильной колонны сверх собственного веса, кН. Для перевода тонн в
килоньютоны необходимо значение в тоннах умножить на 9,80665 или » 9,81.

Применим данный метод к указанному' выше примеру.

1.	Рассчитаем площадь поперечного сечения трубы, в см.

5 = 07854 * (12.72 - 10.8622) = 34.013 см2 .

2.	Рассчитаем глубину прихвата по вышеприведенному примеру.

1 = (1.05+ 1.1)*

2.1* 104* 34 013*75

196.1 * 100

= 2615 4- 2739 м.

Метод з. Определение длины

неприхваченной части комбинированной бурильной

колонны.

Длина неприхваченной части комбинированной бурильной колонны определяется по
следующему алгоритму:

I. Проверяется 1-я (нижняя) секция бурильной колонны на предмет ее прихвата:

/28.1 * ДГ Ъ,



Формула 45: определение свободной части 1-й от долота секции бурильной колонны
где

11 свободная часть 1-й от долота (нижней) секции бурильной колонны, м;

<1(. <|м, <ц... ц ( - масса 1 погонного метра одноразмерных секций бурильных труб (1,2,3... п
г(’кций), (справочные значения), кг/м;

1.(. I*., I ... 1.)( - длины одноразмерных секций бурильных труб, м;

Л1. удлинение бурильной колонны при приложенной нагрузке ДР, см;

АР приложенная нагрузка сверх собственного веса бурильной колонны на момент
прихвата, тонн.
Если расчет показывает, что Н = о, или имеет отрицательное значение, то это
означает, что зона прихвата находится выше этой секции труб. Тогда проверяем
вторую секцию труб на предмет ее прихвата:

Нг

28,1 * Д/. Л3

№ Цз

Формула 46: определение свободной части 2-й от долота секции бурильной колонны

3.	Такие определения производятся до получения положительного значения Н.

4.	Далее определяется длина свободной части бурильной колонны. Например, если
положительное значение Н мы получили на 2-й секции колонны (ИД то длина
свободной части колонны будет вычисляться по формуле

^свобод ^2 4 ^3 4 Д>4 +	.

Пример:

Формула 47: определение свободной части бурильной колонны

При забое 4000 м произошел прихват. Компоновка колонны бурильных труб снизу-
вверх:

1.	ТБПВ 114.3 х 8,56 Ц = боо м, ц| = 23.3 кг/м.

2.	ТБПВ 114.3 х 10.92 Ц = 500 м, = 25.7 кг/м.

3.	ТБПК 127 х 9.19 Б = ЮОО м, цз = 29.0 кг/м.

4.	ТБПК 139.7 х Ю-54 Ц = 1900 м, ц = 36.8 кг/м.

При приложении нагрузки в 20 тс сверх собственною веса бурильная колонна
удлинилась на 75 см.

Решение:

1. Проверяем, прихвачена ли 1-я секция колонны (Н():

= 23,3 *

/28.1*75	500

\	20	25,7

1000 1900\

29 ” 36.87 -~4'5м

Поскольку' результат получили отрицательный, верхняя граница прихвата
расположена выше 1-й секции колонны бурильных труб. Продолжаем расчет.

2 Проверяем, прихвачена ли 2-я секция колонны (Н2):

Н2 - 25,7й*

/28.1 * 75

I 20

1000	1900\

29	36.8/

= 495 м .

Н1

Поскольку результат получили положительный, верхняя граница прихвата
расположена во 2-й секции колонны бурильных труб.

3. 11аходим длину свободной части бурильной колонны:

^свобод = 495 + Ю00 + 1900 = 3395 м.
4.1.5.	Порядок определения удлинения бурильной колонны при
возникновении прихв^т^

2.

3.

4-

5-

6.

7-

8.

Выбирается собственна вес бурильной колонны па момент возникновения
прихвата, и снимаются КдИнья Предполагается, что собственный вес колонны был
известен перед прихвато^

Далее прихваченная кОлОнна бурильных труб растягивается под нагрузкой Рь
превышающей на 5 Доений по индикатору веса собственный вес бурильной
колонны в раствор6 на МоМент возникновения прихвата. На колонне труб делается
отметка мелом па уровне Стола ротора>

Не снимая нагрузки, к°Лонна труб растягивается еще на 5 делений по индикатору
веса по отношению к предыдущей нагрузке (1’0 и разгружается до положения
стрелки индикатор3» Р^Вц0Г0 предыдущей нагрузке (Р,). Снова делается отметка
мелом на колонне труб ца уровнс стола ротора, которая не всегда будет совпадать с
предыдущей отметкой псдедСТвие трения в талевой системе.

Расстояние между этими ДВ^1Я меТками делят пополам и наносят отметку на
трубе. Эта отметка УД^т соответствовать нагрузке Р| Зафиксируйте нагрузку Р1 (в
тоннах и кН).

Далее прихваченная коЛоцна снова растягивается под действием силы Р2, большей
Р> на ю-20 делении П|Калы индикатора веса. Величина Р2 не должна превышать
прочностных характеристик прихваченных бурильных труб и грузоподъемности
станка. Полученное УЛ7]Ицение отмечают на трубе.

Не снимая нагрузки, к°ЛоНна бурильных труб растягивается еще па 5 делений по
индикатору веса боД|,|Це Нагрузки Р=. Затем нагрузку снижают до первоначальной
величины Р2. Новое поЛоЖение также отмечают на теле трубы. Средняя отметка
междуг ними преДстаЮ1Яет собоя удлинение, соответствующее нагрузке Р2.
Зафиксируйте нагрузку р, ТОннах и кН).

Точно измерив расстояцИе межДу верхней и нижней отметками (нагрузки Р2-Р1),
получают искомое У7^,1’Не11ие неприхваченной части бурильных труб. Рассчитайте
АР = Р2-Р1.

При расчетах наГрУ30* др п0 показаниям прибора ГП В необходимо сначала
определить цену оДного деления в кН. Пример тарировочной таблицы ГИВ для
каната диаметром 28 мц приведен в таблице:

Показания прибора,	Усилие на одну ветвь талевого каната, кН

		деления ___		 	10		С верньером	Без верньера
	5.00	5.00
			20				18 15	17.50
		30	30.50	28 50
_	40				 -	41.65	40.15
50 _ _	54 15	52.25
__	60			 '	66.50	63.90
_70		78.50	75.65
		80	2	92.40	88.50
90		.. 7	106.40	101.75
100	121.50	116.00

Примечание; 1	кН. 1 кН = 0.1010716 тс
Данные тарировочные таблицы к конкретно установленному на буровой установке
прибору ГИВ имеются у бурового подрядчика.

Кик рассчитывать:	’

IЦШМЗД: на буровой установлен прибор ГИВ для каната диаметром 28 мм. Оснастка 4x5
(подвижных ветвей 8). Пусть показания ГИВ при нагрузке Р, составляли 6о делений, а
при нагрузке Р2 = 70 делений. Согласно таблице, нагрузка Р, (6о делении) = 66.5 кН,
нагрузка Р2 (70 делений) = 78.5 кН. Таким образом, цена одного деления данного прибора
I ’И В составит

78.5 кН - 66.5 кН _ о и
--------------= 1.2 кН .

10 делений

Отсюда разность натяжений ДР составит

1.2 кН * 10 делений * 8 ветвей = 96 кН (® 9.8 тс) .

Таблица количества подвижных ветвей талевого каната в зависимости от оснастки.

Тип оснастки	4x5	5x6	6x7	7 х 8
Количество рабочих ветвей, шт.	8	10	12	14

4.1.6.	Действия при возникновении дифференциального прихвата

1.	Необходимо как можно скорее разгрузить колонну до ее собственного веса в
растворе и создать максимально допустимый крутящий момент. Пи в коем
случае не пытайтесь сразу натягивать прихваченную колонну труб.
Увеличение нагрузки приведет к «вдавливанию» бурильной колонны в
фильтрационную корку, и эта «вдавливающая» нагрузка увеличит отток
фильтрата из корки и силу зрения. Площадь контакта увеличится, а значит,
увеличится и сила прихвата.

2.	Продолжить циркуляцию с максимально допустимой производительностью насоса
и одновременным приложением максимально допустимого крутящего момента с
доведением его до места прихвата. Допустимый крутящий момент необходимо
рассчитать! Большая производительность насоса будет способствовать
разрушению неустойчивой корки, а увеличение гидравлических потерь в
кольцевом пространстве обеспечит дополнительную репрессию, благодаря
которой создадутся условия поступления раствора под площадь контакта и
уплотнится корка за пределами контакта. Но помните, что повышение
производительности насоса прямо пропорционально квадрату
повышения давления. Примерно оцепить максимально возможнучо
производительность насоса можно, зная ограничение по давлению на нем или по
наземной обвязке манифольда (Формула 29).

Приложение крутящею момента намного эффективнее приложения осевых
нагрузок при возникновении дифференциального прихвата. Маловероятно, что
удастся освободить колонну за счет создания больших осевых нагрузок, т. к. сила
трения, как правило, очень большая, но вполне возможно провернуть колонну, т.
к. сила сопротивления вращению (перекатыванию) гораздо ниже. Как только
плотность входящего и выходящего раствора выровняется, необходимо прекратить
циркуляцию, чтобы снизить эффект от влияния ЭЦП и продолжить попытки
провернуть бурильную колонну.
3.	При приложенном крутящем моменте резко разгружать бурильный инструмент до
веса СВП, или веса квадрата с вертлюгом: (собственный вес - набрать пружину -
резко разгрузить бурильную колонну до веса СВП (вес квадрата и вертлюга) -
отпустить пружину - выбрать собственный вес). Данную процедуру можно
выполнять как с циркуляцией бурового раствора, так и без нее.

4.	При отрицательном результате необходимо включить насосы и создать биение
бурильной колонны путем отключения пневмокомпенсаторов буровых насосов
или снижения давления в них. Как вариант, можно создать биение бурильной
колонны, вынув 2 нагнетательных клапана из насоса. При проведении данной
операции ее необходимо совмещать с приложением допустимого крутящего
момента.

5.	При отрицательном результате, при наличии в компоновке яса, нужно произвести
удар вниз, если это возможно. Непосредственно перед ударом необходимо, если
позволяет ситуация на скважине, обязательно остановить насос, чтобы ослабить
выталкивающую силу и не ослабить удар яса. Снижение производительности
насоса или его остановка также приведет к уменьшению дополнительной
репрессии, что снизит перепад давления между телом инструмента и пластом.

6.	Если не помогло, приступить к расхаживанию бурильной колонны до нагрузок, не
превышающих прочностных характеристик бурильных труб (эти нагрузки
необходимо рассчитать, см. разделы «Определение допустимых усилий при
расхаживании прихваченных труб» и «Оценка прижимной силы
дифференциального прихвата»). Эти действия рекомендуется сочетать с
попытками провернуть бурильную колонну и производить их как с циркуляцией,
так и без нее. Однако для того, чтобы не сломать бурильную колонну в верхней се
части, необходимо рассчитать сочетание растягивающих и крутящих напряжений,
возникающих в теле бурильных труб и при работе не превышать полученных
значении. Данный расчет подробно рассмотрен в разделе «Действие нагрузок на
бурильную колонну во время бурения, ликвидации прихвата или аварии».

7.	Если принятые меры не привели к положительному результату, необходимо
переходить к дополнительным приемам, к которым относятся:

•	установка жидкостных ванн для снижения репрессии;

•	применение гидроимпульсного воздействия в трубное или кольцевое
пространство;

•	отворот неприхваченной части бурильной колонны, спуск яса как можно
ближе к месту' прихвата и последующая работа им;

•	обуривание прихваченного инструмента (очень рискованная операция, т. к.
диаметр обурника больше диаметра прихваченных труб, площадь контакта
большая и существует риск прихвата обурника и его слома);

•	отворот (отстрел) компоновки и перебур части ствола скважины.

4.1.7.	Процедура доведения крутящего момента до места прихвата

1.	Рассчитывается допустимое количество оборотов ротора (см. раздел «Расчет
количества оборотов ротора до начала деформации труб»).

2.	Выбирается собственный вес бурильной колонны в растворе.

3.	Делается отметка мелом на квадрате (или бурильной трубе) и на столе ротора.

4.	Делается 1 оборот (до совмещения меток).

5.	Фиксируется ротор (СВП) и расхаживают инструмент з~4 раза (собственный вес -
вес СВП (или вес квадрата с вертлюгом) - собственный вес).

6.	Делается второй оборот ротора, и процедура повторяется. И так далее до
достижения максимально допустимого момента для верхней трубы или
переводника. Таким образом, считаются обороты ротора и набирается пружина.

7.	После достижения допустимых значений по моменту', набранную пружину
отпускают при собственном весе на крюке и приступают* к приложению крутящего
момента к бурильной колонне. При приложении крутящего момента к бурильной
колонне можно периодически ее расхаживать по схеме:

а) выбрать собственный вес;
1>) приложить момент (набрать пружину, ориентируясь на посчитанное
кол и честно оборотов ротора и момент}');

с) зафиксировать ротор (СВП) и, не отпуская крутящих напряжений,
разгрузить бурильную колонну до веса СВП (веса квадрата с вертлюгом);

с!) выбрать собственный вес. Повторить 3-4 раза;

е) отпустить пружин}'.

После чего рекомендуется чередовать приложение максимально допустимого
крутящего момента при собственном весе бурильной колонны (5-10 раз без
расхаживания) с расхаживанием по процедуре, описанной выше (3-4 раза). Работать в
таких режимах не менее 1 часа. Значение собственного веса бурильной колонны при
этом не превышаем, чтобы не включить ухудшающий ситуацию фактор.

4.1.8. Оценка прижимной силы дифференциального прихвата

Прижимающую силу, возникающую вследствие перепада давления (без учета действия
боковых сил в горизонтальных и наклонно-направленных*скважинах), можно определить
из уравнения

Г(тн) = 0,001 * ДР *5* К,

Формула 48: прижимная сила прихвата
где

ДР = Ргг *“ Рп.)> ат;

Ргс - гидростатическое давление, ат;

Р|ш - пластовое давление, ат;

К - поправочный коэффициент, учитывающий трение и неточность расчета зоны
контакта с глинистой коркой за счет возникновения валиков из глинистого теста между
трубой и коркой при вдавливании, а также частичной компенсаций гидростатического
давления, передающегося через глинистую массу корки с краев в непосредственной
близости от границ контакта в области образования этих валиков. Обычно этот
коэффициент принимают равным от 0.3 до 0.7;

5 - площадь контакта трубы с глинистой коркой, см2. Площадь контакта можно
приблизительно оценить, исходя из формулы длины сегмента окружности (см. рисунок):

давление составляет 245 ат. Толщина глинистой корки 8 = 0.5 мм; поправочный
коэффициент К = 0.4. Компоновка: долото 220.7 мм, УБТ 177.8 х 71.4 длиной 100 метров,
масса 1 погонного метра УБТ Цу&г = 163.7 кг/м. Бурильная труба марки ТБПВ 127 х 9.19.
Масса 1 погонного метра бурильной колонны с|г»т = 29 кг/м. Плотность стали принять
равной 7850 кг/м*. Граница прихвата определена на глубине 2400 м (прихвачена
компоновка).

Решение.

1.	Вычисляем гидростатическое давление:

Р = 0.1*у*Н = 0.1*1.2* 2400 = 288 ат.

2.	Вычисляем АР:

АР = 288 - 245 = 43 ат .

3.	Вычисляем Ь и 8:

177.8	~

1 = 0.1* 8*-------♦ 0. 5 4-4 * 0. 52 = 1.89 см.

2

5 = 1000 « 1.89 = 1890 см2 .

4.	Вычисляем прижимающее усилие от перепада давления:

Г = 0,001 * 43 * 1890 ♦ 0.4 « 32. 5 тн.

5.	Оцениваем нагрузку’, которую нужно приложить, чтобы освободиться от прихвата.

5.1.	Вычисляем коэффициент плавучести:

где

5 = Ь * /1,

Формула 49: площадь контакта трубы

I. = 0.1 ♦ V» * «6т * <5 + 4 * д’2,

Формула 50: длина сегмента контакта БТ и глинистой корки

/. длина сегмента контакта бурильной трубы с глинистой коркой, см;

К - наружный радиус трубы, мм; *
й мощность проницаемого пласта, см;

Л толщина корки, мм;

Пример:

Определить величину прижимающей силы прихвата в
проницаемом пласте мощностью ю метров и величину
ши ручки на крюке, которую нужно создать для
освобождения от прихвата.

1Ь годные данные: забой скважины 2500 м, скважина
нгр1 нммп.ияя, пласт расположен по вертикали на глубине
»)<><> •• ||<> м, удельный вес раствора 1.2 г/см3, пластовое

5.2.	Вычисляем вес бурильной колонны в растворе:

Сбт = д&1. * ьбт * ВР = 29.0 ♦ (2500 - 100) * 0 847 = 58951 кг « 59 тн .

5.3.	Вычисляем вес УБТ в растворе:

Субт = Чу(.Г1. * 1уГп 4 Вр = 163.7 * 100 * 0. 847 = 13865 кг « 14 тн .

5.4.	Вычисляем нагрузку', которую нужно приложить, чтобы освободиться от
прихвата (без учета действия боковых сил в горизонтальных и наклонно-
направленных скважинах):

ЕС > Р + Сбт + субт 32 5 4- 59 4- 14 > 105.5 тн .
4.2.	Прихват по причине плохой очистки ствола скважины

Одна из причин возникновения прихватов является недостаточная или плохая очистка
ствола скважины от шлама. К сожалению, методы очистки ствола в вертикальной
скважине не работают в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

4,2.1.	Режимы движения жидкости в скважине

I у рбул ситный режим - определяется
инерционными характеристиками жидкости.
В самом потоке молекулы движутся хаотично
во всех направлениях и имеют высокую
кинетическую энергию. Результирующее
движение молекул	происходит по

направлению потока. Профиль потока
плоский. При плоском потоке эффективность

очистки ствола скважины довольно высокая и турбулентный поток очищает скважину
наилучшим образом. Однако применять турбулентный поток, особенно в вертикальных
скважинах, нецелесообразно, т. к. при увеличении подачи происходит рост давления на
стояке в квадратичной зависимости, а также увеличение подачи может привести к
размыву стенок скважины или поглощениям.

Ламинарный режим определяется
вязкостными характеристиками жидкости.
Жидкость течет* плавно, все молекулы
движутся в одном направлении, но с
различными скоростями. Форма потока -
парабола. По мере увеличения отношения
- форма параболы выполажпвается и
ПВ(РУ) п
ламинарный режим может перейти в

11ереход 11ый режим. Вытянутый параболический профиль ламинарного режима

неэффективен для очистки скважины. Крупные частицы шлама скапливаются у стенок и
оседают вниз по стволу, образуя шламовые пробки. Наиболее оптимальным считается

плоский профиль, характерный для переходного режима.

4.2.2.	Факторы, влияющие на качество очистки вертикальных
скважин

I.	Размер, форма и количество шлама. Чем больше размер частиц шлама, тем
быстрее они оседают. Чем ближе размер частиц шлама к сферической (характерна
для долот скалывающего типа), тем труднее удержать ее в растворе и труднее
транспортировать. Чем ближе форма частиц шлама к плоской (характерна для
долот режущего тина), тем легче ее удержать в растворе и транспортировать. Чем
больше концентрация шлама в растворе, тем больше шлам концентрируется у
стенок скважины, тем больше вероятность образования пробок.

2.	Скорости проходки. Увеличение скорости проходки увеличивает концентрацию
шлама в растворе. Если крутящий момент увеличивается при неизменной
скорости проходки, это является признаком того, что ствол скважины очищается
плохо.

I Нршиение бурильной колонны. Повышает эффективность выноса шлама, особенно
в наклонных скважинах. При эксцентричном расположении бурильной колонны в
скважине (без вращения) концентрация шлама на контакте с бурильной колонной
увеличится и эффективность очистки снизится.
4.	Время. Необходимо определенное время для того, чтобы удалить шлам перед
наращиванием и проведением спускоподъемных операций. Это время нужно
рассчитать.

4.2.3.	Качество очистки ствола в наклонных и горизонтальных
скважинах

На качество очистки влияют те же факторы, что и в вертикальных скважинах, однако есть
отличия, которые обусловлены формированием слоев шлама и его ускоренным
оседанием в наклонных и горизонтальных участках (эффект Бойкотта),

На качество очистки влияет:

1.	Угол наклона скважины.

2.	Производительность насоса.

3.	Скорость проходки.

4.	Режим течения раствора и его параметры.

5.	Слои шлама.

6.	Вращение и эксцентричное расположение БК в скважине.

7.	Время.

Зенитный угол,

В наклонной скважине можно выделить з четко различимых участка. Их называют
вертикальным, переходным и горизонтальным. Формирование слоев шлама всегда
начинается при угле 30+ градусов. Проблема усу|убляется еще больше при достижении
угла от 30 до 45 градусов. При этих углах продолжи тельность пребывания шлама у стенки
скважины резко возрастает, шлам не выносится на поверхность и образует слои. Эти слои
рыхлые и неустойчивые, и они всегда соскальзывают вниз при остановке циркуляции.
При углах от 45 до 65 градусов слои шлама постоянно соскальзывают вниз и
опрокидываются даже при наличии циркуляции. Причем это соскальзывание происходит
интенсивнее при бурении па растворах на углеводородной основе (сила трения
уменьшается), чем при бурении на растворах на водной основе. Кроме того, шлам оседает
быстрее в интервалах с углами от 40 до 55 градусов благодаря эффекту Бойкотта. При
углах более 65 градусов слои шлама становятся более устойчивыми за счет сил
гравитации, но при этом они становятся более плотными, поэтому их труднее разрушить.

Режим течения.

При зенитных углах меньше 45 градусов желателен ламинарный режим, т. к. при этих
углах доминирующим фактором является уменьшение скорости оседания частиц.

При зенитных углах более 55 градусов желателен турбулентный режим, т. к. в данном
случае доминирующим фактором является глубокое проникновение раствора в слои
шлама и их разрушение. Но всегда нужно помнить, что создание турбулентного режима
возможно (при прочих равных условиях) только за счет увеличения производи тельности
насосов, а это порой бывает невозможно, т. к. рост давления прямо пропорционален
квадрату увеличения производительности насосов.

При зенитных углах от 45 до 55 градусов эффективность ламинарного и турбулентного
потоков примерно одинакова. В этих интервалах обеспечить качественную очистку ствола
скважины труднее всего.

Влияние параметров раствора /ш эффективность очистки:

1.	Плотность. В вертикальных и наклонных скважинах концентрация шлама в
скважине всегда уменьшается при увеличении плотности раствора за счет
увеличения архимедовой в ытал кивающей силы. Увеличение плотности
способствует уменьшению толщины слоя шлама, соскальзывание и
лавинообразное обрушение слоев шлама происходит реже, и шлам легче
разрушается. При повышении плотности раствора требуется меньшая восходящая
скорость потока, при которой начинается движение шлама к поверхности, т. е.
можно работать с меньшей производительностью насоса.

2.	Динамическое напряжение сдвига (ДНС). В вертикальной скважине увеличение
ДНС приведет к улучшению качества очистки. В наклонной и горизонтальной
скважине увеличение ДНС даст обратный эффект.

3.	Вязкость. При углах более 45 градусов толщина слоя шлама значительно
уменьшается при уменьшении вязкости. При углах больше 65 градусов наилучшее
качество очистки обеспечит вода при турбулентном режиме течения. При
использовании высоковязких растворов (например, ВУС) вращение бурильной
колонны необходимо, т. к. оно эффективно разрушает слои шлама.

4-	Седиментационная устойчивость раствора. Характеризует способность бурового
раствора сохранять неизменным во времени распределение частиц по его объему.
Величина безразмерная. Раствор считается седиментационно устойчивым, если
этот показатель не превышает значения о.об.

Др

5у = ——— < 0.06
Ррп створа

Формула 51: седиментационная устойчивость раствора

где .

Др	- разность плотностей раствора после его отстоя в течение 24 часов в верхней и
нижней частях цилиндра;

Рриспюра - плотность тестируемого раствора.

>

Производительность насоса. Пороговая скорость потока.

При использовании растворов с низкой плотностью для качественной очистки ствола
скважины потребуется большая производительность насоса.

Для каждого типа раствора существует своя пороговая скорость потока. Пороговая
скорость - это скорость потока, которой достаточно для прекращения образования
шламовых слоев. Обеспечить такую скорость часто невозможно из-за ограничений по
давлению, производительности насоса или объему скважины.

У _ Фмасоса
" порог —
эсвч

.	Формула 52: пороговая скорость потока

где

Упорог - пороговая скорость потока, м/с;

Рипсоса - производительность насоса, м»/с;

8ссч - площадь поперечного сечения кольцевого пространства ствола скважины, ма.

При отсутствии вращения бурильной колонны установится равновесная толщина шлама.
Слой шлама формируется при недостаточном вращении или отсутствии вращения
бурильной колонны, поэтому формирование шламовых слоев приводит к росту
крутящего момента.

< )ч« нь важно, чтобы при проработках ствола скважины с вращением бурильной колонны,
производительность насоса была такой же, как и при бурении, а то и больше. Для
•<|н|н к тиной очистки ствола скважины диаметром 215.9 мм частота вращения бурильной
колонны диаметром 127 мм должна быть не менее 120+ об/мин.
Определение качества очистки ствола на практике.

Формирование слоев шлама приводит к тому, что объем раствора в приемных емкостях с
глубиной уменьшается медленнее, чем расчетный объем выбуренного шлама (объемы не
соответствуют). При начале вращения бурильной колонны слои шлама начнут
уменьшаться, и уровень раствора в емкостях заметно снизится. Эту несложную операцию
можно вполне выполнить на буровой.

Скорость проходки.

Скорость проходки влияет на размер и количество шлама в растворе, но не влияет на
толщину слоя шлама, т. к. при достижении пороговой скорости прекращается
формирование слоев, и весь шлам сверх сформированного будет выноситься на
поверхность. При прекращении бурения вертикальный участок скважины будет очищен
от шлама, а на участках с большими углами толщина слоя не уменьшится. В данном
случае отсутствие шлама на виброситах не говорит о том, что ствол чистый. Перед
проведением спускопод'1»емных операций обязательно необходимо промыть скважину с
интенсивным вращением бурильной колонны и прокачать низковязкие пачки раствора с
чередованием высоковязких пачек. Однако такого вращения бурильной колонны не
всегда можно добиться, т. к. имеются ограничения по частоте вращения забойного
двигателя из-за установленного на нем утла перекоса. В таком случае рекомендуется
включать в компоновку низа бурильной колонны специальные переводники с
открывающимися боковыми порталами, например РВЬ-ВСВ, которые позволяют
повысить производительность насоса без резкого повышения давления, что позволит
увеличить пороговую скорость потока и гем самым уменьшить толщину шламового слоя.

Вращение бурильной колонны.

Вращение бурильной колонны очень эффективно, особенно при больших зенитных углах,
т. к. при этом происходит разрушение шламовых слоев. Необходимо также понимать, что
при бурении в режиме слайдирования в верхних интервалах бурильная колонна
находится в растянутом состоянии и прижата к верхней стенке скважины. Шлам
скапливается на нижней стенке, где скорость потока достаточно высока, чтобы вынести
его на поверхность. Поэтому верхние интервалы (вертикальные и участки набора утла)
будут, как правило, очищаться намного лучше, чем нижние горизонтальные участки.
Необходимо также учитывать, что при вращении бурильной колонны, когда разрушается
слой шлама, резко возрастает забойное давление за счет повышения эквивалентной
циркуляционной плотности (ЭЦП). Такое повышение может достигать двукратного,
поэтому очень внимательно нужно относиться к наличию в стволе, и особенно на забое,
пластов с низким значением давлений начала приемистости и давлений поглощения.
Такое повышение давления особенно опасно, когда диаметр бурильной колонны близок к
диаметру скважины, как, например, при ЗБС.
4.3.	Признаки некачественной очистки ствола скважины,
которые могут привести к возникновению прихвата

I.	Неполный вынос шлама на поверхность (сравнение количества выбуренного
объема породы с объемом снижения раствора в емкостях).

2.	Цикличный вынос шлама на ситах.

3.	Возрастает пластическая вязкость, плотность выходящего из скважины
раствора, содержание в растворе песка, повышается МВТ.

4.	Появление затяжек при наращивании на 3-4 тонны выше расчетного
значения.

5.	Увеличение давления при пуске насосов после наращивания.

6.	Увеличение давления по линейной зависимости, поскольку в кольцевое
пространство поступает больше шлама, чем из него выходит. Важно не спутать
тенденцию нормального увеличения давления с глубиной, с тенденцией
увеличения давления ио причине роста концентрации шлама.

7.	Неравномерная подача и скачки давления на насосах по причине
соскальзывания шламовых слоев и уменьшения кольцевого пространства.

8.	Хаотичный рост крутящего момента. Рост момента и его амплитуды (при
неизменной нагрузке на долото) является верным признаком образования
шламовых слоев.

Несколько практических рекомендаций:

•	Для вертикальных скважин скорость потока в кольцевом пространстве должна в 2
раза превышать скорость оседания шлама.

•	При диаметре скважины 394 мм производительность насоса должна быть не менее
55 л/с. При диаметре скважины 215.9 мм - не менее 32 л/с.

•	При проработке ствола производительность насоса должна быть такой же, как и
при бурении скважины. Слон шлама обязательно будут соскальзывать вниз по
стенке скважины при остановке насосов при углах от 30 до 65 градусов, поэтому
прорабатывать ствол при пониженной производительности насоса нельзя.

•	Спуск последних 50-70 метров КНБК должен происходить с циркуляцией и
вращением бурильной колонны. Производительность насоса должна быть полной,
как и при бурении в данном интервале.

•	Прекращать бурение, если условия требуют этого. Не лезть на рожон! Добавление
шлама в кольцевое пространство только усугубит ситуацию.

•	Планировать специальные рейсы для очистки и проработки ствола скважины или
включать в КНБК специальные промывочные переводники, типа РВЕ-811В.

•	Перед СПО промывать скважину с вращением бурильной колонны и ее
постоянным расхаживанием до появления чистого раствора на ситах, но в объеме
не менее чем объем скважины (без инструмента) +5 %.

•	При наращивании промывать скважину в течение времени из расчета подъема
шлама на 50-100 метров выше «головы» КНБК по вертикали с постоянным
расхаживанием и вращением БК.

•	Контролировать свойства раствора (ДНС, РУ и седиментационную устойчивость).
Поддерживать высокое соотношение ДНС/РУ.

•	В наклонных и горизонтальных скважинах закачивать чередующиеся порции
маловязкой пачки и высоковязкой. Не следует увлекаться прокачками только ВУС,
г. к. такая операция может повлечь за собой образование пробки в интервалах с
зенитными углами 30-65 градусов.

•	Выполнять наращивание быстро.

•	Следить за динамикой изменения параметров режима бурения. Бурильщик обязал
регистрировать следующие значения при наращивании:

Л)	нагрузку на крюке над забоем при вращении бурильной колонны
(<• промывкой и без нее);

Ь)	нагрузку на крюке при наращивании (при подъеме и спуске без промывки);
г) крутящий момент над забоем (с промывкой и без нее);
8) крутящий момент на забое (обязательно с промывкой);

с)	давление па стояке при проведении всех этих операций.

•	Инженер по растворам должен подготовить таблицу и график сравнения объема
скважины с объемом раствора в емкостях, которая поможет оценить качество
очистки ствола. Отслеживать такой график поможет инженер станции ГТИ.
Супервайзер обязан контролировать этот процесс.

•	Прорабатывать ствол скважины при подъеме в интервалах паборов/падений
зенитного угла. Большеразмерная КНБК и долото в этих интервалах будут просто
вспахивать породу и шлам при проведении СПО.

•	Бурильщик обязан регистрировать каждое сужение ствола при СПО или
наращивании (каждый проблемный интервал).

4.4.	Визитная карточка прихвата по причине плохой
очистки ствола скважины

1.	Затяжки в з~4 тонны при снятии колонны с клиньев после наращивания.
Сопротивление продольному перемещению колонны при бурении.

2.	Увеличение давления насоса при восстановлении циркуляции нигде наращивания.

3.	Изменение давления по синусоидальной зависимости в процессе бурения по
причине соскальзывания шламовых слоев вниз к КНБК.

4.	Увеличение амплитуды давления в процессе бурения, броски давления.

5.	Рост крутящего момента на роторе при его запуске после наращивания.
Увеличение амплитуды момента в процессе бурения, его хаотичные изменения.

6.	Скопление шлама на забое не позволяет создать необходимую осевую нагрузку на
долото, поскольку давление под долотом (под шламовой пробкой) стремится
приподнято КНБК над забоем.
4. ПРИХВАТЫ

Г лубина долота
давление на входё*

За: ямки при
снятии
бурильной
колонны с
клиньев.

Увеличение
крутящего
момента
(«подклинки»)
на роторе после
наращивания.

О нягруэся НЛ ДОЛОПХо

С1

41

100:401

• 3810

[3811

01:00

з»|Д

з»н

02:00

02:20

01:40

Глубина забоя
момент на роторе'

3814

3815

3815

381*

38117

3817

3818

102:40

1.381>

3818

103:00

Изменение давления по
синусоидальной зависимости
в процессе бурения, при
этом нагрузка на долото
ост^еюя постоянной.

п

мех.скорость,,
—X___1а_Ц__1а__

__и*_иг__ш__е__
вес на крюке1'0

__12__1Л—с__а_
обороты ротора

М,сумма С1...С6 ’

Хав----Ыв--

Н2

•положение крюка4

1...

3809

:3810

=3811

:зви





:М12

:Э813

•3814

3815

:3815

^81в

3817

3?1?


4.5.	Ликвидация прихвата, обусловленного
плохой очисткой ствола скважины

При возникновении такого рода прихватов циркуляция в скважине, как правило,
отсутствует или сильно затруднена, т. к. соскользнувший по стенке скважины шлам
закупоривает кольцевое пространство. Для ликвидации прихвата необходимо выполнить
следующее:

1.	Полностью разгрузить бурильную колонну до веса верхнего привода (веса
квадрата и вертлюга).

2.	Стравить давление в бурильной колонне и создать подпорное давление не
более 15-20 ат.

3.	Попытаться восстановить циркуляцию с приложением крутящего момента.
Нельзя расхаживать бурильную колонну или прилагать одновременно
растягивающие усилия на трубу и высокий момент. Можно уплотнить
шламовую пробу над КН БК и слома ть и нструмен г.

4.	Если в бурильную колонну включен яс, выполнить удары ясом вниз, если
позволяет ситуация.

При освобождении бурильной колонны и восстановлении циркуляции нужно промыть
скважину и закачан» порции маловязкой и высоковязкой жидкости с постоянным
вращением и расхаживанием бурильной колонны. Если вскоре после проведения этих
манипуляций прогресса не наблюдается (циркуляция полная, колонна ходит нормально,
но выноса шлама не происходит), нужно прокачать порцию маловязкой жидкости,
обработанной ПАВ и смазывающей добавкой. Нужно понимать, что, если шлам не
вымыть из скважины, повторный прихват гарантирован!

Если вышеперечисленные действия не привели к положительному результату,,можно
применить следующие дополнительные приемы, которые иногда бывают успешными:

а)	Натянуть колонну на максимально допустимую нагрузку и создать максимально
возможное подпорное давление в скважине, тем самым сложить 2 силы
(механическую н гидравлическую), чтобы протащить КНБК через пробку'.
Начинать с этого нельзя, поскольку пробка уплотнится и прихват усилится. На это
можно пойти только в том случае, если все возможные варианты уже были
опробованы. Однако данная операция очень рискованная, требует особой,
тщательной подготовки и должна проводиться только опытным персоналом и
только по отдельному плану работ, поскольку инструмент может резко
высвободиться, произойдет резкий скачок талевой системы и возможен перехлест
талевого каната на кронблоке. Все это может привести к травмированию
персонала на роторной площадке.

Ь)	Отворот или отстрел неприхваченной части колонны и перебур ствола.

Никакие жидкостные ванны при закачке их в трубы или в кольцевое пространство, как
правило, не помогают, а наоборот, могут только усугубить ситуацию.

4.6.	Обратная проработка ствола скважины

Обратная проработка - это процесс при работающем насосе и вращении бурильной
колонны с одновременным подъемом инструмента из скважины. Это не то же самое, что
подъем компоновки с промывкой, когда инструмент извлекается из скважины без
вращения. По существу, обратную проработку можно рассматривать как обратное
бурение, когда трудно извлечь инструмент из скважины без циркуляции и вращения.
Впжно не путать: обратная проработка - это не проработка пробуренного интервала
(«одиночка» или «свеча») после бурения перед наращиванием с расхаживанием
инструмента вверх-вниз и его вращением. Проработка пробуренного интервала перед
наращиванием (в том числе методом снизу-вверх) - это обычная технологическая
операция, в отличие от обратной проработки, когда инструмент вывинчивают из
скважины при подъеме па протяжении большого интервала.

При обратной проработке существует ряд критических ограничений:

I.	Она должна быть медленной и терпеливой операцией.

2.	Большинство компонентов КНБК разработаны для эксплуатации в сжатом
состоянии при нагрузке на долото, а обратная проработка вызывает
дополнительные нагрузки и увеличивает риски слома или отказа КНБК.

3.	Обратная проработка рекомендуется как крайняя мера, когда невозможно поднять
КНБК из скважины, кроме как вывинчивая ^компоновку с вращением и
промывкой.

4.	Обратная проработка может причинить/усугубить проблемы, которых можно
было бы избежать в обычной ситуации.

5.	Неправильная обратная проработка может усложнить операции,
вызвать/ухудшить нестабильность ствола скважины, привести к росту ЭЦП при
завышенных скоростях обратной проработки, а также может привести к
запаковыванию ствола по причине интенсивного шламообразования. Избыточная
скорость обратной проработки загружает шламом кольцевое пространство до
неуправляемости и запаковывание может произойти по всей длине ствола
скважины.

6.	При обратной проработке существует высокая вероятность образования
дополнительного шлама, что также может привести к запаковыванию ствола
скважины. В конечном счете это приведет к педохождению обсадной колонны.

Правило: скорость обратной проработки должна быть меньше скорости подъема шлама в
кольцевом пространстве.

•	Долота и стабилизаторы не предназначены для обратного бурения, поэтому, если
существует риск обратной проработки, стабилизаторы в КНБК должны иметь
верхний срез на конус снизу-вверх во избежание проблем при обратной
проработке ствола скважины.

•	При обратной проработке возникает комбинация напряжений натяжения и
кручения, что может привести к поломке инструмента.

•	Повышается риск механического повреждения ствола скважины и риск промыва
труб и соединений из-за усталостных разрушений.

•	При переходе из участка с кавернами к номинальному' диаметру увеличивается
риск прихвата.

I |есколько рекомендаций:

। Производительность насоса и обороты бурильной колонны должны быть такими
же, как при бурении интервала или даже больше по возможности.

•	Снижать обороты бурильной колонны, если угол перекоса мотора ограничивает
обороты бурильной колонны в интервалах набора/падения зенитного угла.

I При возникновении вибраций не превышать частоту вращения бурильной
колонны рпвиой 4<) оборотам.
4. Скорость подъема не должна превышать скорости транспортировки шлама или не
должна быть больше, чем ю умножить на скорость проходки в данном интервале.

Аксиома: оптимальная скорость обратной проработки 4 свечи/час. Никогда: >6
свсчей/час! Если это правило превышает правило «ю умножить на скорость
проходки в данном интервале», необходимо снизить скорость проработки.

Не путайте понятия «обратная проработка» с технологической операцией «проработка
методом снизу-вверх» перед наращиванием.

4.7.	Скорость проскальзывания частиц шлама в растворе

4.7.1.	Скорость проскальзывания частиц шлама для ньютоновских
жидкостей

Данные вычисления позволяют определить скорость проскальзывания частиц шлама в
растворе и его эффективную скорость подъема на устье.

1.	Определяется скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с:

_________Онас_________

0.0007854* (А2О-^, )'

Формула 53: скорость течения жидкости в КП

где

3.1416

4

0.7854 = у

4

рнас - подача насоса, л/с;

У1Я1 - скорость жидкости в кольцевом пространстве, м/с;

Пскп - диаметр скважины, мм; Оско> = с/долотл * ТКК

(1Гл. - диаметр бурильных труб, мм;

КК - коэффициент кавернозности, безразмерный.

2.	Определяется скорость проскальзывания частиц шлама, м/с:

_	6.96» РУ	0.000156	(ршят Л

^шлам - -	1 , „у .2 *	* I	1 I + 1	1

Рр _ ра * “ шлам / Ру \	\Рр-ра /

\Рр-ра * ®шлам/

Формула 54: скорость проскальзывания частиц шлама

где

рр - плотность раствора, кг/мз;

Рш.чам ~ плотность шлама, кг/м3;

РУ - пластическая вязкость, сПз;
^шлам “ Диаметр шлама, мм.
3.	Определяется эффективную скорость подъема шлама в кольцевом пространстве,
м/с:

у , .	= у — р	’

г эффект г кп г шлам •

Формула 55: эффективная скорость подъема шлама

4	Определяется время промывки скважины с учетом скорости подъема шлама в
кольцевом пространстве, мин:

__	^ГКН

ПР°" “ (Эффект »60) '

Формула 56: время промывки скважины
где

1СКП “ глубина скважины но стволу, м.

Пример:

Определить время промывки скважины с учетом скорости подъема шлама, если забой
скважины 3200 м, диаметр долота 311 мм, диаметр бурильной колонны 127 мм,
коэффициент кавернозности 1.12. В скважине циркулирует вода (ньютоновская жидкость)
плотностью юоо кг/м^, пластической вязкостью РУ = I сП, производительность насоса с
учетом коэффициента наполнения 32 л/с, диаметр шлама 6.35 мм, платность шлама 2636
кг/мз.

1.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с:

32
у =_______________________________________— о 4419

к" 0.0007854 ♦ ((>/1712 » 311)2 — 1272)

2. Определяем скорость проскальзывания шлама, м/с:

6.96* 1
Ршлам =-----------

1000 * 6 35

0.000156

= 0.2791.

3.	Определяем эффективную скорость подъема шлама, м/с:

^эффект = 0- 4419 - 0.2791 = 0.1628 .

4 Определяем время промывки скважины с учетом скорости оседания шлама, мин:

3200
т"|,<,и “ (0.1628 * 60)

= 327.6 мин или ~ 5.5 час.
4.8.	Скорость проскальзывания частиц шлама в растворе
(для жидкостей, подчиняющихся степенному
закону и закону Гершеля - Балкли)

1.	Определяется скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с:

]/ —

* КП

У нас

0.0007854 » (Я, к„2 - аг„2)

Формула 57: скорость течения жидкости в КП

2.	Определяется индекс реологии п и индекс консистенции к по формулам для
жидкостей, подчиняющихся степенному закону:

_ 0.511 » 01()О

170.2"

[Па ♦ с"”]

Формула 58: индекс консис секции (степенной закон)

п — 0.657 * Ед

/01О(ЛГг	,, .

[безразмерный)

'з

Формула 59: индане реологии (с теплиной закон)

Или определяем индекс реологии п и индекс консистенции к по формулам для
жидкостей, подчиняющихся закону Гершеля - Балкли:

0. 511 *	~ Тп

К =-------511"--2 [Па * С 1

Формула 60: индекс консистенции (I ершоль Балкли)

* 1' 9606\

п = 2 096 *и00-г0о;9бдб) 1безРазме₽......

Формула 61: индекс реологии (I ершень Балкли)

где

01ОО - показания ротационного вискозиметра при юо об/мин, "отклонечшх;

- показания ротационного вискозиметра при з об/мин, "отклонения;

0зоо - показания ротационного вискозиметра при 300 об/мин, "отклонении;
т0 - динамическое напряжение сдвига, Па.

2 « (?3 - (?6

Т° 1.9606

3.	Определяется эффективная вязкость, сП:

^11997 * Ик„ 2п + 1\"	^4 * 10~2 * К * (Ргк„ — <СЛт)^

^скв 4,-,т	Зп /	\	Ук1,	/

Формула 62: эффективная вязкость
4	Определяется скорость проскальзывания частиц шлама, м/с:

_ 0. 0072 * (ршлам “ Рр-ра) * ^шлам
ШЛаМ"	(Рр-ра*Р)0333

Формула 63: скорость проскальзывания частиц шлама
где

Ршлвм “ плотность шлама, кг/м3;

Рр-рн “ плотность бурового раствора, кг/м3;

- диаметр частиц шлама, мм;

// - эффективная вязкость, сП.

5.	Определяется эффективная скорость подъема шлама в кольцевом пространсгве,
м/с:

V . .	= V — У

г эффект г кп г шлам

Формула 64: эффективная скорость подъема шлама

6.	Определяется время промывки скважины с учетом скорости подъема шлама в
кольцевом пространстве, мин:

_______ ^*скн
,,,ЮМ" •'эффект «60

Формула 65: время промывки скважины

Пример:

Определить время промывки скважины с учетом скорости проскальзывания частиц
шлама в растворе, если забой скважины 3200 м, диаметр долота 311 мм, диаметр
бурильной колонны 127 мм, коэффициент кавернозности 1.12, плотность раствора 1318
кг/м3, РУ = 13 сП, производительность насоса с учетом коэффициенте наполнения 32 л/с,
диаметр шлама 6.35 мм, плотность шлама 2636 кг/м3. Показания ротационного
вискозиметра р1ОО и соответственно равны 24 и 8. Жидкость подчиняется степенному
закону.

1.	Определяем скорость течения в кольцевом пространс тве, м/с:

кп 0.0007854 ♦((71712* ЗИ)2 - 1272)

2	Определяем индекс реологии п и индекс консистенции к по формулам для
жидкостей, подчиняющихся степенному закону:

/24\

п = 0. 657 * Ед 1 = 0.3135 [безразмерный!

0 511 * 24

К = 170.2«зп5 = 2 4503
3.	Определяем эффективную вязкость, сП:

•	/ 11997 * 0,4419	2 - 0.3135 + 1\азп5 /4 • 10 2 * 2. 4503 * (311 *	12 - 12?)\

и = (-----—=------♦-------------)	♦	------------------------------~ = 148.4

\311 ♦ /Г12- 127	3 * 0.3135 /	\	0.4419	/

4 Определяем скорость проскальзывания частиц шлама, м/с:

0. 0072 ♦ (2636 - 1318)0667 * 6.35

I/ =_______________________________________ 0 ()953

к шлам	(1318* 148.4)° 333

5.	Определяем эффективную скорость подъема шлама в кольцевом пространстве,
м/с:

I/ эфф(>кт = 0.4419 - 0.0953 = 0.3466 .

6.	Определяем время промывки скважины с учетом скорости подъема шлама в
кольцевом пространстве:

3200

" 0.3466*60 = 153 ’ МИ" * 2-6',аСа-

4.9.	Транспортное соотношение бурового раствора

Транспортное соотношение раствора помогает определить качество очистки скважины.

Считается, если это соотношение < 75 %, то скважина очищается неэффективно.

у - V

Т _ г кп г осед

~ V
* кп

* 100%,

Формула 66: транспортное соотношение БР
где

Т - транспортное соотношение, %;

Укп - скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, м/с;

Уосед - скорость оседания шлама в кольцевом пространстве при отсутствии циркуляции,
м/с.

Скорость оседания шлама при отсутствии циркуляции можно определить по формуле
Риттингера с учетом поправки на стесненность движения в кольцевом пространстве в
соответствии с рекомендациями Р. Ф. Уханова и Л. В. Голованчикона:

V =

* осед

1.1 — 0.963* —
Я,

^пылма

*скв ^паружбт,

4	Ршлама Рр-ра

« * Милана *-------------* 9 I

Рр-ра	/

Формула 67: скорость оседания шлама

Где:

с1шлмма - диаметр частиц шлама, м;

1Хкп - диаметр скважины, м;
диаруж&г - наружный диаметр БТ, м;
ршлима - плотност ь шлама, кг/м3;

рр.рВ - плотность раствора, кг/м3.
Пример:

Посчитайте транспортное соотношение раствора, если плотность шлама 2600 кг/мз,
плотность раствора 1200 кг/мз, диаметр шлама 6 мм, подача насоса 36 л/с, диаметр
скважины 220.7 мм, коэффициент кавернозности 1.12, бурильные трубы ТБПК 127 х 91.9
мм.

I.	Определяем скорость потока раствора в кольцевом пространстве, м/с:

0.0007854 * (Оски2 - </бт2)	0 0007854 * ((уТТ2 * 220.7)2 - 1272)

2.	Определяем скорость оседания шлама в кольцевом пространстве при отсутствии
циркуляции, м/с:

0.006	\ /4	2600-1200

---------.--------- ♦ - * 0.006 ♦	——-----♦ 9.81 = 0 3164
(0.2207 * \/Т712 — 0.127)/ \3-------------1200-)

3-	Определяем транспортное соотношение бурового раствора.

I/ — у

Т= --	1Кед*100% =

* кп

1.193 — 0.3164

1193

* 100% = 73.5%.

Из практики: если транспортное соотношение ^75 %, то скважина очищается от шлама
достаточно эффективно. Если это соотношение <6о% скважина очищается очень плохо.
Работы по углублению должны быть остановлены и приняты меры для повышения
эффективности очистки ствола скважины. Если соотношение находится в
промежуточных значениях, то необходимо выполнить ряд мероприятий, направленных
на улучшение качества очистки ствола скважины, такие, например, как прокачка
тандемных пачек, увеличение производительности насоса, увеличение частоты вращения
бурильной колонны и т. п. В данном примере полученное соотношение меньше.75 %, это
означает, что скважина очищается от шлама неэффективно, необходимо предпринять
дополнительные меры по очистке ствола от шлама.

4.10.	Условия успешного выноса породы из скважины

I.	Скорость потока раствора в кольцевом пространстве должна быть больше 0.5-0.8
м/с.

2.	Скорость потока раствора в кольцевом пространстве должна быть на 20-30 %
выше скорости оседания шлама.

3.	Соотношение производительности насоса к площади забоя должно быть в
пределах не менее

Соотношение производительности насоса к диаметру скважины должно быть в
пределах не менее

<?нж22 = 07_1!.|^Я_|

Цжмжмны	*см
Примечание: обратите внимание, что диаметр и площадь в п. я и п. 4 измеряются в.
сантиметрах и сантиметрах2, а производительность насоса в л/с.

4.11.	Прихваты по причине заклинки на участке
со сложной геометрией ствола

4.11.1.	Желобообразоеание

Факторы, способствующие возникновению прихвата в желобе:

1.	Резкое искривление ствола скважины (РР8 > 2 градусов / к> метров). Резкое
искривление в верхней части ствола больше подвержено риску образования
желоба, чем нижняя часть, сложенная более твердыми породами. При бурении
горизонтального ствола желоб наработан не будет, т. к. большие поперечные
нагрузки, обусловленные натяжением бурильной колонны, отсутствуют!

2.	Поперечные нагрузки, прижимающие бурильную колонну к стенке скважины-
Чем сильнее бурильная колонна вдавливается в стенку скважины, тем больше риск
наработки желоба. Верхняя част», бурильной колонны всегда находится н
растянутом состоянии. Поперечные нагрузки, обусловленные натяжением
бурильной колонны, присутствуют всегда. Наибольшие нагрузки возникают в
верхней части ствола. Чем тяжелее КНБК, тем больше поперечная нагрузка.
Однако при малой жесткости КНБК долото будет образовывать не
цилиндрическую форму7 ствола, а винтовую, и при спуске более жесткой
компоновки или обсадной колонны произойдет заклинка. Необходимо всегда
рассчитывать и знать боковые нагрузки. При боковых нагрузках > 1 тонны / 10 м
всегда будет протираться ранее спущенная обсадная колонна. Особенно это важно
при зарезке боковых стволов. При боковых нагрузках а 2 тонн / ю м с большой
долей вероятности будет нарабатываться желоб.

3-	Вращение бурильной колонны. Вращение бурильной колонны при наличии
достаточных поперечных нагрузок (более 2 т / ю м) ускоряет процесс
жел обообразо ва н и я.

4.	Продолжительность вращения. При долгом вращении бурильной колонны и
больших поперечных нагрузках (более 2 тонн / ю м) в верхних мягких интервалах
ствола скважины прорезание желоба происходит в течение 8-12 часов.

Примечание: чтобы образовался желоб, должны выполняться все четыре условия. Если
хоть одно из них не будет выполняться, желоб никогда не будет наработан.

4.12.	Визитная карточка прихвата в желобе

Признаки возможного возникновения желоба:

1.	При подъеме инструмента через каждые 9 или 12 метров (длина «одиночки»)
наблюдаются небольшие затяжки в момент прохождения замка в желобе.

2.	Нагрузка на крюке на одном и гом же участке ствола последовательно
увеличивается при каждом СПО из-за углубления (наработки) желоба вместо того,
чтобы оставаться неизменной или даже снижаться по причине разработки
диаметра ствола.

3.	Наличие затяжек во время подъема компоновки при ее прохождении через одни и
тот же интервал.

4.	1 (иркуляция в случае заклинки КНБК в желобе постоянная и полная.
Ссщутствующий фактор: вскрытие перемежающихся твердых и мягких пластов могут
мниться косвенными причинами наработки желоба. Необходимо тщательно изучить
геологический разрез скважины и определить эти интервалы. Обычно, желоб
нарабатывается в верхней части ствола скважины, и при подходе к нему УБТ его может
заклинить. Ниже желоба будет недостаточно тяжелых элементов, чтобы освободить
колонну разгрузкой вниз, поэтому шансов освободиться от прихвата в желобе ничтожно
мало.

вес на крюке, тс

высота крюка, м

о крутящий момент на роторе. И т ю
вес на крюке, тс 1?0

го давление на входе, атм но

о диффенц давление на забое. а>м ню

ю* высота крюка, м

крутящий момент на роторе. М.т
'	д	10

нагрузка на долото, тс

I	100

о потери давления н затрубьо. атм ю
0 обороты ротора СВП, об/мин ,ю
эо___расход на входе, л/с <о

зо расход на выходе, л/с «о

После заклинки
КНБК в желобе
циркуляция
остается полной.

Ее свободно
можно изменять в
большую или
меньшую
сторону.

4.13.	Предупреждение заклинки КНБК в желобе

1.	Если есть основания подозревать резкое искривление ствола скважины,
необходимо проработать этот интервал.

2.	Продолжительность вращения КНБК над забоем (без нагрузки) должна быть
сведена к минимуму, поскольку бурильная колонна будет находиться в растянутом
состоянии и поперечные нагрузки возрастут. Однако необходимо всегда помнить,
что отсутствие вращения колонны ухудшает очистку скважины от шлама!
Необходимо найти золотую середину между хорошей очисткой ствола и риском
наработки желоба. Если этого требует ситуация, рекомендуется провести
очищающий рейс, например, спустить «открытый конец» и очистить скважину от
шлама с большой производительностью насоса и вращением бурильной колонны.

3.	При подъеме КНБК через возможный участок желобообразования необходимо
ограничить скорость подъема 2-3 свечей до 0.15-0.2 м/с (одна труба длиной
12 метров за 1-1.5 минуты), пока КНБК не пройдет опасный участок. При этом
необходимо медленно вращать бурильную колонну с частотой вращении
3-5 об/мин, чтобы облегчить выход из желоба УБТ.

4	По возможности устанавливать в месте перехода «УБТ/бурилышн колонии
четырехлопастной спиральный центратор. При этом рабочая длина доилшеЙ
центратора должна быть не менее трех диаметров скважины.
4.13.1. Заклинка КНБК в местах мелких искривлений

Мелкие искривления искривления ствола скважины, возникающие в процессе ее
бурения, обусловленные отклонениями долота и КНБК в сторону от оси при чередовании
мягких и твердых пород в скважине. При этом ствол формируется в виде волнообразного
профиля и его эффективный диаметр уменьшается таким образом, что при спуске более
жесткой КНБК или обсадной колонны (хвостовика) может произойти их заклинка.
Мелкие искривления уменьшают эффективный диаметр скважины и приводят к
заклинкам.

^эффект ~ 2 * (^Д°л ^УБт) •

Формула 68: эффективный диаметр скважины
где

Виффсм - эффективный диаметр
скважишя, мм;

Влил - диаметр долота, мм;

Пуст - диаметр УБТ, мм.

Обсадная колонна — самый жесткий

элемент, и
искривлений
заклиниться,
прорабатывать
искривлений,

в интервалах
ствола она
Необходимо
участки
особенно при

мелких
может
всегда
мелких
зарезке

боковых стволов (ЗБС).

Если Пэффек! < 1) обсадной кпжяшы, произойдет заклинка колонны при ее спуске в
скважину. Аналогично и с более жесткой компоновкой.

Любая компоновка является более гибкой в сжатом состоянии (при спуске), чем в
растянутом (при подъеме). Поэтому жесткая КНБК может пройти в ствол скважины при
проработке, но заклиниться в нем при подъеме, когда бурильная колонна находится в

растянутом состоянии. В этом положении ее жесткость возрастает, и она может
расклиниться в интервале мелких искривлений. Обсадные колонны в этом интервале, как
правило, заклиниваются при спуске. При проектировании профиля скважины
необходимо учитывать, что с точки зрения ограничения интенсивности искривления
ствола скважины несколько последующих друг за другом изменений угла/азимута через
некоторый интервал стабилизации предпочтительнее однократного изменения
угла/азимута.

Количество и величина мелких искривлений зависит от правильно подобранного
диаметра УБТ. Диаметр нижней секции УБТ должен быть равным 0.8-0.85 диаметра
долота, ио при этом не должен превышать диаметра забойного двигателя.

Пример расчета эффективного диаметра ствола скважины

1,.нч ‘1игит1. эффективный диаметр ствола скважины, если диаметр долота 220.7 мм, в
гомпоиовку включены УБТ диаметром 165.1 мм. В скважину планируется спускать
• •ом!шую колонну диаметром 177.8 мм с диаметром муфты 194-5 мм. Определить
ни )М1)>юю< и. бг.швприЙпоп) спуска колонны в скважину.
1.	Определяем эффективный диаметр ствола скважины, мм:

Эффект = | * (220.7 + 165.1 ) = 192.9 .

2.	Поскольку эффективный диаметр ствола скважины меньше диаметра муфты
обсадной колонны, то спустить в скважин}- колонну' без аварии (заклинки) не
удастся.

Факторы, способствующие возникновению прихвата в мелких искривлениях:

1.	Чередование мягких и твердых пород приводит к образованию мелких
искривлений, даже если траектория скважины остается прямолинейной. При
утл ах до 45° долото будет отклоняться «под себя», а при углах более 45° «от себя».
Отклонение компоновки происходит в результате биения долота, если оно не
стабилизировано должным образом. Обсадная колонна может заклиниться в этих
искривлениях.

2.	Использование недостаточно жестких или нестабилизированных компоновок при
больших осевых на!рузках на долото.

3.	Неправильно подобранный размер УБТ.

4.	Вибрации КНБК в процессе бурения (эффект \УЫг1) работают как ухудшающий
фактор.

Примечание: только при сложении я (факторов мелкие искривлении могут
сформироваться. Четвертый фактор - ухудшающий,

4.14.	Визитная карточка прихвата в мелких искривлениях

1.	Постоянное изменение механической скорости проходки при постоянной нагрузке
на долото указывает на чередование твердых и мягких пород.

2.	Появление затяжек при наращивании (3-4 тонны), т. к. при подъеме КНБК
растягивается и становится более жесткой.

3.	Рост крутящего момента, когда при подъеме компоновки с вращением с целью
проработки пробуренного интервала, она переходит в растянутое состояние
(становится более жесткой) и момент возрастает.

4.	Появление сильных эксцентричных вибраций компоновки (эффект ИПнг1).

ОБЩЕЕ ПРАВИЛО:

При спуске в скважину более жесткой КНБК посадки более 2-3 тонн не допускаются, т. к.
для извлечения заклиненного инструмента нужно будет приложить к нему сверх веса
инструмента на подъем дополнительные растягивающие нагрузки, в 5-10 раз
превышающие величину посадки!

4.15.	Действия при заклинке КНБК в желобе
или в мелких искривлениях

Ост ювное правило: расхаживать/сбивать колонну в противоположном направлеи и и, и
котором двигалась колонна до заклинки! Если в компоновке есть яс - работать им по
тому же правилу!

1.	Приложить крутящий момент: набрать пружину, зафиксировать ротор/нгрхнин
привод и произвести удары ясом в направлении, противоположном движению
колонны до заклинки! Работал» в таком режиме: набрать пружину пронзит и
удар ясом - отпустить пружину - не менее 1.5-2 часов, но перед этим необходимо
рассчитать допустимое значение крутящего момента. Прикладывать большой
крутящий момент можно только при работе вниз, когда бурильная колонна
находится в сжатом состоянии.	,

2,	Если не помогло и компоновку7 заклинило при подъеме, запустить насос,
предварительно удалив из него 2 нагнетательных клапана, и создать гидроудары
в бурильной колонне. Совмещать гидроудары с попытками сбить/выбить
компоновку из места заклинки.

3.	Если не помогло и компоновку7 заклинило при подъеме, необходимо встряхнуть
колонну стоячей волной, для чего необходимо выбрать собственный вес колонны
на момент заклинки (теоретически в месте заклинки компоновка не должна
испытывать растягивающих нагрузок), затем резко разгрузить колонну' до
половины веса на крюке и резко затормозить! Вибрация, обусловленная
внезапным торможением, распространится вниз по колонне и может освободить
ее от заклинки. Если буровая установка оснащена СВП, можно дополнительно
приложить крутящий момент (набрать пружину), зафиксировать его и выполнить
данную операцию.

4 В случае неудачи необходимо установить сначала кислотную ванну для
растворения породы, а затем нефтяную ванну, особенно если прихват обусловлен
желобообразован нем и желоб выработан в известковых пластах. Закачанная
кислота разрыхлит породу, а нефть нужна для уменьшения силы трения. Во время
стоянки под ванной под реакцией необходимо выполнять действия, указанные в
и. 1, п. з, и не оставлять колонну без движения.

5.	В случае неудачи можно произвести встряхивание бурильной колонны
шнуровыми торпедами под разгрузкой или натяжением, в зависимости от
направления движения колонны перед прихватом. Рекомендуется делать 3-4
встряхивания. Один рейс шнуровой торпеды редко приводи!' к положительному7
результату.

6.	Если рекомендованными мерами освободить колонну не удается и заклинка
произошла при движении вверх, можно отвернуть (отстрелить) компоновку,
оставив ее в желобе, и специальными компоновками, включающими УБТ,
попытаться сбить заклинившую КНБК вниз. Вес УБТ в сбивающей компоновке
должен быть равен или больше веса заклинившей компоновки в скважине с
учетом коэффициента плавучести. После чего спустить в интервал
. желобообразования расширитель или жесткую компоновку и в роторном режиме
срезать образовавшийся желоб, а затем заняться ловильными работами но
извлечению КНБК.

7.	Если бурильная колонна была заклинена при подъеме и ее удалось освободить
движением вниз, но невозможно протащить КНБК через интервал
желобообразования, необходимо заклинить компоновку в желобе, отвернуть
колонну л сбить КНБК на забой. Спустить в интервал желобообразования
расширитель или жесткую компоновку и в роторном режиме срезать
образовавшийся желоб, а затем заняться ловильными работами по извлечению
КНБК.

4.16.	Ликвидация прихватов обсадных колонн

Прпхппт при спуске колонны может произойти только по трем причинам:

। Дифференциальный прихват в высокопроницаемых пластах.

’ Во время спуска нагребли сальник или шлам по причине плохого качества
раствора пли плохой очистки ствола скважины перед спуском колонны.

I 11<* проходимость колонны по причине геометрии ствола (в искривленных участках
(тиола скважины или в участках мелких искривлений) или жесткость колонны

больше, чем жесткость компоновки, которой производилось бурение скважины
или подготовка ствола.

Как предотвратить:

1.	Уделять большое внимание качеству раствора и качеству промывки скважины.

2.	Для бурения и проработок подбирать КНБК по жесткости равной или большей,
чем жесткость колонны.

3.	Перед наращиванием прорабатывать участки мелких искривлений с циркуляцией
и вращением ротора методом снизу-вверх (при подъеме компоновка удлиняется и
становится жестче).

4.	Всегда перед спуском колонны в горизонтальный ствол или в скважины с
зенитными углами ^50° делать проверочный расчет на ее проходимость. В
расчетах применять коэффициент сопротивления, равный 0.45-0.6, чтобы учесть
статические силы зрения.

Примечание: если по расчету проходимость имела большой запас - значит, колонна
прихвачена сальником или произошел дифференциальный прихвапи

Как ликвидировать:

Прихваты при спуске колонн можно ликвидировать либо установкой жидкостной ванны
(в случае дифференциального прихвата), либо расхаживанием колонны вверх при
интенсивной промывке с одновременным вводом в раствор смазывающих добавок. При
расхаживании колонны разгружать колонну до собственного веса______и__ниже его

запрещается. Нагрузки при расхаживании колонны нужно рассчитать. Наличие и
интенсивность промывки — главный залог успешной ликвидации прихвата.
Восстанавливать циркуляцию нужно начинать с минимальной подачи насоса (2-3 л/с),
постепенно (с шагом в 5 л/с) ее увеличивая до значений, соответствующим по скорости
восходящего потока в кольцевом пространстве скорости потока, которая была при
бурении. Повышение скорости восходящего потока в кольцевом пространстве выше
данного значения приведет к повышению ЭЦП и возможной потере циркуляции. Если
восстановить циркуляцию не удается - прихват практически ликвидировать невозможно!
Встряхивание колонны шнуровыми торпедами практического результата не даст, и
имеется большая вероятность нарушения целостности колонны.

4.17.	Жесткость компоновок и обсадных колонн

Жесткость компоновки определяется диаметром УБТ. Жесткость компоновки отвечает за
проходимость колонны. Если жесткость компоновки меньше жесткости спускаемой
колонны, то колонну в скважину спустит!» без аварии не получится. И наоборот: если
жесткость компоновки выше жесткости колонны, то спуск колонны в скважину
произойдет успешно.

Н = Е*1

Формула 69: жесткость компоновки и обсадных колонн
где

11 - жесткость, Нм2;

Е - модуль Юнга, Па. Для стали Е = 210000 х ю6 Па, для алюминия (сплав Д16Т) Е =
72400 х 1о6 Па;

I - полярный момент инерции, м».
* “ 64 * (^4наруж ^4внутр)

Формула 70: полярный момент ицсрции
где

л  3.1416;

1	)пй|эуж 11 (кн>тР “ Диаметры трубы наружный и внутренний, м.

Пример:

Определить возможность безаварийного спуска колонны 114.3 х 5.7, если в КНБК были
включены УБТ 108 х 45.

1.	Рассчитаем жесткость компоновки:

Н (Н * м2) = Е * (Р4наруж - Й4внутр) = 210000 * Ю6 О»- 108* - 0.0454) « 1.36 ♦ 106 .

2.	Рассчитаем жесгкость колонны:

Н (Н * м2) = Е * ~ * Ф4наруж “ й4внутр) = 210000 * 106 ♦	♦ (0.1144 - 0.10264) « 0.599 * 106 .

3.	Колонну спустить можно, поскольку жесткость компоновки больше жесткосги
колонны.

4.18. Определение допустимых усилий при
расхаживании прихваченных труб

Допустимые усилия при расхаживании прихваченных бурильных или обсадных труб
определяются по формуле

а * 5
6до“ = 9810*4'

Формула 71: допустимые усилия при расхаживании прихваченных труб
где

о предел текучести бурцльных/обсадных труб, установленных сверху, Па. Для стали
марки «8» о = 931 * Ю6 Па; для стали марки «Ст» о = 724 * ю6 Па; для труб ЛБТНП (сплав
• 953 Т1) о = 480 * ю6 Па; для труб ЛБТПН (сплав Д16Т) о = 325 * ю6 Па;

8 площадь поперечного сечения трубы, м2;

1< коэффициент запаса прочности. Обычно при расчетах его принимают равным 1.2 -

1.3.

Пример:

(Определить допустимую нагрузку на бурильный инструмент при его расхаживании, если
пги Бурильная колонна состоит из труб ТБПК 127 х 9.19 марки «С-105». Коэффициент
интги прочности принять равным 1.2.
1.	Определим площадь поперечного сечения трубы:

5= 0. 7854 * (0.1272 - 0.108622) = О. 0034 м2 .

2.	Определим допустимую нагрузку:

724*106»0.0034

СД°П =----9810*1.2----’ 209 Г<Ж"

4.19.	Расчет количества оборотов ротора до начала
деформации труб (без учета коэффициента трения и замков)

При условии, что нам известен допустимый прикладываемый момент кручения, расчет
числа оборотов ротора (верхнего привода) производится но следующей формуле:

3.7846 * Мдоп ♦
м ~---1--------------’

(7? ) * ^варужбт

Формула 72: количество оборотов ротора до начала деформации труб

ГДС

М ( и - допустимый момент кручения, Им;

-	длина бурильных груб, м;

-	полярный модуль, мм3;

^•о _ 7Г /“нлружбт	“внутр61 \

16 у ^наруж бт /

Формула /1 полярный модуль
с! |кфуж&р- наружный диаметр бурильных труб, мм;

(1 Гл. - внутренний диаметр бурильных труб, мм.

Пример:

Рассчитайте максимальное количество оборотов СВП для прихваченной бурильной
колонны ТБПН 88.9 х 9-35 на глубине 3800 метров. Момент свинчивания замков
составляет 15600 Н-м.

Решение

1.	Определяем полярный модуль:

я

Я “ 16 *

88.91 -70.24

88.9

= 84316 мм3.

2.	Определяем число оборотов:

3.7846+ 15600*3800

И =--------------------= 29.9 оборотов ~ 29 оборотов.

84316*88.9	1	*

Примечание: округление всегда производить в меньшую сторону.
4.20.	Определение критической нагрузки на крюке
с учетом КПД талевой системы

Особое внимание при подготовке к аварийным работам по ликвидации прихвата
необходимо обращать на правильность определения растягивающей нагрузки на крюке
<7Г/Э по показаниям индикатора веса С1|ЛИ, установленного на неподвижной ветви
(«мертвом» конце) талевого каната. Усилие Скр воспринимается лебедочной (подвижной)
ветвью талевого каната и передается к неподвижной ветви через талевую систему буровой
установки, поэтому необходимо учитывать соответствующие потери тягового усилия в
талевой системе (подшипниках, профильных желобах роликов с учетом их технического
состояния, проскальзывания каната и т. п.). В целом эта поправка учитывается с
помощью ц-КПД талевой системы. При этом в процессе подъема инструмента
наибольшее усилие Скр от растяжения бурильной колонны воспринимает подвижная
ветвь каната, а неподвижная, на которой установлен датчик нагрузки, измеряющий
усилие Сиам, натягивается меньше на величину потерь в талевой системе. При бурении
или спуске бурильной колонны - наоборот, наибольшее натяжение воспринимает
неподвижная ветвь каната. Значения нагрузки на крюке С и измеренной нагрузки
по прибору связаны между собой соотношениями:

-при подъеме бурильной колонны:

~ ^изм
Скр - — ;

Формула 74: критическая нагрузка на крюк при подъеме
при бурении и спуске бурильной колонны:

^кр = ^ИЗМ * П •

Формула 75: критическая нагрузка на крюк при спуске

Для практических расчетов можно рекомендовать следующие значения КПД талевой
системы при оснастке 5 х 6:

д = о.88-о.до - для новой буровой установки (1-з года);

д = 0.82-0.85 - для буровой установки со сроком эксплуатации 3-5 лет;

д = о.8 - для буровой установки со сроком эксплуатации более 5 лет.
5.	УТСАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН

Жидкостные ванны, как правило, устанавливаются для ликвидации дифференциальных
прихватов, а также с целью обработки жидкими реагентами интервалов пластов.

Освобождение КНБК от дифференциал иного прихвата в горизонтальном участке ствола
скважины рекомендуется проводить в з этапа:

1.	При установке первой ванны рекомендуется снижение репрессии на пласт на
величину не более чем на 70 % от создаваемой репрессии за счет разности между
гидростатическим давлением столба промывочной жидкости и пластовым
давлением.

2.	При установке второй ванны рекомендуется снижение репрессии па пласт на
величину не более чем на 50 % от создаваем о 11 репрессии за счет разности между
гидростатическим давлением столба промывочной жидкости и пластовым
давлением.

3.	Третью ванну можно устанавливать из расчета отсутствия репрессии па пласт или
даже создания небольшой (3-5 ат) депрессии. При установке такой ванны буровое
оборудование, превенторы и буровая бригада должны быть готовы к ликвидации
возможною ГНВП и глушению скважины по «Методу бурильщика».

5.1.	Установка жидкостных ванн в вертикальных скважинах

При установке жидкостных ванн в вертикальных скважинах решаются следующие
задачи: установка ванны на равновесие в зону прихвата с целью воздействия на
глинистую корку' в зоне контакта КНБК со стенкой скважины с последующим подъемом
ванны к устью для снижения дифференциального давления, прижимающего КНБК к
стенке скважины. Если длина КНБК не превышает 50 метров, то ее длиной можно
пренебречь, и проводить все расчеты, как если вместо КНБК находятся бурильные трубы.

5.2.	Рекомендации для приготовления буферных жидкостей
при установке жидкостных ванн в вертикальных скважинах

При установке жидкостных ванн между раствором и жидкостью обязательно должна
быть закачана буферная жидкость (перед ванной и после ванны). Объем буферной
жидкости (по длине в кольцевом пространстве и в трубах) должен быть не менее 150
метров при работе с бурильной колонной диаметром 114 мм в диаметрах открытого или
обсаженною участка ствола скважины 190 мм и не менее юо метров при работе с
бурильным инструментом 5 101,6 мм в диаметрах открытого или обсаженного участка
ствола скважины 16о мм. Рецептура и параметр!»! буферной жидкости подбираются по
рекомендациям растворной компании.
Существуют з основных подхода к выбору буферной жидкости, если устанавливается
нефтяная ванна:

I.	Готовится порция нефти с применением специальных добавок, при помощи которых
нефть эмульгируется с водой, придавая ей вязкость. Затем буферную жидкость
утяжеляют до необходимой плотности и добавляют 3-5% ПЛВ для ускорения
разрушения фильтрационной корки. Плотность такой пачки выбирают как
среднеарифметическое между плотностью раствора и плотностью жидкости. Такую
буферную жидкость обычно рекомендуется применять при работе с растворами на
углеводородной основе.

2.	Буферную жидкость готовят на основе бурового раствора, с фильтрацией, не
превышающей фильтрацию раствора. Эту жидкость обрабатывают
структурообразователями с целью увеличения вязкости. Вязкость доводится до
состояния нетекучей (свыше юо с по Воронке Марша). Плотность такой пачки
выбирают как среднеарифметическое между плотностью раствора и плотностью
жидкости. Данная жидкость позволяет минимизировать миграцию нефти в скважине.
Такую буферную жидкость обычно рекомендуется применять при работе с растворами
на водяной основе.

3.	Перед использованием буферной жидкости необходимо обязательно проверить,
чтобы раствор с нею не коагулировал.

Примечание; при установке углеводородной ванны (нефтяная ванна или ванна из
дизтоплива) в скважинах, где применяется РУО, буферную жидкость можно не
закачивать при условии, если облегченная жидкость и РУЮ не будут коагулировать.

5.3.	Расчет установки жидкостных ванн в
вертикальных скважинах

Описанный ниже способ установки жидкостных ванн называют иногда классическим.
ВаПна, установленная данным способом, решает 2 задачи:

•	Установка ванны в интервал прихваченного инструмента разрыхляет корку в зоне
контакта бурильных труб со стенкой скважины и позволяет жидкости проникнуть
в эту’ зону, что приводит к освобождению инструмента.

•	Прокачка ванны по стволу и подъем ее выше места прихвата позволяет снизить
репрессию па пласт, что также позволит освободить инструмент. После подъема
ванны к устью скважин!.] необходимо закрыл. ПВО, чтобы предотвратить ее
самопроизвольный излив йа поверхность.

5.3.1. Алгоритм расчета

I. Рассчитывается величина репрессии па пласт. При установке первой ванны
рекомендуется снижение репрессии на пласт на величину не более чем на 70% от
создаваемой репрессии за счет разности между гидростатическим давлением
столба промывочной жидкости и пластовым давлением.
ДР(атм) — 0, 7 » (Ррскпр-ра ^пласт) — й. 7 * (0. 1 * Ур-ра * //пласт ^пласт) »

Формула 76: Расчет величины репрессии на пласт
где

△Р - разница между гидростатическим давлений столба промывочной жидкости в
кольцевом пространстве (РГСИ1р-ра) и пластовым давлением (Рпласт), ат;

Хр-рц - плотность раствора, г/см3;

Н|(ЛИС1 •- вертикаль кровли пласта, м;

Рпласт - пластовое давление, ат.

2.	Рассчитывается величина гидростатического давления на пласт с учетом
репрессии после подъема ванны к устью скважины:

/те ванны (ат) = ДР + /плдег ♦
где Рпласт - пластовое давление, ат.

3.	Определяются вместимости бурильных труб и кольцевою пространства в
скважине.

а)	Определяется вместимость бурильных груб (С(1Т), м3/м:

= 0.7854 ♦ с/вцугр бт •

Ь)	Определяется вместимость утяжеленных бурильных труб (Субт),
м3/м:

^убт = О. 7854 * </Пцутрубт •

с)	Определяется вместимость кольцевого пространства «открытый
ствол - бурильная труба» (Скпос бт), м3/м:

б* кп ос—бт = О- 7854 ♦ (Оскв “ ^наруж ) •

(.	1) Определяется вместимость кольцевого пространства «открытый
ствол - УБТ» (Скпос_йт), м3/м:

^кпос-убт = й. 7854 * (Огкв ~ ^наружУВТ ) •

е)	Определяется вместимость кольцевого пространства «обсаженный
ствол - бурильная труба» (Скпок_бт), м3/м:

/-"кп ок-бт = й- 7854 * (//(п^тр ок — </)|аруж бт ) >
где

©внуТрПК ~ внутренний диаметр обсаженной части ствола скважины, м;

Рскв - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

(1внутрвт/у«т - внутренний диаметр бурильных труб/УБТ, м.

с/ларуж бт/убт “ наружный диаметр бурильных труб/УБТ, м.

4.	Определяется необходимый объем буферной жидкости. Поскольку длина
буферной жидкости в трубах и в кольцевом пространстве должна быть иг менее
150 или юо м (в зависимости от применяемого размера бурильного шптрумгшл и
внутреннего диаметра обсаженной части ствола скважины или <•<• открыюго
ствола), то объем буферной жидкости можно посчитать следующим образом
а)	Объем 1-й порции буферной жидкости в кольцевом пространстве
«открытый ствол - бурильная колонна»:

^буф1кн ~ ^кпос-бт * ^буф!кп •

где Н6уф1кп = 150 или 100 м - вертикальная длина 1-й порции буферной
жидкости в кольцевом пространстве.

Ь)	Объем 2-й порции буферной жидкости в бурильных трубах:

^буф2бт — От * ^буф2бг »

где Нбуф2|и| = 150 или 100 м - вертикальная длина 2-й порции буферной
жидкости в бурильной колонне.

с)	Рассчитывается длина (Ябуф2кп)> которук.» займет 2-я порция буферной
жидкости в вертикальной части кольцевого пространства

_ ^буф2бт

”буф2ки ~	»

скп

где Скп - вместимость кольцевого пространства «обсаженный ствол -
бурильная колонна» или «открытый ствол - бурильная колонна», в
зависимости от местоположения 2-й порции буферной жидкости в устьевой
части скважины.

Общая длина буферной жидкости в кольцевом пространстве по
вертикали составит

у-

^Гбуф ~ ^буф1кп + ^буф2кп •

5.	Определяется плотность буферной жидкости:

_ У р - рл У ЖДК

Убуф -	2	'

где

Ур-ри,Уждк и У буф - соответственно плотность раствора, жидкости и буферной
жидкости, г/см3.

6.	Рассчитывается вертикальная длина облегчен ной жидкости в кольцевом
пространстве, которая не позволит пластовому флюиду поступить в скважину и
сохранить расчетную репрессию на пласт’ (см. п. 2):

и , ч _ Ур-ра * ^пласт (Ур-ра Убуф) * ^Гбуф * ^гс ванны

"ждк1М) -	’	7-———ч

\* р-ра	7ждк>

Формула 77: Расчет вертикальной длины облегченной жидкости в кольцевом пространстве

7.	Делается проверочный расчет на гидростатическое давление в кольцевом
пространстве после установки ванны на предмет его соответствия выбранной
репрессии (см п. 2) с целью предотвращения возможного ГНВП:

= 0,1 ♦	+ Убуф * ^2'буф + Ур-ра * (^иласт — ^ждк “ ^2’буф)) •

। де 11,|ШИвертикаль кровли пласта, м.

Должно выполниться условие: Ргс = Ргсипт1ы •

8.	Рассчитывается объем облегченной жидкости (Уждк) для установки ванны:

I/ = и ♦ с

’ждк "ждк ’-КП •

где СКГ1 - вместимость кольцевого пространства «открытый ствол - бурильная
труба» или «обсаженный ствол - бурильная труба» в зависимости от наименьшего
значения.

9.	Определяется высота подъема жидкост и ио ст волу в кольцевом пространстве (Н() и
высота столба жидкости в трубах (Н2), необходимая для периодического, через 1-2
часа, ее прокачивания в кольцевое пространство. Высота Н, должна быть на 50-
юо м выше верхней границы прихвата, а высота На - на 200 м выше высоты Нь
При установке ванны на равновесие НО принимают равным НО.

а)	В случае, если длина КНБК, включая УБТ, больше 50-60 м, высота Н,
рассчитывается последующей формуле:

_ У ЖДК ~ ^убт + ^убт * (^кп бт + б’бт) — 200 ♦ С (я
^кпос-бт ^бт

Формула 78: Расчет высоты подъема жидкости в кольцевом пространстве

где Уубт = йубт * (Скп<к-убт + субт) - объем облегченной жидкости в
интервале расположения УБТ, м3.

Ь)	В случае, если длина КНБК меньше 50-60 м, то ее длиной можно
пренебречь и рассчитывать длину Нь как если вместо КНБК находятся
бурильные трубы. Тогда формула примет вид

И, =

|>г-бт+С&г

Формула 79: протяженность жидкостной ванны в кольцевом пространстве

Н2 = Н1 -4- 200 м .

Формула 80: протяженность жидкостной ванны в трубах
ю. Проверяем, выполняется ли условие, что высота П> должна быть на 50-100 м
выше верхней границы прихвата:

Ьирихв-(^-//0^(50 4-100 м),

где

Ьприхв ~ верхняя граница прихвата, м;

Нлоя - глубина нахождения долота по вертикали, м.

п. Определяется количество бурового раствора, необходимого для продавки
жидкости, Упрод, м3;

^прод Сбт * (^дол ^2) ^буфбт Т Ч*азем »

Формула 81: объем продавки жидкостной панны
где

^буфбт “ объем буферной жидкости в трубах, м3;

ЧМзем ~ объем лилий наземной обвязки, м3.
н. Определяется объем 1-й порции подкачки (Уш). Обычно рекомендуется подкачать
100 м облегченной жидкости:

Мм3] = (?*.. 100.

12.	Подкачка 2-й порции жидкости (установка ванны на равновесие).

Если ванна на равновесие установлена правильно, то давление на стояке после закачки
нефти и выключения насоса должно быть равным о и перетока бурового раствора по
кольцевому и трубному пространству не должно наблюдаться. При этом высота столба
облегченной жидкости в кольцевом пространстве и в бурильных трубах должна быть
одинакова.

12.1.	Рассчитаем, какую высоту займет облегченная жидкость в трубном и
кольцевом пространстве при установке ванны на равновесие (Нр).

12.1.1.	С учетом длины УБТ:

•	Рассчитывается объем жидкости в интервале установки УБТ:
^убт ~ (^кп ос -убт + ^убт) * ^убт •

•	Рассчитываем высоту равновесия жидкостей:

12.1.2.	Без учета длины УБТ:

н -

”оуф1 ~ р

•	бт

Ь.	Вертикальная длина 2-й порции буферной жидкости в бурильных трубах
должна быть равна 150 или юо м в зависимости от диаметра скважины и
бурильного инструмента, или рассчитывается по формуле:

Убуф2

с.	Рассчитывается вертикальная длина облегченной жидкости при
размещении ее в бурильных трубах, м:

_ ^ждк

“ждкбт ~ Г

Сбт

с1. Рассчитывается максимальное давление на насосе, ат:

? макс(ат) = ^нач + ОД * (/р-ра ~~ Уждк) * ^ждкбт +	* (Ур ра“ Убуф) ’ ^2,’бжбт»

где

Рнач - начальное давление циркуляции, ат;

Нге» бт - суммарная вертикаль длины буферной жидкости в бурильных
трубах, м.

Рассчитанное давление сравнивается с ограничением по развиваемому
давлению на насосе и определяется возможность установки ванны при
заданной производительности насоса.

15.	Рассчитывается давление в кольцевом пространстве при закрытом ПВО после
подъема ванны к устью скважины и остановки насоса:

ДР(ат) = 0,1 ♦ (У|,-ра ~~ Уждк) * //ждк 4* 0, 1 * (Ур-рл Убуф) * НГбжбт •

12.2.	Рассчитаем объем подкачки 2-й порции жидкости (У2п):

И2п =<?бт*(н2-100-нр).

13.	Определяется объем продавки раствора (УпрлД2) для подъема ванны к устью
скважины с целью снижения репрессии на пласт:

^прод2 ~ ^бТ * Т Скпос_бт * Нос_бт + Спс„убт ♦ Лу5т +	♦ (//ок — //буф — //ждк) ,

где

Лубт» ^ос-бт и //<ж _ соответственно длина УБТ и вертикальная длина открытого и
обсаженного участка ствола скважины, м.

| |. Рассчитывается максимальное давление на насосе за счет разности плотностей
жидкостей на момент прокачки облегченной и буферных жидкостей до долота до
момента их выхода в кольцевое пространство.

л. Рассчитывается вертикальная длина 1-й порции буферной жидкости при
размещении ее в бурильных трубах, м:

Пример расчета ликвидации прихвата в вертикальной скважине с помощью
установки нефтяной ванны.

В вертикальной скважине диаметром 220.7 мм при забое 3400 м произошел
дифференциальный прихват. Верхняя граница прихвата определена на глубине 3276 м.
Плотность раствора в скважине 1.12 г/см3. В скважине находя тся бурильные трубы ТБПН
127 х 9.19. Коэффициент кавернозности ствола скважины 1.15. Установите нефтяную
ванну, если продуктивный пласт находится на глубине 3360-3390 м, пластовое давление
311 ат, длина КНБК составляет 157 м, в том числе забойный двигатель диаметром 172 мм и
длиной 9 м и 148 м УБТ 171,4 х 76,2 мм. Ванну устанавливать буровым насосом. Давление
на насосе при промывке скважины 16о ат, производительность насоса 32 л/с. Плотность
нефти 850 кг/м3. Объем наземной обвязки составляет 1.8 м3. Обсаженная часть ствола
колонной 244.5 * 11,1 мм составляет 1200 м по вертикали.

1.	Рассчитывается величина репрессии на пласт. При установке первой ванны
рекомендуется снижение репрессии на пласт на величину не более чем на 70 % от
создаваемой репрессии за счет разности между' гидростатическим давлением
столба промывочной жидкости и пластовым давлением.

ДР(атм) = 0.7. (Ргскпр.ра - Рплап.) < 0.7 * (0.1 . 1.12.3360 - 311) 2 45.7ат.
Выбираем снижение репрессии ДР = 45 атмосфер.

2.	Рассчитываем величину гидростатического давления на пласт с учетом снижения
репрессии после подъема ванны к устью скважины:

гсванныСат) = ДР + Рпласт — 45 4- 311 = 356 ат.

3.	Определяются вместимости бурильных труб, УБТ и кольцевого пространства в
скважине.

а)	Определяется вместимость бурильных труб (Сбт), мз/м:

Сбт = 0. 7854 * 0,108622 = 0,0093 .

Ь)	Определяется вместимость УБТ (Су5т), мз/м:

Субт = 0. 7854 ♦ о, 07622 = 0,0046 .

с)	Определяется вместимосгь кольцевого пространства «открытый
сгвол - бурильная труба» (Скпгх_бт), мз/м:

^кпос-бт = 0.7854 ♦ (1.15 * 0,22072 - 0.1272) = 0,0313 .

6)	Определяется вместимость кольцевого пространства «открытый
ствол - УБТ» (С1<по<._у6т), мз/м:

Склос-у&т = 0 7854 * (1.15 * 0, 22072 - 0.17142) = 0, 0209 .

е) Определяется вместимосгь кольцевого пространства «обсаженный
ствол - бурильная труба» (Скпок_бт), мз/м:

Скпок-бт = 0- 7854 * (0.22232 - 0,1272) = 0. 0261.

4.	Определяется необходимый объем буферной жидкости. Поскольку' диаметр
бурильных труб 127 мм, а диаметр открытого ствола скважины 220,7 мм, то длина
буферной жидкости в трубах и в кольцевом пространстве «открытый ствол -
бурильная труба» должна быть не менее 150 м.

а)	Объем 1-й порции буферной жидкости в кольцевом пространстве
• «открытый ствол - бурильная труба»:

^уф1кпос-бт = 0. 0313 * 150 = 4.7 м3 .

Ь)	Объем 2-й порции буферной жидкости в бурильных трубах:

^буфгбт = 0.0093 * 150 = 1.4 м3.

Поскольку' вместимость кольцевою пространства «обсаженный ствол -
бурильная груба» меньше, чем вместимость кольцевою пространства
«открытый ствол - бурильная груба», необходимо рассчитать длину,
которую займу!’ обе порции буферной жидкости в кольцевом пространстве
«обсаженный ствол - бурильная труба» в вертикальной его части, т. к.
высота первой порции буферной жидкости в этом кольцевом пространстве
будет больше, по сравнению с высотой в кольцевом пространстве открытого
участка ствола скважины, а высота второй порции буферной жидкости в
.пом же кольцевом пространстве будет меньше.
с)	Рассчитываем длину, которую займет 1-я порция буферной жидкости в
кольцевом пространстве «обсаженный ствол бурильная труба»:

4,7

^буф1кп ок-бт ~ р 026 I ~ 180 М '

(1) Рассчитываем длину (Ьбуф2кп), которую займет 2-я порция буферной
жидкости в кольцевом пространстве «обсаженный ствол - бурильная
труба»:

1,4
«6уф2кпок-6т “ о 0261	54 М

е) Общая длина буферной жидкости и кольцевом пространстве
«обсаженный ствол - бурильная труба» составил

ЯГ6уф = 1«0 + 54	234 м

5.	Определяется плотносгь буферной жидкости:

1,12 + 0,85
/м=---------г----= 0.985 7( М .

6.	Рассчитывается максимальная длина нефти в кольцевом нрострапсгве. которая не
позволит пластовому флюиду поступить в скважину и сохранить расчетную
репрессию на пласт (см. п. 2):

и , х Ур-ра * пласт (Ур ра Убуф) * ^1’буф Ю * панны

" нефть Iм! ~	_	\

(Ур-ра УнефтьУ

1.12 * 3360 - (1.12 - 0. 985) * 234 - 10 ♦ 356

1.12 — 0. 85

636 м

7.	Делаем проверочный расчет на гидростатическое давление в кольцевом
пространстве после установки ванны на предмет его соответствия выбранной
репрессии с целью предотвращения возможного ГНВП.

Р|Х — 0, 1 ♦ (у нефть * ^иефть Убуф * ^*Гбуф + Ур—ра * (^пяагг ” ^нгфн. ^1Луф))

= 0.1 * (0.85 * 636 + 0.985 * 234 + 1 12 ♦ (3360 - 636 234))  <56 ।

Условие Ргс = Ргсва|111Ь| выполняется.

8.	Рассчитывается объем нефти (УпефТь) для установки ванны. 11оскольку вместимость
кольцевого пространства «обсаженный ствол - бурильная груби- меньше
вместимости кольцевого пространства открытого ствола, то в расчете используем
вместимосгь кольцевого пространства обсаженного ствола:

^нефть = ^нефть * ^кпок-бт = 636 * 0.0261 = 16.6 М

9.	Определяется высота подъема жидкости по стволу в кольцевом пространстве (П,) и
высота столба жидкости в трубах (Н2), необходимая для периодического, через I 2
часа, ее прокачивания в кольцевое пространство. Высота Н( должна быть па 50
юо м выше верхней границы прихвата, а высота Н2 - на 200 м выше высоты Н».
При установке ванны на равновесие Н2 принимают равным Нр Поскольку КПВК
по длине больше 50-60 м, то расчет проводим по формуле
"1 =

^ждк ^убт ^убт * (^кп бт + ^бТ) 200 » С$г
^КП ос-бт ^бт

16.6 - 4 + 157 * (0.0313 + 0, 0093) - 200 * 0 0093
0.0313 4- 0.0093

= 421.5 м

где Еуб.г = йубт ♦ (Ско(х.„убт + Субт) = 157 * (0.0209 + 0.0046) = 4,0 м3 .

Н2 = Н] + 200 = 421.5 + 200 = 621.5 м .

Проверяем, выполняется ли условие, что высота Н, должна быть на 50-100 м
выше верхней границы прихвата:

^прихв (Ндол ^1) — (50^-4- 100 м),
3276 - (3400 - 421,5) = 297, 5 м .

Условие выполняется.

ю. Определяется количество раствора, необходимого для продавки жидкости в
расчетный интервал:

^прпд ^*бт * (^дол ^2) ^буф2бт + ^наэем

= 0.0093 ♦ (3400 - 621.5) - 1.4 + 1.8 = 26.2 м3 .

11.	Определяется объем 1-й порции подкачки (Уш). Обычно рекомендуется подкачать
юо м облегченной жидкости.

^1п[м3] = Сбт* 100м = О 0093 * 100 = 0.93 м3 .

12.	Подкачка 2-й порции жидкости (установка ванны на равновесие).

Если ванна па равновесие установлена правильно, то давление на стояке посЛе закачки
нефти и выключения насоса должно быть равным о и перетока бурового раствора по
кольцевому и трубному пространству не должно наблюдаться при условии отсутствия в
КНБК обратного клапана. При этом высота столба нефти в кольцевом пространстве и в
бурильных трубах должна быть одинакова (Яр[м]).

Нр[м]

' ^ждк ^убт
КП ос-бт ^бт

+ ^убт

16.6-4,0

0.0313 + 0 0093

+ 157 = 467 м.

13.	Определяется объем продавки раствора (Упрпла) для подъема ванны к устью
скважины с целью снижения репрессии на пласт:

Уцрод2 “	* ^р + ос-бт * ^ос-бт + ^ОС-убТ * ^убт + ^КПОК-бТ * (^<1К — ^буф “ ^ждк

= 0.0093 * 467 + 0.0313 * (3400 - 1200 - 157) + 0.0209 * 157 + 0. 0261
* (1200 - 234 - 636) = 80.2 м3 .

11 Рассчитывается максимальное давление на насосе.
14.1.	Рассчитываем длину всего объема нефти, которую он займет в трубах:

Р,ц.(Ьть 16,6

=-^ = 0^093 = ,785М

14.2.	Рассчитываем длину всего объема буферной жидкости, которую он займет в
трубах:

УГЯу4 4.7+ 1.4
Ибуфбт- Сбт - 0 0093	656 М

14.3.	Рассчитываем максимальное давление:

? макс (ат) = Рцач + 0,1* (Ур—ра “ Унефть) * нефть бт + 0, 1 ♦ (ур . рП — Убуф) * ^буфбт —
= 160 + 0.1 * (1.12 - 0.85) * 1785 + 0.1 ♦ (1.12 - 0.985) • 656	2 17 атм .

Примечание: рассчитанная величина максимального давления является
ориентировочной, т. к. не учитывает реологических свойств буферной
жидкости и нефти.

15. Рассчитывается давление в кольцевом пространстве при закрытом ПВО после
установки ванны и остановки насоса:

ДР(ат) 0,1 * (Ур-ра Унефть) * Чнефть + 0. 1 ♦ (Ур-ра Убуф) * ^Гбуф
= 0.1 » (1.12 - 0.85) * 636 + 0. 1 * (1.12 - 0.985) * 234 = 20 ат.

5.4.	Установка жидкостных ванн в горизонтальных скважинах
и в скважинах с большим отходом от вертикали

Установка жидкостных ванн в горизонтальных скважинах и в скважинах с большим
отходом от вертикали (с зенитными углами более 50°) отличается от установки
жидкостных ванн для вертикальных скважин, поскольку более легкая жидкость в
горизонтальном и сильно наклоненном участках ствола скважины быстро всплывет к
верхней его части, позволив тем самым более тяжелому раствору перетекать но нижнему
участку, вытесняя и смешивая жидкость с раствором. Поэтому в таких скважинах, в
отличие от вертикальных, рекомендуется устанавливать облегченную жидкостную ванну
сразу для снижения дифференциального давления, прижимающего КНБК к стенке
скважины, исключив при этом промежуточный этап установки ванны па равновесие.
Исключением этого процесса может явиться только установка, например, кислотной
ванны, плотность которой будет равна или выше плотности раствора.

5.4.1.	Рекомендации для приготовления буферных жидкостей при
установке жидкостных ванн в горизонтальных скважинах и в
скважинах с зенитными углами свыше 50°

Закачка буферных жидкостей при установке ванн в таких скважинах является
обязательным условием. Длина буферной жидкости по вертикали в кольцевом
пространстве «обсаженный ствол - бурильная труба» должна быть:
п. Для диаметров скважин и внутренних диаметров обсаженной части ствола
скважин диаметром более 190 мм при работе инструментом 114,3 или 127 мм длина
первой порции буферной жидкости по вертикали в кольцевом пространстве
«обсаженный ствол - бурильная колонна» должна быть 150 м, адлина 2-й порции,
следующей за облегченной жидкостью, 50 м.

1>. Для диаметров скважин и внутренних диаметров обсаженной части ствола
скважин диаметром менее 190 мм при работе инструментом 101,6, 88,9 или 73,0
мм длина первой порции буферной жидкости по вертикали в кольцевом
пространстве «обсаженный ствол — бурильная колонна» должна быть юо м, а
длина 2-й порции, следующей за облененной жидкостью, 30 м.

Примечание: при установке .углеводородной ванны (нефтяная ванна или ванна из
дизтоплива) в скважинах, где применяется РУО, буферную жидкость можно не
закачивать при условии. если облегченная жидкость и РУО не будут коагулировать.

Поскольку основной целью данного способа является снижение репрессии на пласт за
счет подъема легкой жидкости в кольцевом пространстве к устью скважины, то после
установки ванны необходимо закрыть ПВО, чтобы предотвратить ее самопроизвольный
излив на поверхность.

Существуют особые требования к продавочной жидкости: объем продавочной жидкости,
размещаемый в открытом стволе скважины, должен быть обязательно обработан
противоприхватными или противосальннковыми добавками для воздействия на
глинистую корку.

9-

5.4.2.	Режим течения облегченной жидкости при ее закачке в
скважину и этапы установки ванн в горизонтальных скважинах

При прокачке облегченной жидкости через скважину необходимо обеспечить
турбулентный режим ее течения в кольцевом пространстве. Этот режим позволит
качественно произвести замещение бурового раствора буферной и облегченной
жидкостями, особенно в зоне контакта КНБК и бурильных груб со' стенкой
горизонтального участка скважины, где, как правило, при других режимах течения
скоросгь потока очень низкая и качественного замещения бурового раствора буферной и
облегченной жидкостями достичь не удастся.

Если длина КНБК не превышает 50-60 метров, то ее длиной можно пренебречь и
проводить все расчеты, как если вместо КНБК находятся бурильные трубы.

Освобождение КНБК от дифференциального прихвата в горизонтальном участке ствола
скважины рекомендуется проводить в 3 этапа:

1	. При установке первой ванны рекомендуется снижение репрессии на пласт на
величину не более чем на 70% от создаваемой репрессии за счет разности между
гидростатическим давлением столба промывочной жидкости и пластовым
давлением.

2	, При установке второй ванны рекомендуется снижение репрессии на пласт на
величину не более чем на 50 %.

3	Третью ванну можно устанавливать на равновесие давлений или даже на создание
небольшом (3-5 ат) депрессии. При установке такой ванны буровое оборудование,
превен торы и буровая бригада должны быть готовы к ликвидации возможного
ГИВИ и глушению скважины по «Методу бурильщика».

5.4.3.	Алгоритм расчета

1.	Рассчитывается величина репрессии на пласт. При установке первой ванны
рекомендуется снижение репрессии на пласт на величину не более чем на 70 % от
создаваемой репрессии за счет разности между гидростатическим давлением
столба промывочной жидкости и пластовым давлением.

△Р(атм) = О. 7 * (Ргскпр-ра “ Рпласт) 0. 7 • (0. 1 • ур ♦ Н||ДМСТ - Рплагг) •
где

ДР - разница между гидростатическим давлением столба промывочной жидкости
в кольцевом пространстве (Ргсхпр-ра) и пластовым давлением (Р.), ат;

Ур-ра ~ плотность раствора, г/см3;

Нпляст - вертикаль кровли пласта, м;

Рпласт - пластовое давление, ат.

2.	Определяется величина гидростатического давления ни пласт с учетом
рассчитанной репрессии после подъема ванны к устью скважины:

РГС ллины (ат) “	+ ^плдст »

где Рпласт - пластовое давление, ат.

3.	Рассчитывается вместимость кольцевого пространства «открытый ствол
бурильная колонна» (Скпосбт), «обсаженный ствол - бурильная колонна- (Сп-г) и
вместимость трубного пространства (Сг»т):

^кпос-бт ~ 0- 7854 * (Оскв ~ С^наружбт )• м /м »
^кпок-бт = 0.7854 * (^внутрОК “ ^наружбт )• м /м •

Сбт = 0* 7854 * <2вцутр бт »м* /м •

где

Пою - диаметр скважины с учетом коэффициента кавернозноетн. м:

Впнутрок - внутренний диаметр обсаженной части ст вола, м;

дивружбг - наружный диаметр бурильных труб, м;

Нвтпрбг - внутренний диаметр бурильных труб, м.

4.	Выбирается буферная жидкость и рассчитывается ее плотность:

Ур-ра + Уждк

У буф -	2	’

где Ур-ра/ждк - плотность раствора/жидкости, г/емз.

5.	Рассчитывается объем буферной жидкости:

а.	Объем 1-й порции составит

РСуф1 = ^кпок-бт * (или 100).

Ь.	Объем 2-й порции буферной жидкости:

^6уф2 = ^кпок-бт * (или 30).
г. Определяем суммарный объем буферной жидкости:
= ^буф! + Убуф2 •

6.	Рассчитывается длина облегченной жидкости по вертикали, которая обеспечит
рассчитанную репрессию на пласт и не позволит пластовому флюид)' поступать в
скважину:

Л х /р-ра * ^иласт (/р-ра /буф) * ^Гбуф Ю * ^гс ванны
«жлк(м) - —	7-——	г

Ир-ра Гждк>

где Нхбуф - суммарная высота буферной жидкости по вертикали в зависимости от
диаметра ствола и бурильных груб, которая может быть равна или 200 м, или 130
м.

7.	Делается проверочный расчет на гидростатическое давление в кольцевом
пространстве после установки ванны на предмет его соответствия выбранной
репрессии (см. п. 2) с целью предотвращения возможного ГНВП:

РГс = 0. 1 * ^/ждК * Н>кдк + Убуф * ^Гбуф + /р-ра * (^пласт ~~ ^ждк — ^Гбуф)) ‘

Должно выполниться условие Ргс = Ргс нанны •

8.	Рассчитывается объем облегченной жидкости для установки ванны в кольцевом
>•
пространстве:

^ждк(м3) = ^"кпок-бт * ^ждк •

9.	Рассчитывается объем продавочной жидкости, исходя из условия полного подъема
ванны и буферной жидкости к устью скважины:

Рцрпд ~ ^бг * ^6т "Ь ^-киос-бт * ^ос -Р СЮ1 ок-Ггг * (^бг —	“ ^'буф ~	+ Рна:«ем »

где *

Ьбт - длина бурильной колонны по стволу, м;

- длина открытого участка ствола скважины, м;

Ьждк - длина, которую займет облегченная жидкость в кольцевом пространстве
обсаженной части ствола при условии ее полного подъема к устью скважины, м.
Зная вертикальную длину (НждК), эту величину можно найти по фактическому
профилю ствола скважины. Если облегченная жидкость полностью размещается в
кольцевом пространстве в вертикальной части ствола скважины, то = НждК.;

и,УФ - длина буферной жидкости, которую займет весь ее объем в кольцевом
пространстве «обсаженный ствол - бурильная колонна», м. Зная вертикальную
длину всего объема буферной жидкости, эту величину можно найти по
фактическому профилю ствола скважины. Если буферная жидкость полностью
размещается в кольцевом пространстве в вертикальной части ствола скважины, то
1л>ф 2оо (или 130) м.
Упазсм - объем наземной обвязки, мз.

 ю. Рассчитывается максимальное давление па насосе за счет разности плотностей
жидкостей на момент прокачки облегченной и буферных жидкостей до долота до
момента их выхода в кольцевое пространство.

а.	Рассчитывается длина 1-й порции буферной жидкости при размещении ее в
бурильных трубах, м:

_ Убуф!

Ьбуф1 “ с •

Ь.	Рассчитывается длина 2-й порции буферной жидкости при размещении ее в
бурильных трубах, м:

_ Убуф!

**буф1 — г
ьбт

с.	Рассчитывается длина облегченной жидкости при размещении ее в
бурильных трубах, м:

I/

/	_ ЖАК

/КДК “ г
сбт

Примечание: все длины жидкостей рассчитываются по ствалр скиил ины

<1. Рассчитывается максимальное давление на насосе, ат:

Р макс(ат) = ^нач +	* (Ур ра — Уждк) * ^ждкбт + й. 1 * (Ур р., Убуф) * ^Хбжбт»

где

Рнач - начальное давление циркуляции, ат;

Нждк бт - длина облегченной жидкости в бурильных срубах по стволу,
скорректированная по фактическому профилю скважины, м;

Н1бж от - суммарная длина буферной жидкости в бурильных трубах но
стволу, скорректированная по фактическому профилю скважины, м.

Рассчитанное давление сравнивается с ограничением по развиваемому давлению на
насосе, и определяется возможность установки ванны при заданной его
производительности.

п. Рассчитывается давление в кольцевом пространстве при закрытом II НО после
подъема ванны к устью и остановки насоса:

ДР(ат) = 0.1 * (Ур_ра — Уждк) * "ждк + й. 1 ♦ (Ур-рд — Убуф) * бт •
где

Нждк- вертикаль длины жидкости в кольцевом пространстве, скорректированная
по фактическому профилю скважины, м;

Нубжбг- суммарная вертикаль длины буферной жидкости в кольцевом
пространстве, скорректированная по фактическому профилю скважины, м.

11 рпмер расчета ликвидации прихвата в горизонтальной скнаж внес

11омощыо установки нефтяной ванны.
В горизонтальной скважине произошел дифференциальный прихват при забое 3437 м.
Профиль и конструкция скважины:

Вертикальный участок		
Длина по стволу (МО), м	Угол, град	Нарастающая длина по вертикали (ТХ/О), м
0	0	0
412	0	412
1-й участок набора угла		
450.00	4,55	449.96
470.00	6,94	469.86
480.00	8,14	479.77
500,00	10,53	499,51
550,00	16.52	548,10
600,00	22,50	595.20
650,00	28,49	640.31
660,00	29,69	649,05
670,00	30,88	657,69
710,00	35,67	691,12
720,00	36,87	699,18
750,00	40,46	722,60
800,00	46,44	758,88
810,00	47,64	765,70
813,00	48,00	767,71
Участок стабилизации зенитного угла		
Длина по стволу (МО), м	Угол,град	Нарастающая длина по вертикали (ТУО), м
920,00	48,00	839,31
1060.00	48,00	932.99
1070,00	48,00	939,68
1170,00	48.00	1006,59
1260,00	48,00	1066.81
1270,00	48,00	1073.51
1180,00	48,00	1013.28
1220,00	48,00	1040,05
1600,00	48,00	1294.32
1610,00	48,00	1301,01 ’
2720,00	48.00	2043,74
2730,00	48.00,	2050,44
2-735,00	48,00	2053,78
2-й участок набора угла		
Длина по стволу (МО), м	Угол, град	Нарастающая длина по вертикали (ТУО), м
2800,00	54.67	2094,37
2650,00	59,79	2121,42
2900,00	64,92	2144,61
2950.00	*	70,05	2163,75
3000,00	75,18	2178,68
3050,00	80,31	2189,30
3100,00	85,44	2195,50
3120,00	87,49	2196,73
	3125,00		88.00	2196,93
Горизонтальный участок ствола скважины		
Длина по стволу (МО), м	Угол,град	Нарастающая длина по вертикали (ТУЭ), м
__	3437		88	2207,82
Компоновка в скважине: долото диаметром 149>2 мм, ВЗД диаметром 127 мм и М\У1)
120,6 мм. Длина КНБК 35 м, бурильные трубы 88,9 х 9,35 остальное. Коэффициент
кавернозности горизонтального участка ствола скважины 1,05. Скважина обсажена
колонной 177,В х 10,4 до точки Т1, расположенной на глубине 3125 м по стволу (2197 м по
вертикали). Поскольку длина КНБК <50 метров, то ее размерами в расчетах можно
пренебречь и считать, как обычную бурильную трубу. Кровля пласта расположена на
глубине 2195 м по вертикали. Мощность пласта 15 м. Длина вскрытого участка
горизонтального ствола составляет 312 м. Пластовое давление 215 ат. Плотность бурового
раствора 1120 кг/м3 (1,12 г/см3). Плотность нефти 850 кг/м3 (0,85 г/см3).
Производительность насоса перед установкой ванны 16 л/с, давление на насосе 18о ат.
Максимальное разрешенное давление на насосе составляет 270 ат. Объем наземной
обвязки 1,2 м3. Установить нефтяную ванну на снижение репрессии на пласт, подняв ее в
кольцевом пространстве к устью. При установке ванны предусмотреть закачку' буферных
жидкостей. Плотность буферных жидкостей подобрать как среднеарифметическое между
плотностью раствора и плотностью нефти, доведя вязкость до состояния нетекучести
(100+ с по воронке Марша). Это условие обязательно для предотвращения перетока
бурового раствора вниз по стенке скважины и его смешивания с нефтью. Длина буферной
жидкости по вертикали в кольцевом пространстве «обсаженный ствол бурильная
колонна» должна быть нс менее 130 метров (юо м 1-я порция буферной жидкости перед
нефтью и 30 м 2-я порция буферной жидкости после нефти).

Решение:

1.	Рассчитываем величину репрессии на пласт. Репрессия на пласт при установке» I й
ванны не должна превышать 70% репрессии, создаваемой гидростатическим
давлением бурового раствора над пластовым давлением, чтобы но пы пыи.
притока пластового флюида из пласта. Максимальная репрессия буд<ч и пп\.1111111.
когда обе буферные жидкосги и нефть расположатся в кольцевом пространстве в
вертикальной части скважины (на устье).

ДР(атм) < 0.7 » (Ргспр-ра - Рпмст) 5 0.7 . (0.1 * 1.12 . 2195 - 215) < 21.6ат.

Принимаем ДР = 20 ат.

2.	Рассчитываем величину гидростатического давления на пласт после подъема
ванны к устью скважины с учетом принятой репрессии в 20 ат:

^гспанныСат) = ДР + Рцдаст- = 215 + 20 = 235 ат.

3.	Рассчитываем вместимость кольцевого пространства «открытый ствол -
бурильная колонна» (СКП ос.&г), «обсаженный ствол - бурильная колонна» (Скпотыи-)
и вместимость трубного пространства (С&г):

Скп ос-бт = 0 7854 * (1. 05 * 0.14922 - О. 08892) = 0.01215 м3/м ,
Скпок-бт = 0.7854 * (0.1572 - 0. 08892) = 0. 01315 м3/м,

С6т = 0.7854 * 0,07022 = О. 00387 м3/м .

4.	Определяем плотность буферной жидкости:

_ Ур ра "Ь Унефть

У буф —	2	~

1.12 + 0.85
2

0.985 г/см3.

В качестве буферной жидкости выбираем нефть, обработанную специальными
добавками, при помощи которых она эмульгирует с водой, придавая ей требуемую
вязкость. Приготовленную буферную жидкость утяжеляют до необходимой
плотности и добавляют 3-5 % ПАВ для ускорения разрушения фильтрационной
корки.

5.	Рассчитываем объем буферной жидкости:

с. Объем 1-й порции составит

РбУф1 = Ск11ак_бт * 100 = 0.01315 * 100 = 1.3 м3 .

<1. Определяем объем 2-й порции буферной жидкости:

«Чф2 = ок-бт * 30 = 0.01315 * 30 = О 4 м3 .

<1. Определяем суммарный объем буферной жидкости:

= 1.3+ 0,4 = 1.7 м3.

Рассчитываем допустимую длину нефти в кольцевом пространстве по вертикали,
которая не позволит пластовому флюиду поступить в скважину при выбранной

репрессии на пласт’ 14 ат:

, х Ур-ра * пласт ^Гбж * (/р-ра Убуф)	Ю ♦ Ррс ванны

"нефть~-------------------7----------Г"--------------

(Ур-ра Уждк)

1.12 * 2197 - 130 ♦ (1.12 - 0.985) - 10 * 235

1.12-0.85

= 345 м .

Проверяем, разместятся ли буферная жидкость и нефть в кольцевом пространстве
вертикального участка ствола скважины при их подъеме к устью:

130 + 345 = 475 м> 412 м.

Все облегченные жидкосги не помещаются в кольцевом пространстве на
вертикальном участке ствола скважины, однако по фактическому профилю ствола
скважины (см. таблицу замеров) вертикаль этой длины составит « 473 м.
Погрешность незначительна, поэтому для дальнейшего расчета можно принят!»,
что все объемы нефти и буферных жидкостей размещены в вертикальном участке
ствола скважины.

8.	Делаем проверочный расчет гидростатического давления в кольцевом
пространстве после установки ванны на предмет его соотнести и я выбранной
репрессии (см. п. 2):

Р|г. = 0. 1 * (/нефть * ^нефть + Убуф * ^Гбж + Ур-ра * (^нлнгг ~~ ^»Н’ф'Г». ~ Ч 1’м))
= 0.1* (0.85* 345 + 0.985* 130 + 1.12 * (2195 - 345	130)) - 235 ат.

что соответствует условию п. 2.

9.	Рассчитываем объем нефти для установки ванны в кольцевом пространстве:

УждхСм3) = С", ок-бт • «нефть = 0.01315 » 345 = 4,5 М3 .

ю. Рассчитываем объем продавочной жидкости, исходя из условия полного подъема
буферной жидкости и нефти к устью скважины:

Уцрод ~	* ^бт 3"	г»с-бт *	кн ок-бт * (1*бт ^ждк ^буф 1*«к) + У назем

= 0.00387 * 3437 + 0.01215 * 312 + 0.01315 * (3437 - 327 - 130 - 312) + 1.2 « 52.2 м3

11.	Определяем объем продавочной жидкости, который необходимо обработать
проти вопри хвати ы м и доба в ка м и:

«'щшдобр = С...ос-Ьт •	= 0-01215.312 = 3.8 № .

12.	Определяем, какую длину в бурильных трубах (по стволу) займут все объемы
нефти и буферной жидкостей.

а.	Рассчитывается длина 1-й порции буферной жидкости, которую она займет
в бурильной колонне, м:

1,3

Ьбу*‘ “ 0.00387 * 336 М 

а.	Рассчитывается длина 2-й порции буферной жидкости, которую она займет
в бурильной колонне, м:

0,4

“ 0.00387 ~ 103 М '

Ъ.	Рассчитывается длина нефти, которую она займет в бурильной колонне, м
4,5

Ь"'*п- “ 0.00387 “ 1163 М ’

с.	Проверяем, войдет ли по длине весь объем буферной жидкос ги и не< ь оГн.гм
нефти в бурильные трубы:

= ^6уф1 + ^буф2 "Ь ^нафти = 336 + 103 + I 163	1602 м
Поскольку общая длина всех жидкостей, закачанных в бурильный
инструмент, меньше длины самого инструмента, то все объемы
облегченных жидкостей разместятся в бурильном инструменте. При этом
часть облегченных жидкостей по длине займут участок набора и* участок
стабилизации угла. Для определения вертикалей длин нефти и буферной
жидкости, находящихся в бурильных трубах, используем данные
фактического профиля скважины (порядок расположения жидкостей в
стволе скважины сверху-вниз):

Жидкость	Интервал по стволу, м	Длина по стволу, м	Интервал по вертикали, м	Длина по вертикали,м
2-я порция буферной ЖИДКОС1 и	0-103м	103 м	0-103м	103 м
Нефть	103- 1266 м	1163 м	103*- 1073 м	970 м
1-я порция буферной жидкости	1266-1602 м	336 м	1073-1294 м	221 м
Буровой раствор	1602-3437 м	1835 м	1294-2208 м	914 м

д. Рассчитываем максимальное давление на насосе:

макс (ат) = Риач 4* 0, 1 * (У||_ра У нефть) * ^нефп. 6т 4* 0.1 ♦ (Ур-ра Убуф) * (^буф2бт 4* ^буф!бт)
= 180 4- 0.1 ♦ (1.12 - 0,85) » 970 + 0.1 * (1-12 - 0.985) * (103 + 221) « 210. 5 ат.

Данное значение меньше максимального разрешенного давления на насосе,
поэтому установку ванны с заданной производительностью насоса провести
можно.

13.	Рассчитываем разницу гидростатических давлений в бурильной колонне и в
кольцевом пространсгве при закрытом ПВО после остановки насоса при полном
подъеме в кольцевом пространстве к устью всего объема буферной жидкости и
нефти:

ДР (ат) = 0.1 * (/р-ра — Унефть) * нефть + 0.1 * (ур_ра — Убуф) * (^буф2вт + Йбуф1бт) =
= 0.1 « (1.12 - 0.85) * 345 4- 0.1 * (1.12 - 0.985) * (100 4- 30)
ь Пат.
6.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

6.1.	Расчет эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП)

ЭЦП определяется по формуле

ЕСО =

( 106 * Р-п .

\9.81 ♦ Нюрт) + Рк"

Формула 82: расчет ЭЦП
где

Рил - потери давления в кольцевом пространстве, МПа;

/>к„ - плотность раствора в кольцевом пространстве с учетом шлама, кг/мз;

Н|к |*т — глубина скважины по вертикали, м.

При расчете ЭЦП очень важно знать модели течения жидкости, которым подчиняется
искомый раствор. В зависимости от этого при расчете ЭЦП будет использоваться та или
иная формула для расчетов индексов п и к. Эти индексы называются индексом реологии
(поведения) жидкости и индексом консистенции соответственно. Обычно используемые в
работе растворы подчиняются либо модели Бингама (Вш^йат р!аяНс тос1с1), либо
« г< пенной модели (Роисг Ьаг\ Мос1е1), либо модели Гершеля - Балкли (Негзсйе! - Вп1к1еу
М<м1е1).

/V11 ор> |ТМ упрощенного расчета ЭЦП:

•	Определение параметров жидкости и модели ее течения.

•	Определение линейной скорости потока в кольцевом пространстве.

•	Определение критической скорости жидкости в кольцевом пространстве.

•	Определение режима течения жидкости в кольцевом и ростра нстве.

•	Определение потерь давления на трение в кольцевом пространстве.

•	Определение ЭЦП.
6.1.1.	Определение параметров жидкости и модели ее течения

На ротационном вискозиметре измеряется напряжение сдвига при частоте вращения
боба з, 6, юо, 200, зоо и боо об/мин. Строится график зависимости и определяется
модель течения жидкости (Рисунок 05).

Рисунок 05

Индексы п и к вычисляются н<» следующим формулам.

Для степенной модели:

п = 0.657 • 1оД

к 0 511 .В, М|
170.3”

Для модели Гершеля Вилкли:

Формула 83: параметры жидкости степенной модели

п - 2.096 *	' К = 05--4

*' Они» ГоИ.ЧбОб7	511»	’

Формула 84: параметры жидкости модели Гершеля - Балкли
где

п - индекс реологии, безразмерный;

к - индекс консистенции, Па-с

То- ДНС жидкости, 11а.
2 * 03 - 06

1.9606

Формула 85. ДН( жидноим

где О 3.6.100ИЗОО - соответственно показания вискозиметра при з, 6, юо и 300 оборотах в
минуту.

6.1.2.	Определение линейной скорости потока в кольцевом
пространстве

В общепринятых единицах измерения скорость потока считается как

0.0007854 *(Р?„в-^а|>уж&г)'

Формула 86: линейная скорость потока
где

V - линейная скорость потока, м/с;

(2 - производительность насоса, л/с;

Вскв - диаметр скважины с учетом коэффициента кавернозности, мм;

Опаружбт- наружный диаметр элементов бурильной колонны и КНБК, мм.

6.1.3.	Определение критической скорости потока жидкости в
кольцевом пространстве

V
•криткп

0.00508*

1

465 * 104 * К\^

Ркп /

60.96 2п + 1
---------------*--------
Рскв “ ^наружбг

Формула 87: критическая скорость жидкости в КП
где

Укрнткп - критическая скорость потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с;

Ркп - плотность жидкости в кольцевом пространстве, кг/м-3;

Оскв - диаметр скважины с учетом коэффициента кавернозности, мм;

<1нар>ж0г - наружный диаметр элементов бурильной колонны и КНБК, мм;

К - индекс консистенции, Па-сп;

п - индекс поведения жидкости, индекс реологии.

6.1.4.	Определение режима течения жидкости в кольцевом
пространстве

Определение режима течения жидкости происходит путем сравнения текущей линейной
скорости потока с критической скоростью потока.

Если скорость потока > критической, то жидкость находится в турбулентном режиме
течения.
Если скорость потока < критической, то жидкость находится в ламинарном режиме
течения.

б. 1.5, Определение потерь давления на трение в кольцевом
пространстве

Для ламинарного режима:

11997 * V 2п+ I
^наружбт

р

1 ко ламннар.

0.0019* Ь С

Раш “ ^наружбт,

Формула 88: потери давления в КП для ламинарного режима

Для турбулентного режима:

30.289 » р”;? •	2

кптурбул ““ .	.	х 1.8 *

(Реки “ “нцружбт/ * (^<ЖВ + ^наружбт/

Формул.» 89: потери давления в КП для турбулентного режима
где

Ркплймштр - потери давления в кольцевом пространстве при ламинарном потоке, МПа;

Ркп |>1»бул - потери давления в кольцевом пространстве при турбулентном потоке, МПа;

V - скорость потока в кольцевом пространстве, м/с;

Иски - диаметр скважины с учетом коэффициента кавернозности, мм;

йннружг.. наружный диаметр элементов бурильной колонны и КНБК, мм;

п индекс поведения жидкости (реологии), безразмерный;

к - индекс консистенции, Па;

Ь - протяженность участка расчета (для бурильных труб/УБТ/ТБТ/ВЗД), м;

9ии< - производительность насоса, л/с;

ркп - плотность раствора в кольцевом пространстве, кг/м3;

РУ - условная пластическая вязкость, сП, рассчитываемая по формуле

РГ = Обоо “ 0зоо или РУ = (0зоо ~ 0юо) * 1» 5 •

Примечание:

Стоит учесть, что напряжение сдвига для цементных растворов измеряется при
скоростях вращения ротационного вискозиметра, не превышающих зоо оборотов в
минуту. Скорость вращения бор оборотов в минуту чаще используют для измерения
показателей буровых растворов, поэтому формула РУ = (03оо ~ ^оо) ♦ 15 применима к
цементным растворам, а РУ =	~ 0з<ю к буровым растворам.

Пример:

Определить ЭЦП в скважине диаметром 220,7 мм, глубиной 3450 метров по вертикали.
Обсаженная часть ствола 0-1800 м по вертикали. Диаметр спущенной колонны
244.5 х п.1. Коэффициент кавернозности в открытом стволе 1,15. В скважину спущена
следующая КНБК: 40 м ВЗД + МИТ) + 1ЛУГ) диаметром 172 мм, 210 м УБТ диаметром 165
мм и бурильные трубы ТБПК 127 х 9,19 остальное. В скважине раствор плотностью 1200
кг/м3, пластическая вязкость раствора 32 сП. Подача насоса 36 л/с. Скорость бурения 12
м/час. Плотность шлама 2600 кг/м3. Показания ротационного вискозиметра:
600 об/мин	71
300 об/мин	39
200 об/мин	35
100 об/мин	27
6 об/мин	13
3 об/мин	11
	2 * 11 - 13 	= 4.59  1.9606

Решение:

1.	Строим график и определяем модель течения жидкости (Рисунок обРисунок ).
Близко к модели Гершеля - Балкли (НегзсИе! - Ви1к1еу Моде]).

2.	Определяем плотность раствора в кольцевом пространстве с учетом поступающего
в него шлама.

а.	Определяем производительность шлама в кольцевом пространст ве:

(?шлама ~ ^забоя * ^мех — О- 7854 *

—.р ?

каверн ^долота I

♦ I/

к мех

= 0.7854 * (71.15 * О. 2207	♦ 12 = 0.528 м’/мас •
Ь.	Определяем содержание шлама в кольцевом пространстве:

(сшлама
ф — -------------------

У шлама 4 Фнасоса

0.528

“ 0.528 + 3.6-36 ° 004'

где 3.6*36 - перевод из л/с в мз/час.

с.	Определяем плотность раствора в кольцевом пространстве:

Ркл = Ршл.м • <Р + Рр-р» ‘ (1 - <Р) = 2600 - 0.004 + 120(1 - (1 - 0. 004) « 1206 КГ^

3.	Определяем п:

л

п = 2.096 * 1од

^зоо “То * 1»9606
^1оо -т0 + 1,9606

2.096 • I<>и-(

39-4.59-1.9606\

27 4.59» 1.9606/ " ° 465

4.	Определяем К:

0.511 - 0ЗОО

К---------51Г-~

Го

0 511* 39 4 59
511°465

О, «44.

5.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве между
ВЗД+М\УО и открытым стволом скважины:

'“д	0.0007854 • (О^, - а(глп) “ 0.0007854 • (1.15 • 220.7г - 1722)

6.	Определяем скорост..... жидкости н кольцевом пространстве между УБТ и

открытым стволом скважины:

Ц	_____________36________________

1 ’ '	" 0.0007854 • (О2И|1 - 4$вт) ~ 0.0007854 * (1.15 * 220.72 - 1652) “

7.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве между
бурильными трубами и открытым стволом скважины:

Ц	________36___________________

/,ГГ °<: 0ЛЮ07854 *	0.0007854* (1.15 * 220.72 - 1272) “ 1149м/с*

8.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве между
бурильными трубами и обсаженным стволом скважины:

V	36

" 0.0007854 - (О2,,,,,.,. - 0^) = 0.0007854 » ((244.5 - 2 - 11.1)2 - 1272) = ’ 377 М/С'
9.	Определяем критическую скорость течения жидкости в кольцевом про< 1|ыш ин*
между ВЗД и открытым стволом скважины:

Чсрит ВЗД-ОС

/465 ♦ 104 » К\2"п /	60.96

= 0. 00508 * ----------- * -------------------

\ Ркп / \^скв ОнаружВЗД

2♦П + IV

3*п )

*	0,465

/465 * 104 * 0. 844\2 0465 /	60.96	2* 0.465 + 1

0.00508 ♦ |-------------)	♦	-----------------*-----------)	=

\	1206	/	41.15*220.7-172	3*0.465 /

1,069 м/.

ю. Определяем критическую скорость течения жидкости в кольцевом пространстве
между УБТ и открытым стволом скважины:

ЧфитУБТ-ос = 0.00508

60.96

~ ^наружУБТ

2 * п + 1

3 * п

0.00508 *

465 * 10* * 0,844\2® 465

1206	)

/	60.96

4/1715*220.7 - 165

3 * 0.465

1.036 м/с.

11.	Определяем критическую скорость течения жидкости в кольцевом пространстве
между бурильной грубой и открытым стволом скважины:

Черит БТ-ОС

0.00508 *

1

465 * 104 * К\2-и /	60.96

к Ркп /	\1\кв ~ ^наруж бт

= 0.00508 -

1	0.465

465* 104 * 0,844\2 °4*5 /	60.96	2 * 0.465 + 1\ТИП7ГС

1206	/	* 4/1715» 220.7 - 127 * 3*0.465 '

= 0.911 м/с.

12.	Определяем критическую скорость течения жидкости в кольцевом пространстве
между бурильной трубой и обсаженным стволом скважины:

Чсрит БТ-ОК

1	п

/465 * 104 *	/	60.96	2*п + 1\2п

= 0.00508 * ------------- * ---------------------* —-------

\ Ркп / \*\нутрОК ^наружвт 3 ♦ П /

0.00508*

465 * 104 * 0. 844у<	60.96

к 1206	)	* \222.3 — 127 *

0.465

2 • 0.465 + 1\2-63бХ

3*0.465 )

= 0,951 м/с.

2 * п + 1X^4»
3*п ) '

13.	Составляем таблицу и сравниваем значения скоростей для определения режимов
течения жидкости:
Кольцевое пространство	Скорость потока	Критическая скорость	Режим течения
ВЗД+М\Л/Э	1.734	1.069	ТУРБУЛ
УБТ	1.592	1.036	ТУРБУЛ
БТ-Открытый ствол	1.149	0.911	ТУРБУЛ
БТ-Обсаженный ствол	1.377	0.951	ТУРБУЛ

14.	Определяем потери давления за ВЗД и МУУЕ) в открытом стволе, МПа:

^кп ВЗД ОС

30.289*р8,8< (?,1|;8 < РУ02*ГВЗд

(^скп ~~ ^наружВЗд) * (^скн + ^наружВЗд)

30.289 * 1206°8 ♦ 3618 * 32°2 • 40

. .	Гз , ,	-	х 1.8

(ТГТ5*220.7- 172) * (VI. 15* 220. 7 4-172)

= 0.03297.

15.	Определяем потери давления за УБТ в открытом стволе, МПа:

30.289 . р™ » <?> ® » Р1/° 2 * Дуэт

”кп УБТ-ОС “	\3 /	.	\18

(Яскв “маружУБ!’) * (^скп *" “пару*УБт)

30.289 * 1206°8 * 361В ♦ 32° 2 * 210

=--------------------з------------------------= 0.1312

(ЛЛ5* 220.7 - 165) * (VI. 15* 220.7+ 165)

16.	Определяем потери давления за бурильной трубой в открытом стволе, МПа:

30.289. р«;?.

'Ю11.ГО1 -	\3 (П Н уЬВ

кп *“ «нвружбт) * (”скп + “наружбт)

30.	289 * 1206° “ ♦ 36» 8 ♦ 3202 * (3450 - 40 - 210 - 1800) л
-------------------------.--------------------зз----- = 0.2919

(ЛТ5 • 220.7.- 127) • (VI. 15.220.7 + 127)

17.	Определяем потери давления за бурильной трубой в обсаженном стволе, МПа:

30.289 • р“" ' <?>;« » РИ02 » ЬвглОК

“киБТОК ~	.3	,	х1.8

(^внутрОК ~~ “иаружбт) * (^внутрОК + ®наружбт)

30. 289 • 12О60 8 ♦ 361 8 * 3202 * 1800
= --------------5----7----------СТ-Б— = 0.6151 .

(222.3 - 127)3 ♦ (222. 3 + 127)18

18.	Определяем суммарные потери давления в кольцевом пространстве, МПа:

У.Рки = РквВЗД + РквУЭТ 4- Якпбгвос + ^..6. ..ок = 0,03297 + 0,1312 + 0,2919 + 0,6151 = 1.0712
19.	Рассчитываем ЭЦП:

ЕСИ =

\9.81 *//верт/ Рк"

106 * 1.0712А

9.81 « 3450 )

+ 1206 = 1238 к,7 ,
/ м 3

6.2.	Расчет потерь давления внутри бурильной колонны

Рвн.бк(МПа) =

13.218 «ррчи >!*,* 0»*

Д4 86

“внутр

Формула 90: потери давления внутри бурильной колонны
где

Рр-ра “ плотность раствора, закачиваемого в скважину, кг/м3;

Пгт - длина секции бурильных труб, УБТ, ТБТ, по стволу, м;

Ошк - подача насоса, л/с;

бипугр - внутренний диаметр секции бурильных труб, УБТ, ТБТ, мм.

Пример:

Посчитать потери давления внутри бурильной колонны, если диаметр скважины 220.7
мм, плотность закачиваемого в скважину раствора 1200 кг/м3, глубина скважины 3450 м,
в скважину спущена КНБК (ВЗД + МХ\Т)) диаметром 172 мм и длиной 40 м, УБТ 165 х 71.4
мм длиной 210 м, бурильные трубы 127 х 9.19 мм остальное. Производительность насоса
36 л/с. Потери давления в долоте 4.5 МПа, потери в ВЗД 1.5 МПа, потери в М\ЛТ) 0.5 МПа.

Решение:

1.	Определяем потери давления в КНБК (ВЗД, МУУП и долото):

^кнбк — ^долото + ^взд + ^мууо — 4.5 + 1.5 + 0.5 — 6.5 МПа.

2.	Определяем потери давления в УБТ:

13.	218 ♦ Рр-ра * ^УВТ * (?шн;6

'УБТ -	ТГвб-----------------

“внутр УБТ

13.218* 1200 * 210 * 36186

71 44.86

2.56 МПа.

3.	Определяем потери давления в бурильной колонне:

“ь* ~	я486

“внутр бт

13.218 * 1200 * 3200 * 361 86

108.62486

= 5.08 МПа.

4.	Определяем суммарные потери давления в бурильной колонне:

Е/’бт = /’кнбк + Руьт + ^бт = 6. 5 + 2. 56 + 5. 08 = 14.14 МПа .
6. гидрлвлическиемсчсты

6.3.	Гидродинамическое давление и давление разряжения,
создаваемое при СПО КНБК с обратным клапаном
(закупоренная труба)

При проведении СПО на пласт воздействует дополнительное импульсное давление и
давление разрежения, создаваемое КНБК за счет поршневого эффекта. При спуске КНБК
в скважину с обратным клапаном в компоновке она работает как закупоренная труба-
поршень.

Рассмотрим алгоритм расчета.

В скважину спускается КНБК с долотом и в бурильных трубах установлен обратный
клапан (закупоренная труба). Скважина обсажена к<тонной до глубин!»! Б метров и имеет
участок открытого ствола. В скважину спускается КНБК на бурильных трубах и УБТ.

1.	Определяем параметры жидкости (индексы и и К) исходя из модели жидкости.

Для степенной модели:

п = 0.657 • 1„!) (ЭД ; №	

Формул.» 41: плрлмстры жидкости (индексы п и К) для степенной модели
Для модели Гершеля Балкли:

»

..	> ПО/ /,,../*>•••»	1,9606.	„	0.511 ♦вдоо-то

п	2.096 * /<»//(„  ,(|.19й06) . К  ---’

Формул.» 92; параметр»»! жидкости (индексы п и К) для модели Гершеля - Балкли
где

и индекс реологии (индекс поведения), безразмерный;

• К - индекс консистенции, Г1а*си;

0 I,»., ни... V . соответственно показания ротационного вискозиметра при з, 6,100 и
Зоо оборотах к минуту» "отклонения;

т о ДНС жидкости. На.

2 - Оз - 0Ь
Т° 1.9606 '

Формула 93: ДНС жидкости

2.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве «открытый ствол -
бурил!.пая труба» и «обсаженный ствол - бурильная труба» для закупоренной трубы,
м/с:

/	й2наружбт \

Гкп I 0.45 4- —-----------------— I * Гспо,

у О2ствола - с/гнаруж бт/

Формула 94: скорость течения жидкости в кольцевом пространстве для закупоренной трубы
где

Укп - скорость течения жидкости, м/с;

Ус,ю - запланированная скорость спуска/подъема труб, м/с;

О.-пшла и бнаруж&г диаметр скважины с учетом коэффициента кавернозности или
внутренний диаметр спущенной колонны и наружный диаметр бурильных труб,
УБТ или ТБТ, мм.
3.	Определяем максимальную скорость СПО, м/с:

Ртах = 1.5 ♦ Ркп,

Формула 95: максимальная скорое гь ПК)
где

Ушах - максимальная скорость СПО, м/с;

Укп - скорость течения жидкости, м/с.

4.	Определяем скорость сдвига раствора в кольцевом пространстве «открытый ствол
бурильная труба» и «обсаженный сгвол - бурильная труба, 1/с:

11997 «Утах
у =------------------,

О скв - Л наруж бт

Формула 96: скорость сдвига раствора
где

V - скорость сдвига раствора в кольцевом пространстве, 1/с;

Иски и диаруж г»т - диаметр скважины с учетом коэффициента кавернозности пли
внутренний диаметр спущенной колонны и наружный диаметр бурильных труб, УБТ
или ТБТ, мм.

5.	Рассчитываем напряжение сдвига раствора в кольцевом пространстве «открытый
ствол - бурильная труба» и «обсаженный ствол - бурильная труба», Па:

т = К * у" ,

Формула 97: напряжение сдвига в кольцевом пространстве для степенной модели

т = К ♦ у” + т0

Формула 98: напряжение сдвига в кольцевом пространстве для модели Гершеля - Балкли
где

т - напряжение сдвига, Па;

у - скорость сдвига, с1;

К - индекс консистенции, Па-с-п;

п - индекс реологии, безразмерный;

То-ДНС, Па.

6. Рассчитываем потери давления в кольцевом пространстве «открытый сгвол
бурильная труба» и «обсаженный сгвол - бурильная труба», МПа:

1.911 *Т ^интервала
ствол ~ ^наружбт 1000

Формула 99: потери давления в КП (ОС-БТ) при СПО
где

Рос-гп - потери давления в кольцевом пространстве «открытый сгвол бурильная
труба» и «обсаженный сгвол - бурильная труба», МПа;

Пггвола и йнаруж бт - диаметр скважины с учетом коэффициента каверно.'пкх ги и ли
внутренний диаметр спущенной колонны и наружный диаметр бури 111.111.г 1р\о
УБТ или ТБТ, мм.

Ьштершша - длина обсаженною участка ствола скважины или длина 0114*1.1.....

ствола скважины в интервале расположения бурильных труб, ТБТ, УМ, м
у. Определяем потери давления в кольцевом пространстве «открытый ствол - УБТ».
Они определяются иначе, МПа:

р	30.289 ♦ р., ,моа * С™/11 ♦ РУ02 • 1убТ

(^ствола “ ^иаружУБТ^З * (^ствола + ^варуж УВт)2

Формула 100: потери давления в КП (ОС-УБТ) при СПО
где

Рпс-укт ~ потери давления в кольцевом пространстве «открытый ствол - УБТ»,
МПа;

р - плотность раствора, кг/м3;

РУ - пластическая вязкость, сП;

- длина УБТ, м.

(2эки - эквивалентный расход потока, пересчитанный от максимальной скорости
спуска 'груб, л/с:

<2,т = 0.0007854 . Угаих * (О2СК. - Л2УВТ)

Формула 101: эквивалентный расход потока при максимальной скорости спуска труб

8.	Определяем суммарные потери давления в кольцевом пространстве при СПО, МПа:

ХР* ~ ^ос-бт + ^ос-УБТ

Формула 102: суммарные потери в КП при СПО
где

ХР - суммарные потери давления в кольцевом пространстве при СПО, МПа;

Р(И.-гл- - потери давления в кольцевом пространстве «открытый ствол - бурильная
груба» и «обсаженный ствол - бурильная труба», МПа;

Р«.< уьт- потери давления в кольцевом пространстве, «открытый ствол - УБТ»,
МПа.

9.	Пересчитываем суммарное давление в приращение плотности, кг/м3:

10? • ГР

Формула 103: приращение плотности
где

Ар приращение плотности» кг/м3;

VI» - суммарные потери давления в кольцевом пространстве при СПО, МПа;

11 спк.м|гп1и вертикальная глубина скважины, м.

ю. Рассчитываем эквивалентную плотность раствора при спуске КНБК, кг/мз;

Рспуск = Р р-ра + &Р

Формула 104: эквивалентная плотность раствора при спуске КНБК
где

Рет-ск - эквивалентная плотность раствора при спуске КНБК, кг/м3;

Рр.ра - плотность раствора, кг/м3;

Др - приращение плотности, кг/м3.
п. Рассчитываем импульсное давление на забой (или на интервал поглощения), 11л:

^нмпулъсл ” Рспуск * 9. 81 * ^скввертнк

Формула 105: импульсное давление поршневания на интервал
где

Рнмпулъса - импульсное давление поршневания на забой, Па;

Рспуск - эквивалентная плотность раствора при спуске КНБК, кг/м3;

Н сшевертик - вертикальная глубина скважины, м.

12.	Рассчитываем плотность разреженного раствора, создаваемую при подъеме КНБК,
кг/м3:

Роодъем = Рр-ра — &Р

Формула 106: плотность разреженного раствора при подъеме КНБК

где

рппяьсм - плотность раствора при подъеме, кг/м3;

Рр-р« - плотность раствора, кг/м3;

Н евк вертпк - вертикальная глубина скважины, м.

13.	Рассчитываем давление разрежения (свабирования), Па:

^разряжения ~ Рподъем * 9. 81 * Нско персик

Формула 107: давление при подъеме КНБК (давление свабирования)

где

Ррлзряжспня - давление свабирования, Па;	-»

рподъем - плотность разрсженио1Х) раствора при подъеме, кг/м3;

Н сккж*|т1х - вертикальная глубина скважины, м.

14.	Сравниваем полученные данные с пластовым давлением и давлением начала
приемистости и определяем, будет ли скважина поглощать раствор при такой
скорости спуска или проявлять при подъеме.

Пример:

Определить гидродинамические давления на забой при СПО за счет поршневого эффекта
при наличии в КНБК обратного клапана (закупоренная труба). Глубина скважины 3200
м, вертикаль скважины 2800 м, диаметр скважины 220.7 мм, коэффициент
кавернозности 1.2, бурильные трубы 127 х 9.19, УБТ 165.1 х 71.4, длина УБТ 200 м,
плотность бурового раствора 1200 кг/м3. Показания ротационного вискозиметра бюо = 28,
В3 = 7, пластическая вязкость РУ = 19 сП, проектная скорость спуска/подъема КНБК 1.1
м/с. Обсадная труба 244.5 х ю мм спущена на глубину 2500 м. Пластовое давление 31.3
МПа. Давление начала приемистости 39.5 МПа. Раствор подчиняется степенному закону.

Решение:

1.	Определяем индексы консистенции и реологии по формулам для жидкое । и,
подчиняющейся степенному закону:

п = 0.657 * 1од(^) = 0.657 * 1о§(у) = 0.3956

_ 0.511-0|ОО _ 051У2В _

К "	170.3"	170.3®^	1-8746.
2.	11роизводим расчет для кольцевого пространства «обсаженный ствол - бурильная
труба».

2.1.1.	Определяем скорость течения жидкости в . кольцевом пространстве
«обсаженный ствол - бурильная труба» для закупоренной трубы, м/с:

Укп

= (0.45 + -г-----а нлру*7---------* Успо = (о.45 + . . е—-12/п;2—♦ 1.1 =

\	& внутр ок каружбт/	\	(244.5	2* 10)	127 /

1.0127.

2.1.2.	Определяем максимальную скорость, м/с:

Ушах = 1.5 * Ккп = 1.5 * 1.0127 = 1.519

2.1.3.	Определяем скорость сдвига раствора в кольцевом пространстве
«обсаженный ствол - бурильная труба, 1/С:

11997 *УШЯХ 11997*1,519
у =---------—— =-------------------= 186.91 .

^пнутрОК ~ “наружбт 224.5 — 127

2.1.4.	Рассчитываем напряжение сдвига раствора в кольцевом пространстве
«обсаженный ствол - бурильная труба», Па:

т = К *уп = 1.8746 * 186.91° 3956 = 14.845.

2.1.5.	Рассчитываем потери давления в кольцевом пространстве «обсаженный
ствол - бур ильная труба », М П а:

1.911 *Т ^интервала = 1.911 * 14.845 2500

0К'6Т О стоп - йиаруж бт * 1000	224.5-127 ‘1000

Ь ПРОизводиМ_расчет для кольцевого пространства «открытый ствол т бурильная
труба»,

3.1.	‘ Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве
«открытый ствол - бурильная труба» для закупоренной трубы, м/с:

/ *	• и.рушб! \	/	1272	\

Рип "	... .... I ---------------1------- .11=0.914

V " ГПН1Л11 " иаружбт/	\	(71.12 • 220.7) - 1272/

3.2.	()пределясм максимальную скорость СПО, м/с:

Утах 1.5 * Укп = 1.5 * 0.914 = 1.371 .

3.3.	Определяем скорость сдвига раствора в кольцевом пространстве «открытый
ствол - бурильная труба», 1/с:

Г

11997 *	11997* 1.371

^стиолй ~~ ^наружбт VI-2 * 220.7 — 127

143.32.

3.4.	Рассчитываем напряжение сдвига раствора в кольцевом пространстве
«открытый ствол - бурильная труба», Па:
т = к *у"= 1.8746 * 143.32° 3956 = 13.3 64 .

’ 3-5- Рассчитываем потери давления в кольцевом пространстве «открытый снюд
бурильная труба», МПа:

1.911 ♦ т ^„.гпчпкмл 1 911 * 13.364	(3200 - 2500 - 200)

я мол - ^Нйружбт * 1000 ” 7172 * 220.7 - 127 *	Ю00

4. Производим расчет д ля кольцевого пространства «открытый ствол - УБТ».

4.1.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве
«открытый ствол - УБТ» для закупоренной трубы, м/с:

Укп = (о. 45 +	. Испо = (о. 45 + -____ 165Л*---------_) .1,1 = 1.456,

\	” ствола “ наружен*/	\	(71712 * 220.7) —165.12/

4.2.	Определяем максимальную скорость СПО, м/с:

Гпшх = 1.5* Укп = 1.5* 1.456 = 2.184.

4.3.	Определяем эквивалентный расход потока, пересчитанный от максимальной
скорости спуска труб, л/с:

<},„ = 785.4.10 ‘ . к„,„ . (О2^.,.,, - <РУ|Л ) = 785.4 - Ю'5 6 7 • 2.184 > ((ЛЛ2 • 220.7)’ - 165.12) = 53.5 .

4.4.	Определяем потери давления в кольцевом пространстве «открытый ствол -
УБТ», МПа:

р =	30.289 * рр_р;|88 *	8 * РУ02 * 1УБТ

(^ствола ~~ ^наруж УБт)3 * (^ствола + ^наружУбт)1 °

30. 289 * 1200° 8 * 53.518 * 19° 2 * 200

= ——-------------------------—----------------— = 0.183 .

(7172 ♦ 220.7 - 165.1)3 ♦ (ТГ2 * 220.7 + 165.1)1 8

5. Определяем суммарные потери давления в кольцевом пространстве при СПО,
МПа:

ЦР = Лж-ги + Рст-бт + Лк-УБТ = о. 727 + 0.111 + 0.183 = 1. 021.

6. Пересчитываем суммарное давление в приращение плотности:

106 * ЕР 10б. 1.021

9.81 .Яскв„ерт.ик 9.81.2800	'"3

7. Рассчитываем эквивалентную плотность раствора, создаваемое при спуске К111 • Г

Рспуск = Р р-ра &Р = 1200 4- 37 = 1237 К1/Мз •
8.	Рассчитываем импульсное давление превышения на забой

Римпулм. = Рспуск * 9.81 * Яскввертик = 1237 ♦ 9.81 ♦ 2800 = 33977916 Па « 34 МПа .

9.	Рассчитываем плотность разреженного раствора, создаваемую при подъеме КНБК:

Рподьвм = Рр-ра - Ар = 1200 - 37 = 1163 кг/мз .

ю. Рассчитываем давление разряжения (давление свабирования) при подъеме КНБК,
На:

^разряжении = Рподъем *	81 * ^скпоертик = 1163 ♦ 9.81 * 2800 = 31945284 Па ~ 32 Мпа.

п. Сравниваем полученные данные с пластовым давлением и давлением начала
приемистости:

Импульсное давление, МПа	Давление начала приемистости, МПа	Давление разряжения (свабирования), МПа	Пластовое давление, МПа
34	39.5	32	31.3
Норма		Норма	

6.4	. Гидродинамическое давление и давление разряжения,
создаваемые при СПО воронки (открытая труба)

При спуске воронки в скважину для проведения геофизических исследований, она
работает как открытая труба. Раствор, находящийся в скважине, движется как в
кольцевом пространстве, так и внутри бурильных труб.

1.	Определяем индексы п и К исходя из модели жидкости.

Для степенной модели:

п =0.657 * Год
\	’	17о.зп

Формула 108: индекс консистенции и индекс реологии для степенной модели жидкости
Для модели Гершеля - Балкли:

п = 2.096 * /ооС83”-^’1,9606) , К =?:?пг|,3"~т",
с7к9100-г0*1,96067 ’	511"	*

Формула 109: индекс консистенции и индекс реологии для жидкости модели Гершеля - Балкли
где
и - индекс реологии (индекс поведения), безразмерный;

К - индекс консистенции, Па^с ";

0 з,б. юоизоо - соответственно показания ротационного вискозиметра при з, 6, юо и

300 оборотах в минуту, “отклонения;

То- ДНС жидкости, Па:
2 + Ол - 0(,
1.9606

Формула 110: ДНС жидкости

2.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом иростраин не ««открытый ствол -
бурильная труба» и «обсаженный сгвол - бурильная груба» для открытой трубы, м/с:

V

КП —

д наруж бт внутр Вт
ствола ~ наруж б г *Р пну|рб|

* ПО •

Формула 111; скорость течения жидко* ти и КМ для •• открытой» 1рубы

где

Укп - скорость течения жидкости, м/с;

Угш. - запланированная скорость спуска/подьема труб, м/г;

Эстолл, <1пруж пт и дВ||>тр бт - диаметр скважины с учгюм коэффициента
кавернозности, внутренний диаметр спущенной колонны, наружный и
внутренний диаметры бурильных труб, мм.

3.	Определяем максимальную скорость СПО, м/с:

1/	= 1	* V

у тах х- и г ки *

Формула 112: максимальная скорое н. СПО для пырнтой грубы
где

Утах - максимальная скорость СПО, м/с;

Укп - скорость течения жидкости, м/с.

4.	Определяем потери давления в кольцевом пространстве «ствол бури т.пан груба»
для вариантов «открытый ствол - бурильная труба» и «обгаженный сгвол
бурильная труба», МПа:

р = / 11997 *Утах * 2 * п 4-1\” * 0. 0019<К * А,,
Х^ствол ~ ^наруж бт	3 ♦ П /	^стпол “ «плруж 0»

Формула 113: потери давления я КП при ( ПО отнрьной «рубы
где

Утах - максимальная скорость СПО, м/с;

Игтвола, с1«1эр)-жбг - диаметр скважины с учетом коэффициента наверноэпос «и.
внутренний диаметр спущенной колонны, наружный диаметр бури чьиых груб,
мм;

К - индекс консистенции, Па-с

п - индекс реологии (индекс поведения), безразмерный;

Ьствола - длина обсаженной или необсаженной части ствола скважины

5.	Определяем суммарные потери давления в кольцевом пространстве при С1К ), М На:

X Р = ^ок-бт + ^ос-бт »

Формула 114: суммарные потери давления в кольцевом прей |р.як пн* при СПО
где

- суммарные потери давления в кольцевом пространстве, МПа;

Рок.«т и Ро.-от - потери давления в интервалах обсаженной части ствола скважины н
открытого ствола соответственно, МПа;
6.	Пересчитываем суммарное давление в приращение плотности, кг/м3:

106 ♦ ГР

До =------------------,

» а с>1 4 и	,

7.0 1 "скпнертнк

Формула 115: приращение плотности при СПО

где

Др - приращение плотности, кг/м3;

ХР - суммарные потери давления в 1(11 при С1 К), М11а;

П евк.вертик - вертикальная глубина скважины, м.

7.	Рассчитываем эквивалентную плотность раствора при спуске КНБК, кг/м3:

Рспуск " Р р р.1 + △Р

Формула 116: эквивалентная плотность раствора при спуске КНБК
где

рспуск - эквивалентная плотность раствора при спуске КНБК, кг/м3;

рр-ра - плотность раствора, кг/м

△р - приращение плотности, кг/м»,

8.	Рассчитываем импульсное давление па забой (или на интервал поглощения), Па:

Р»1М11УЛ1<<.1 Рспуск * ^-81 * А/СКВ портик >

Формула 117: давление поршневания при открытой трубе
где

Р|1ми,ульем импульсное давление поршневания на забой, Па;

р.ну,й эквивплентнан плотность раствора при спуске КНБК, кг/м3;

Н< ' вертикальная глубина скважины, м.

9.	Рассчитываем плотность разреженного раствора при подъеме КНБК, кг/м3»

Рподъсм = Рргра ~~ &Р '

Формула 118: плотность разреженного раствора при подъеме КНБК
ршугм м - плотность раствора при подъеме, кг/м3;

Рр рн - плотное гь раствора, кг/м3;

II

епк.портик ~ вертикальная глубина скважины, м.

10.	Рассчитываем дав ление разрджения (давление свабирования) при подъеме КНБК, На:

^>р(пряжокия = Рподъем *	81 * ^скпвертик ’

Формула 119: давление при подъеме КНБК (давление свабирования)

где

Ррв:фяж1нши - давление свабирования, Па;

Рподьем - плотность раствора при подъеме, кг/м3;

Нс.мк.ве|лик - вертикальная глубина скважины, м.

ы. Сравниваем полученные данные с пластовым давлением и давлением начала
приемистости и определяем, будег ли скважина поглощать раствор при такой
скорости спуска или проявлять при подъеме.
Пример:

Определить гидродинамические давления на забой при СГЮ воронки (открытая гр\1н>)
Глубина скважины 3200 м, вертикаль скважины 2800 м, диаметр скважины 220. • мм.
коэффициент кавернозности 1.2, бурильные трубы 127 х 9.19, плотность бурового
раствора 1200 кг/мз. Показания ротационного вискозиметра 0зоо = 44, 0»<ю = 28, 0„ 8, О,
= 7, пластическая вязкость РУ = 19 сП, проектная скорость спуска/подъем а КНБК 1.1 м/с.
Обсадная труба 244.5 х ю мм спущена на глубину 2500 м. Пластовое давление 31.3 МПа.

Давление начала приемистости 39.5 МПа. Раствор подчиняется закону Гершеля
Балкли.

Решение:

1. Определяем индексы консистенции и реологии по формулам для жидкости,
подчиняющейся закону Гершеля - Балкли:

2.096 ♦ 1од

'0.зоо ~ то * 1- 9606\

<0100 — то * !• 9606/

/44 — 3. 06* 1.9606\

= 2.096*1од(----------------- =

\28 - 3.06 * 1.9606/

0.4975

= 2 * 03 - 06

Т° 1.9606

2*7-8

1.9606

= 3.06 На.

0.511 * 0ЗОО -т0	0.511 * 44-3.06

-	5^04975---=0.8728.

511й

2.	Производим расчет для кольцевого пространства «открытый ствол - бурильная
груба»:

2.1.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве «открытый
ствол - бурильная труба» для открытой трубы:

Л 2	_ ^2

_____** н.чруж бт внутр бт_____
0 2 ствол а “ ^2наружбт + ^внутрбт,

* У СПО =

/	1272 — 108.622	\

= 0.45 +----------=------5--------- I ♦ 1.1 = 0.583 м/с .

\	1.2 » 220 72 - 1272 + 108.622/	'

2.2.	Определяем максимальную скорость:

Гтах = 1.5* ГК11 = 1. 5 * 0. 583 = 0. 8745 м/с .

2.3.	Определяем потери давления в кольцевом пространстве «открытый СТВОЛ
бурильная труба»:

р = / 11997 *	2 * п + 1	0.0019 * К * Гствода

Х^ствол ~ ^паружбт 3 * И /	0ствол ““ ^наружбт

11997*0.8745	2*0.4975 + 1

172*220,7 - 127 * 3 * 0.4975

Л4975 0 0019 * 0,8728 * (3200 - 2500)

*------—-------------------' О I I МП ।

у1Г2* 220.7 — 127

п

К =
3.	Производим расчет для кольцевого пространства «обсаженный ствол - бурильная
труба ».

3.1.	Определяем скорость течения жидкости в кольцевом пространстве
«обсаженный ствол - бурильная труба» для «открытой трубы»:

- (п X	Иаруж бТ ~ а2 й"УЛ'бТ	* V -

^кп — I 0. 45 4- 2	__ .2 I ^2 I У спо

\	и внутр ОК “ наружбт~11 пиутрбт/

/	1272 —108,622	\

= 0.45 +-------,-----=---------- + 1.1 = 0. 598 м/с .

\	224. 52 - 1272 + 108. 622/

3.2.	Определяем максимальную скорость, м/с:

У„шх = 1.5 + Укп = 1.5 + 0. 598"= 0.897 .

3.3.	Определяем потери давления в кольцевом пространстве «обсаженный ствол -
бурильная груба»:

р / 11997* У„„„ * 2*п + 1\" 0.0019* У	_

хРегьол ~ ^наруж бт $ * 11 /	1) ствол “ ^наруж бт

/11997* 0.897 2 • 0.4975 + 1\0Л975 0 0019*0,8728 *2500	_ я яяп

= |-------------*-------------1	*----------------------= 0.504 МПа .

\ 224.5- 127	3*0.4975 )	224.5- 127

4.	Определяем суммарные потери давления в кольцевом пространстве при СПО:

= ^ок-бт + ^ст-бт = 0,11 4- О, 504 = 0.614 МПа .

5.	1(ересчитываем суммарное давление в приращение плотности:
10й* ЕР 10й-0.614

'	9.81 „,ртик 9.81» 2800	'"3

6.	Рассчитываем эквивалентную плотность раствора, создаваемую при спуске КНБК:
Реауск = Р р-р. + Др = 1200 + 22 = 1222 кг/м3 .

7.	Рассчитываем импульсное, давление превышения на забой (или па интервал
поглощения):

Рммпулмн = Рспуск * 9.81 + //.К(11>С|1ТИК = 1222 9.81 * 2800 « 33.6 МПа .

8.	Рассчитываем плотность разрежения раствора, создаваемую при подъеме КНБК:
Рпадт-и = Рр-р» " ДР = 1200 - 22 = 1178	.
9.	Рассчитываем давление разряжения (давление свабирования) при иодьемс К111»К

^разряжения = Рподъем ♦ 9 «1 * «с ко верти к = И78 * 9.81 ♦ 2800 * 32.4МП»

ю. Сравниваем полученные данные с пластовым давлением и давлением начали
приемистости:

Импульсное давление, МПа	Давление начала приемистости, МПа	Давление разряжения (свабирования), МПа	Пластовое давление, МПа
33.6	39.5	32.4	31.3
Норма		Норма	

Вывод: проведение СПО с заданной скоростью возможно.
7.	ПОГЛОЩЕНИЯ

Классификации зон поглощения

Категория зоны поглощения	Коэффициент поглощающей способности, К	Мероприятия по ликвидации  -	поглощений
1. Частичное	1	Бурение на буровом растворе или воде Закачка дизельно-цементно- бентонитовой смеси (ДЦБС)
II. Полное	1-3	Закачка быстросхватывающей смеси (БСС). Расход цемента 5-10 тн.  Закачка дизельно-цементно- бен гон и товой смеси (ДЦБС)	
III. Интенсивное	3-5	Закачка БСС. Расход цемента 10-20 тн
IV. Интенсивное	3-15	Закачка высоковязкой цементно- бентонитовой смеси (цемент + бентонит), глинистых паст, пеноцемента. Расход смеси 20-60 тн
V. Катастрофическое	15-26	Закачка наполнителей (опилки, резиновая крошка и т. п.). При снижении коэффициента поглощающей способности до 15 действовать как при ликвидации IV зоны поглощения
VI. Катаорофичоское	>26	Бурение без выхода .циркуляции, спуск промежу! очной колонны или перекрывателя

7.1.	Расчет коэффициента поглощающей способности

Коэффициент поглощнющсй способности определяется последующей формуле.

При ПОЛНОМ и<.И7Ю11IV11II111

_ Опогл

У/У * 100

Формула 120: коэффициент поглощающей способности при полном поглощении
где

(2п - интенсивность поглощения, м’/час;

Н - напор, м. Разница положений статического и динамического уровней бурового
раствора при работе насосов с рабочей, как при бурении, подачей:
^сглт Адинам

100

Формула 121: расчет напора при полном поглощении
где

Ппнт - статический уровень раствора в скважине, м;

Н ам “ Динамический уровень раствора в скважине при рабочей подаче насоса, м.

При частичном поглощении:

______(?ногл_____

л/Хтат + Ь* Ю0 ’

Формула 122: коэффициент поглощающей способности при частичном поглощении

где

91Ю1Л - интенсивность поглощения, мз/час;

II - статический уронен!, раствора в скважине, м;

К - гидравлические потери в кольцевом пространстве при движении раствора от
поглощающего пласта к устью скважины, МПа:

^пласт * У возврат

й =

8. 26 * Як1|

(^скн ^нлружбт) * (^ски + ^наружбт)

Формула 123: гидравлические потери в кольцевом пространстве
при движении раствора от поглощающего пласта к устью скважины
где

Хк)| - коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, •
безразмерный;

Ь |шаст - глубина залегания поглощающего пласта, м;

жг - количество раствора, которое возвращается из скважины в приемную емкость,
л/с;

О ски - диаметр скважины с уче том коэффициента кавернозности, см;

<1 пжружбт- наружный диаметр бурильных труб, см.

Коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве X кп вычисляется
по следующим формулам.

„	. во

•Для ламинарного режима:	лкп = —.

Формула 124: коэффициент гидравлических сопротивлений
в кольцевом пространстве для ламинарного поток;»
тт	г	1	012

•Для турбулентного режима:	Лк|| = 77=,

Формула 125: коэффициент гидравлических сопротивлений
в кольцевом пространстве для турбулентного потони

где Ке - число Рейнольдса.
Пример:

Определить коэффициент поглощающей способности К, если при полном поглощении
статический уровень отмечен на глубине 97 м от устья скважины, а динамический
уровень при работе насоса с производительностью 32 л/с установился на глубине 81 м.

I. Находим Н:

» =	=	0.16 м

100	100

2. Находим коэффициент поглощающей способности К:

О|ЮГЛ 32*3.6

К =	=	= 211 75

♦ кю /о ю ♦ юо

Примечание: для перевода л/с в м ‘/час нужно л/с ’ 3.6.

3. Таким образом, поскольку К > 26, то это VI зона поглощения. Необходимо либо
бурить без выхода циркуляции, либо спускать промежуточную колонну или
перекрыватель.

Пример:

Определить коэффициент поглощающей способности пласта К при условии, что
поглощающий пласт находится на глубине 1400 м и происходит частичное поглощение
раствора с интенсивное ч ыо 15 л/с. Статический уровень отмечен па глубине 50 м от устья.
Бурильные трубы ТБПК 127 х 9.19. Диаметр долота 295.3 мм, коэффициент
кавернозности КК 1.14. 11рон:июдитгльность насоса 32 л/с. Число Рейнольдса Ке = 282
(режим ламинарный).

1. Находим коэффицисн г гидравлического сопротивления X:

ВО 80

Л — =-------•=

Не 282

0.284.

2. Находим количество раствора, которое возвращается в приемную емкость:

Опозорит — 32	15 — 17 л/с.

3. Находим И гидравлические потерн в кольцевом пространстве при движении
раствора от поглощающего пласта к устью скважины:

/I 8. 26 • Л,

пласт * ^возврат	_

(7\ки ^паружбт) * (^скв Т ^наружбт)
1400 * 172

= 8 26 ‘ ° 284 • (31.53 — 12.7р * (31.53 + 12.7)2 = ° 073 ” '
4.	I (аходим коэффициент поглощающей способности:

к =

(?погл

54

/Нстат + Л * 100	/50 4-0.073 >100

= 7.1 .

5.	По таблице определяем, что это IV зона поглощения. Необходима закачка
высоковязкой цементно-бентонитовой смеси (цемсш । бснюпит), глинистых паст
или пеноцемента.

7.2.	Определение максимально возможной скорости
проходки при начале поглощения, при которой возможно
пробурить поглощающий интервал, не снижая
производительности насоса

у < 1-74 ♦ 10 3 * (Риыход Рвход) * Свае
шах	^скв

Формула 126: максимальная скорость проходки при начале поглощения
ГДе

Р1М1М1Д- плотность выходящего из скважины раствора, кг/м3;

р - плотность закачиваемого в скважину раствора, кг/м3;

9 „ас - подача насоса, л/с;

В - диаметр скважины, м.

Пример:

Определить максимально возможную скорость проходки при возникновении
поглощения, при которой возможно пробурить поглощающий интервал, не снижая
производительности насоса, если в скважину закачивается раствор, плотностью 1190
кг/м3 с производительностью 36 л/с, но при достижении плотности в кольцевом
пространстве 1200 кг/м3 в скважине начинается поглощение раствора. Диаметр
скважины 220.7 мм. Коэффициент кавернозности 1.12. Скорость бурения до поглощения
составляла 18.2 м/час.

1.74.10’ « (р„ыход - рвх„д) . <?,,«	174.10’ . (1200 - 1190) ‘36

V <------------------=------------<--------- 1 —---------------< 11.5 м/час

шах	Р<кц2	(/1712 ♦ 0.2207)2
7.3.	Расчет относительного давления
в поглощающем горизонте

Относительное давление - давление сголба раствора относительно гидростатического
давления сголба воды.

р
п • пласт
^0 -“р—•
'('С

Формула 127: относительное давление
где

Рпласт - пластовое давление, Па, ат;

Рге - гидростатическое давление столба воды, 11а, а г.

Если в системе «скважина - пласт* плотность раствора превышает относительное
давление, го может произойти поглощение раствора в пласт, а при значительном
превышении и полная потеря циркуляции. Если же относительное давление больше
плотности раствора, то может произойти приток жидкости или газа из пласта или
возможно нарушение приствольной зоны скважины (обвал породы). Если относительное
давление равно плотности раствора, то условия бурения, как правило, нормальные.

Если в скважине произошло поглощение раствора, то относительное давление в
поглощающем горизонте рассчитывается следующим образом:

Рр-рл * пласт ~ ^стат)

' О =	ц	>

••ПЛПСТ * Риады

Формула 128: относительное давление в поглощающем горизонте
где

Рводы ” плотность ноды, ранная 1000, кг/м >;

Нцмсг вертикаль поглощающего пласта, м;

Нсгат - статический уровень раствора в скважине, м.

Пример:

Определите относительное давление в поглощающем горизонте, который расположен на
глубине 1213 м по вертикали, плотность бурового раствора в скважине 1120 кг/мз,
статический уровень раствора в скважине 53 м.

Рр |’“ * (^п'ыст	^стат)

* 0 “	..	~

••пл.кт * Риоды

1120* (1213 -53)

1213 * 1000

1.07.
7.4.	Расчет плотности раствора, обеспечивающего
нормальную циркуляцию при возникновении
поглощения в скважине.

Плотность бурового раствора, обеспечивающего нормальную циркуляцию, вычисляется
по формуле:

Рр-ра2

к * Р\\ ра! * (^пя.и 1.1	1.п )

^пласта

Формула 129: плотность буропого р.п шора, обеспечивающего
нормальную циркуляцию при поглощении
где

к = 0.85 - коэффициент запаса, безразмерный;

Рр-ра1 - плотность исходного раствора, кг/м3;

Рр-ра2 “ плотность требуемого раствора, кг/м3;

Н|Ойпа “ глУбина залегания пласта по вертикали, м;

Н1<пгг- статический уровень раствора в скважине, м.

Пример:

Определить плотность раствора, обеспечивающего нормальную циркуляцию в скважине
при поглощении раствора, если статический уровень раствора плотностью 1120 кг/м3
составляет 97 м, поглощающий горизонт расположен на глубине 1040 м по вертикали.

**Рр-рз1	-«„ат)	0 85 * 1120 * (1040 - 97)	.	/

Рр-ра2 =-------------й------------------------------5^5--------------= 863 КГ/М

п пласта	1 и 1 и

7.5.	Кольматирующие материалы, применяемые
для борьбы с поглощениями

Материал	Тип	Описание	Концентрация	Максимальная трещина, мм
Ореховая скорлупа	Гранулы	0.14-2 мм	60 кг/м3	>8 мм
Пластмасса	Гранулы	0.14-2 мм	60 кгл/	>8 мм
Известняк	Гранулы	0.14-2 мм	120 кг/м	5 мм
Сера	Гранулы	0.14-2 мм	60 кг/м	5 мм
Целлофан	Плас г инки	20 мм хлопья	25 кт/м	3-5 мм
Опилки	Волокно	6 мм частицы	3  30 кг/м	3-5 мм
Сено	Волокно	12 мм частицы	35 кг/м3	3-5 мм
Древесная кора	Волокно	10 мм частицы	э 30 кг/м	3-5 мм
Шелуха	Г ранулы	Мелкие	3“—  30 кг/м	до 3 мм
Измельченная древесина	Волокно	6 мм частицы	3  60 кг/м	до 2 мм
7.6.	Установка изолирующих тампонов

Порядок установки изолирующих тампонов для борьбы с поглощениями:
•

1.	Определить зону поглощения.

2.	Смешать 8-16 м3 бурового раствора с 75-8о кг/м» бентонита и 90-120 кг/м3
наполнителей (см таблицу).

3.	Спустить в скважину «открытый конец» и закачать половину порции смеси в зону
поглощения.

4.	Остановить закачку, подождать 15-20 минут и закачать оставшийся раствор.

5.	Если выход циркуляции не возобновился, процедуру повторить. Если выход снова
отсутствует, подождать 2-3 часа и снова повторить процедуру.

6.	Если выход циркуляции отсутствует после закачки трех порций, перейти к другим
методам восстановления циркуляции.

Примечание: при прокачке смеси через КНБК и долота убедитесь что выбранный
наполнители не закупорит КНБК и/Ш.Уасадли Л<I долоте, При прокачке тампона через
КНБК необходимо прокачать через компоновку и долото сразу нею порцию смеси и
следом закачать 4 лР чистоео риепинц »и, Л и лее действовать по п. х-6.

Порядок закачивания специальной । ампшш/КЦОЙ емвдц:

1.	По возможности пробурить интервал поглощения, поднять КНБК и спустить в
скважину «открытый конец*». Пиз бурильной колонны оборудовать безмуфтовым Л БТ
длиной не менее юо м на случай, если тампонажная смесь схватится прежде
расчетного времени, то можно было бы оторвать Л БТ и впоследствии разбурить его.

2.	Установить «открытый конец» бурильной колонны на расстоянии +/-30 м над зоной
поглощения.

3.	Приготовить 8 м1 специальной тампонажной смеси (рецептуру подобрать с участием
компании по цементированию, предусмотреть увеличенные сроки начала
схватывания смеси).

4.	Закачать смесь в зону поглощения. Если кольцевое пространство не заполнено,
доливать раегвор/воду в кольцевое пространство во время прокачки смеси через
бурильные грубы до момента ее полного выхода из туб в кольцевое .пространство.

5.	Когда кольцевое» пространство будет заполнено и тампонажная смесь выйдет в
кольцевое пространство, закрыть превентор и создать в кольцевом пространстве
избыточное давление 15 20 ат. Это поможет смеси мягко проникнуть в зону
поглощения.

6.	Поднять бурильную колонну и выждать время начала схватывания смеси.

Порядок установи и дщд’лыю цемептно-бентонитовой смеси (ДЦБС);

1.	По возможности пробурить интервал поглощения, поднять КНБК и спустить в
скважину «открытый конец». Пиз бурильной колонны оборудовать безмуфтовым ЛБТ
длиной нс менее юо м па случай, если смесь схватится прежде расчетного времени и
можно было бы оторвать Л БТ и впоследствии разбурить его.

2.	Установить «открытый конец» бурильной колонны на расстоянии +/-30 м над зоной
поглощения.

3.	Смешать 100 мешков цемента и юо мешков бентонита с 8 м3 дизельного топлива
(плотность смеси должна получиться 1380 кг/м3).

4.	Закачать в инструмент в качестве буферной жидкости по 2 м3 дизтоплива (до и после
смеси).
эффективно!. Бурение

5.	Когда первая порция буферной жидкости достигнет конца спущенной (•\-рп»п.ион
колонны, закрыть превентор и начать закачивать раствор/ноду в кольцепог

* пространство. Раствор/воду закачивать в кольцевое и ростра нггпо •
производительностью 5.5 л/с, одновременно с этим продавливать смесь в грубич •
производительностью 11 л/с до тех пор, пока вторая порция дизельной буферной
жидкости не выйдет из инструмента.

6.	Поднять бурильную колонну и выждать 8+ часов, пока дизельно-цементно
бентонитовая смесь не затвердеет (ориентироваться по пробам).

7.	Процедуру повторить, если не получите положительный результат (циркуляции н<-
восстановится). Перед повторением процедуры, возможно, потребуется подбурпть
ДЦБС.

7.7.	Расчет глубины установки конца бурильных труб для
закачки в пласт быстросхватывающихся смесей и
изолирующих тампонов

^пласта

Ртам ион * ^пласг
Рр-ра

Формула 130: расчет глубины установки конца бурильных труб для закачки
в пласт быстросхватывающихся смесей и изолирующих тампонов
где

Ь - глубина установки конца бурильных труб, м;

11 - мощность пласта, м;

Ртампон 11 Рр-ра _ соответственно плотность тампонирующего материала и плотность
бурового раствора, г/см3, кг/м3.

Пример:

Определить глубину установки конца бурильных груб с целью закачки тампонирующих
материалов в поглощающий пласт, если глубина залегания поглощающего горизонта
Нпласга = 1400 м, мощность поглощающего горизонта 11 = 12 м, плотность бурового
раствора 1120 кг/м3, плотность тампонирующего материала 1800 кг/м3.

/1800 *12\

Ь = 1400-	) = 1381 м.

\ 1120 )

7.8.	Меры по предупреждению поглощений

1.	Разрабатывать конструкцию скважины таким образом, чтобы изолирован. 101111
низкого давления или зоны потенциального поглощения.

2.	Регулировать механическую скорость проходки известных зон поглпщепи.

избежание перегрузки кольцевого пространства частицами шлама. 1’п< < •пнын •
максимально возможную скорость проходки без снижения производительности
насоса и пытаться пройти поглощающий горизонт.

3.	Если интервал поглощения невозможно пройти без снижения производительности
насоса, то для промывки ствола во время бурения зоны поглощения использовать
минимальный! расход жидкости (ориентироваться на местный опыт).

4.	Поддерживать минимальную плотность раствора, требуемую для регулирования
известного пластового давления. Одной из основных причин поглощения является
высокая плотность раствора.

5.	При бурении в известных интервалах поглощения следует предварительно обработать
раствор материалами для борьбы с поглощением (МБП).

6.	Поддерживать низкие реологические свойства раствора, но достаточные для очистки
ствола.

7.	Перед запуском насосов после наращивания начинать вращение бурильной колонны.
Вращение колонны в начале циркуляции способствует разрушению структуры
раствора и снижению пульсации давления насоса.

8.	После наращивания начинать промывку следует медленно, начиная с 3-5 л/с и
постепенно с шагом 5 л/с доводя производительность насоса до плановой.

9.	Снижать скорость СПО для снижения давления поршневания/свабирования.

10.	Запланировать восстановление циркуляции во время СПО (2-3 раза).

11.	Предусмотреть использование насадок с размерами, позволяющих применять МБП
(размер насадок ю мм и выше).

12.	Быть готовым к тому, что прием насоса, сетка на выходе насоса, фильтры колонны
могут быть закупорены МБП.

13.	Быть готовым к потере раствора, возникшей из-за того, что сетки вибросита
закупорятся МБП.

7.9.	Некоторые правила при бурении поглощающего
интервала без выхода циркуляции

Иногда возникает необходимость бурить без выхода раствора, пока 15-20 м следующего
пласта, способного выдержать нагрузку, не будут пробурены. При бурении без выхода
циркуляции необходимо соблюдать следующие правила:

1.	Обеспечить досгаточное количество воды.

2.	Использовать одни насос для бурения, а другой для постоянной подачи воды в
кольцевое пространство.

3.	Назначить ответственного за потоком в желобе.

4.	Тщательно контролировать вес на крюке и крутящий момент для определения
момента закачки вязких пачек раствора. Если вес на крюке и момент начнут
повышаться, это говорит о скоплении шлама в кольцевом пространстве и
необходимости прокачки вязкой пачки для очистки ствола.

5.	Тщательно контролировать давление насоса во время бурения для установления
наличия признаков закупоривания ствола скважины. Резкие скачки давления говорят
о возможной закупорке ствола.

6.	По возможности ограничивать скорость проходки (не быстрее, чем «одиночка» в час).

7.	Отрывать инструмент от забоя каждые 3 м проходки, чтобы убедиться, что ствол
чистый.
8.	Не прекращать вращение колонны в процессе бурения.

9.	Иметь в резерве 6о-8о м3 вязкого раствора,1'отового к закачке.

10.	Предусмотреть закачку вязкого тампона перед СПО или каротажем.

п. Прекратить бурение и предусмотреть подъем инструмента в башмак обсадной
колонны при необходимости ремонта насоса.

12.	Медленно начинать и останавливать движение инструмеп га при наращиваниях.

13.	Перед каждым наращиванием предусмотреть установку порции гампона над КНБК.

14.	При бурении без выхода циркуляции не проводить скважинные и<» н донапня.

15.	При восстановлении циркуляции прекратить бурение, иодняп. мпонну и закрыть
превентор. Остановить работ}7 насосов и проверить скважину на приток.

16.	Если наблюдается приток, закрыть превентор и наблюдай, (а давлением при
закрытом устье.

17.	Если давления нет - медленно (5-6 л/с) провести циркуляцию мере । ? открытых
штуцера.

18.	Если давление наблюдается - медленно вымыть флюид из скважины с
противодавлением, применяя «Метод бурильщика» с сущее гвующеп плотностью
раствора. Будьте готовы к возможному возникновению выброса.
8.	РАБОТА С КОЛОННОЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

8.1.	Маркировка бурильных труб

Бурильные трубы маркируются в зависимости от типи высадки.

По стандарту АР1 5ПР:

•	Внутренней (1 п1егпа! 11 р«е1)	111

•	Наружной (Ех1егпа111рке1) Е1 >

•	Комбинированной (1п1егпа1-Ех1ста1 ПрнсО 1ЕИ

По ГОСТ Р 50278-92:

ТБПВ - труба бурильная с приварными замками, высадка внутренняя;

ТБПН - труба бурильная с приварными замками, высадка наружная;

ТБПК - труба бурильная г приварными замками, высадка комбинированная;

ТБВК - труба бурильная с высаженными внутрь концами и коническими стабилизирующими
поясками, с навинчиваемыми замками;

ТБПК труба бурильная с высаженными наружу концами и коническими
стабилизирующими поясками, с навинчиваемыми замками;

ЛБТ(ЛБТ) алюминиевые ( иегкоснл явные) бурильные трубы. Обычные Л БТ
изготавливаются ил сп лава Д1(> Г. термостойкие из сплава ЛК4-1Т1. высокопрочные,
коррозионностойкие (ЛБТП11) из сплава 10НЯТ1.

Тобдщщ ШШШШНСНЮияЛКЩКЦ сг/КкЦЦЩ ШССуп .ПО стандарту АР1:

ГОСТ	Д	Е	Л	м	р
АР1 •	й	Е	X	6	5

Вес и тип бурильных груб должны быть ясно маркированы. Маркировка каждой трубы
должна быть проверена до начала работы с иен. Если маркировка па трубе отсутствует
или нанесена нечетко, работать с такой грубой запрещается.
8.1.1.	Маркировка отечественных бурильных труб

1. Маркировка клеймением на высадке трубы:

•	Т - товарный знак изготовителя трубы.

•	127 ~ диаметр трубы, мм.

•	9 - условная толщина стенки трубы в мм, округлен па и до целого значения в гоотнгггтнии с
11 ра вилам и округлен и я.

•	«Л» - марка стали.

•	об - обозначение бурильного замка, код.

•	05 09 - месяц и год выпуска (последние 2 цифры).

•	8731 - номер трубы.

2.	Маркировка клеймением на фрезерованном пазе:

•	9 - условная толщина стенки трубы в мм, округленная до целого значения в соответствии с

правилами округления.

•	«Л» - марка стали.

3.	Маркировка краской:

•	Товарный знак изготовителя трубы.

•	ПК- тип трубы (приварной замок, комбинированная высадка).

•	127 - диаметр трубы, мм.

•	9 - условная толщина стенки трубы в мм, округленная до целого значения в соответствии с
правилами округления.

•	1190 - длина трубы, см.

•	377 _ масса грубы, кг.
8.1.2.	Маркировка приварных замков отечественных стальных
бурильных труб

Маркировки производи геи голый) клеймением.

•	127 наружный днамегр замка, мм.

•	62 условный внутренний диаметр, мм.

•	। или и вариант исполнения в зависимости от наружного диаметра хвостовика.
Хвостовик замка (хвостовики ниппеля и муфты) - участки ниппеля и муфты
цилиндрической формы, предназначенные для приварки элементов замка к телу
бурильной трубы

•	ТЗ говарный знак завода изготовителя.

•	Об ()8 дата и потопления (месяц и 1*од).

•	М группа прочности.

ПЙЦДШ2ШШЙ.’.'

а)	При и'ной рс.п.ос на ниппеле и муфте протачивается опознавательный поясок.

Ь)	/А/ </»/»< 1<7>о(К1Инол| пазе наносится толщина стенки трубы и ее группа
прочности,

с)	Для труб группы прочности «Л» и выше на наружной поверхности ниппеля
протачивается опознавательная канавка.
8.1.3.	Маркировка труб зарубежного производства

Маркировка наносится либо клеймением, либо краской но трафаречу, либо тем и другим
вместе. Данные об изделии могут быть приведены в единицах английской системы или в
единицах системы СИ. На гладкой части ниппеля замка бурильных труб у большего
основания конуса наносится сокращенное обозначение завода изгогони пшя.

Маркировка клеймением:

1	. 91325 - номер трубы.

2	Т - товарный знак производителя.

а)	12.10 - дата приварки замка (месяц, год).

Ь)	С - марка стали (С-105).

с)	2 - код массы трубы.

ф МСз8 - обозначение типа замка.

Маркировка краской:

б>ьо

5рес 5ГИ> ХХХхф 12 ЮЗ 7,13.30С I 2 31.1 44

Рисунокю

1)	Т - товарный знак производителя.

2)	180 11961 - стандарт 180 11961 (если применим).

3)	8рес 5Г)Р ХХХХХ - номер лицензии.

4)	? Номограмма АР1.

5)	12.10 - дата изготовления трубы (месяц, год).

6)	!/г - диаметр трубы в дюймах.

7)	13.30 - масса трубы в фунт/фут.

8)	С - группа прочности (С-105).

9)	Ьг - уровень требования к продукции Р8Ь2 или 3 (если применимо),
ю) 31.1 - длина трубы в футах.

11) 441 - вес трубы в фунтах.
9.1.4. Износ бурильных труб

Рисунок 11

Износ замковой резьбы ниппеля и муфты определяется по
критерию «Н» (рис. 11).

«Н» - расстояние между упорным уступом контролируемого
ниппеля и упорным торцом муфты в паре «ниппель-муфта».
Суммарную степень износа резьбы ниппеля и муфты
определяют либо по шаблону, либо перед их
непосредственным свинчиванием на буровой.

При измерении показателя «Н» на буровой после установки
ниппеля в муфту ниппель поворачивается (в сторону
развинчивания) относительно муфты (например, с помощью
цепного ключа) до момента, при котором происходит
скачкообразное осевое перемещение ниппеля в муфту, после
чего замеряется расстояние «Н». Износ расстояния между
упорными узлами замка контролируется в соответствии с
таблицей.

Тип замковой резьбы	Значение критерия «Н» для пары «ниппель-муфта», мм, не менее		
	1-й класс	2-й класс	3-й класс
3-73	28.0	19.5	14.0
3-86	28.0	19.5	14.0
3-102	28.0	19.5	14*0
3-108	28.0	19.5	14.0
3-122	28.0	19.5	14.0
3-133-	28.0	19.5	14.0
3-147	34.5	24.0	18.0

8.2.	Хранение бурильного инструмента

а)	Запрещается укладывать трубы непосредственно на землю, рельсы или бетонный пол.

Ь)	Трубы складируются и храня гея па стеллажах раздельно по гипоразмерам. Па одном
стеллаже должны храниться грубы, имеющие одни и те же параметры: вид, условный
диаметр, толщину стенки, группу прочности, класс, тип и направление резьбы.

С) Требования к хранению и укладке груб:

•	рабочая (опорная) поверхность стеллажей с целью предотвращения
самопроизвольного перекатывания труб должна быть горизонтальной и
расположена на высоте не менее 300 мм от земли;

•	высота штабеля труб на стеллажах не должна превышать 2.5 м, при этом трубы
закрепляются стойками во избежание их скатывания;
•	при укладке труб в несколько рядов между каждым рядом должно быт»,
проложено не менее трех деревянных прокладок толщиной 50 мм, шириной »;о мм

•	так, чтобы муфты труб не касались друг друга;

•	трубы должны быть уложены муфтами в одну сторону;

•	бракованные трубы и трубы, требующие ремонта, должны быть уложены па
отдельный стеллаж;

•	трубы на стеллаж укладываются в соответствии с его грузоподъемностью;

•	прокладки располагаются перпендикулярно оси труб над опорами стеллажа для
предотвращения их прогиба;

•	каждый стеллаж должен быть снабжен табличкой, содержащей основные
характеристики уложенных труб. Рекомендуемая схема укладки труб представлена
на Рисунке 12.

с!) Бурильные замки легкосплавных труб и переводники, рассортированные по
типоразмерам, должны храниться под навесом или в закрытом помещении в
специальной таре.

е) Запрещается хранить вблизи стеллажей кислоты, щелочи и другие химически
активные материалы, способные вызвать коррозию труб, замков и переводников.

О Резьба замков и переводников должна быть покрыта антикоррозионной смазкой и
защищена предохранительными колпаками.

Рисунок 12
9. ПОЛОМКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

9.1.	Элементы А0Ю8

Все возможные поломки возникают из-за проблем в одной или более областях,
перечисленных ниже. Для их определения используют аббревиатуру А1ИО8:

А (ЛИнЬШев) - свойства труб - размеры и евойствптрубы, заложенные в нее в процессе
производства. Типичные свойства включают в себя: прочность, твердость и др.

В (Веящп) - проектирование расчет бурильной колонны на способность выдержать
нагрузки.

I (ТпзресНоп) ПНСПСКЩР1 •лемепты компоновки бурильных труб подвергаются
повреждениям, и в них накапливается усталость металла. Регулярная инспекция
(проверка) бурильных труб один из способов определения их дальнейшей пригодности
и предотвращение их слома.

О (ОрегаНон) применение, зьсилуатщщя неправильное применение, эксплуатация
инструмента ведет к его повреждению и поломке.

8 (8игг<>1т<Гтк) среда условия применения инструмента влияют на вероятность его
повреждения.

9.2.	Разрыв в результате превышения
нагрузок на растяжение

Разрывы в результате натяжения возникают, когда растягивающая нагрузка превышает
предел прочности самого слабого элемента в бурильной колонне, и обычно это
происходит в бурильных трубах вблизи к поверхности. Также такая поломка возможна в
замке трубы по опасному сечению.

Как правило, отличии, такую поломку можно по поверхности разрыва. Она обычно
зазубрена, и срез тела грубы расположен под утлом 45“ к ее поверхности. Труба, как
правило, сужена к месту разрыва.
Рисунок 13

Как предотвратить такие поломки:

I)	Не превышать паспортную нагрузку иа бурильную колонну и ее элементы.

2)	Подбирать бурильные трубы, способные выдержать ожидаемые нагрузки с
существенным запасом.

3)	Вес и тип бурильных труб должны быть ясно маркированы. Маркировка каждой
трубы должна быть проверена до начала работы с ней.

4)	Индикатор нагрузки на долото и индикатор веса должны быть откалиброваны.
Максимальная нагрузка должна быть отмечена для бурилыцика на индикаторе
веса.

9.3.	Поломки в результате комбинации
нагрузок растяжения и кручения

Такие поломки наиболее вероятны при аварийных работах в процессе извлечения
оставленного или прихваченного инструмента (попытка вывинчивания инсгрумента).
Поверхность слома тела трубы имеет характерный вид заводного зуба (скола,
выкрашивания).

При сломе в резьбовом соединении при приложении таких нагрузок ломается обычно
ниппель в опасном сечении резьбы. Поверхность слома имеет характерный скос под
углом 45°, как и при превышении растягивающих нагрузок. Для предотвращения таких
поломок необходимо рассчитывать максимально возможные нагрузки растяжения и
напряжения кручения колонны и не превышать их.

Рисунок 14
9.4.	Поломки в результате скручивания

При поломке резьбовая часть ниппеля вытягивается и выглядит как вытянутый
конус со слизанной резьбой. Муфта замка увеличена в диаметре или выглядит как
раздутая по диаметру муфта (развальцованная муфта). Такая поломка обычно
происходит, когда крутящий момент в процессе бурения превышает момент
свинчивания замковой резьбы (Рисунок 15).

Рисунок 15

Как предотврати ть такие поломки:

а)	Правильно подбирать бурильный инструмент, чтобы максимальный
момент свинчивания груб превышал максимальный ожидаемый крутящий
момент при бурении.

Ь)	Проверя । ь износ диаметра замка с периодичностью минимум 1 раз в месяц.

с)	Моментомеры для свинчивания и крепления труб должны быть
. откалиброваны и исправны.

й) Применять и правильно наносить рекомендованную заводом-
изготовителем резьбовую смазку. Коэффициент трения смазки не должен
быть'меп1>И1с 1.05.

е)	Закреплять трубы при наращиваниях и СПО с требуемым моментом.
9.5.	Промыв резьбового соединения замка бурильной трубы
в результате его недокрепления

Такая поломка происходит в результате недокрепления

резьбового соединения до

рекомендуемого значения момента свинчивания.

Рисунок 16

Как предотвратитьтакие поломки:

а)	Правильно определять момент свинчивания резьбового соединения. Учитывать
коэффициент трения применяемой смазки в соответствии с рекомендациями
завода-изготовителя.

Ь)	Правильно наносить смазку - равномерно по всей поверхности ниппеля и муфты.

с)	Докреплять резьбовые соединения с расчетным моментом. Не подматывать под
уплотнительные торцы муфты и ниппеля алюминиевых проволочек или
уплотнительный материал в виде шкимки. Герметизация замкового соединения
осуществляется за счет правильной сопрягаемости торцевых поверхностей муфты
и ниппеля и частично за счет смазки, а не за счет резьбы.

й) Перед наращиванием тщательно очищать сопрягаемые поверхности муфты и
ниппеля.

9.6.	Усталостные разрушения стальных бурильных труб

В процессе строительства скважины на бурильные трубы действует комбинация многих
нагрузок. Трубы подвергаются разрушению в результате накопления усталостных
напряжений. Усталостные разрушения возникают вследствие следующих причин.

1.

Возникновение циклических напряжений с пиковыми значениями,
превышающими 40 % предела прочности.

Циклические напряжения - это когда одна сторона трубы испытыниг|
растяжение, а другая сжатие, а вращение трубы вызывает повторяющие* и
знакопеременные нагрузки. Источниками циклических напряжений являются

•	вращение трубы в интервале высокой интенсивности простршкч пешни <»
угла скважины (более 2 град / 10 м);

•	вращение компоновки через интервалы скважины ризного дикие। ри,

•	остановки и проскальзывания долота/калибратора при бурении,
•	вращение компоновки через зоны с большими кавернами (размытые
зоны);

•	вибрация бурильной колонны.

Циклические напряжения образуют небольшие трещины. С продолжением
приложения нагрузок трещины увеличиваются, усталость накапливается, что в
конечном счете приводит к поломке трубы.

2.	Возникновение точек концентрации напряжений. В этих точках напряжения
усиливаются и концентрируются, в них возрастают пиковые величины наврузок.
Они являются ускорителями усталостных разрушений. В этих точках развиваются
усталостные трещины, которые становятся концентраторами напряжений,
которые ускоряют развитие трещины вплоть до разрушения трубы. Усталостные
трещины всегда перпендикулярны оси трубы (Рисунок 17).

Рисунок 17

Наиболее вероятными концентраторами напряжений являются внутренние и
наружные расширении и сужения трубы, основания резьбы, царапины отключен и
клиньев, а гакжо очаги коррозии (Рисунок 18).
3.	Влияние коррозии.

Коррозия уменьшает толщину стенок труб. Коррозия происходи! 111 ш
электрохимических реакций и увеличивается под влиянием:

•	Высокой температуры. Скорость реакции удваивается каждые з ГТ'.

•	Большой производительности насоса, особенно при наличии абразивных
материалов в растворе. Такая эрозия удаляет защитное покрытие и обнажат
металл.

•	Высокой концентрации коррозийных агентов (02> Н28, С02).

Существует три метода распространения коррозии:

•	однородное уменьшение толщины стенки;

•	местное разрушение металла;

•	образование раковин (питинговая коррозия) (Рисунок 19).

Рисунок 19

Высококонцентрированное разрушение металла в местах образования раковин
самая серьезная проблема. Раковины уменьшают толщину стенки трубы и являются
сильным концентратором усталостных напряжений. Образование раковин ведет к
полному' разрушению труб.

4.	Сопротивляемость материала труб развитию трещин.

Способность металла сопротивляться распространению трещин иод растягивающей
нагрузкой играет большую роль. Трещины намного медленнее распространяются в
вязких материалах, чем в хрупких (Рисунок Рисунок 20).

Маленькие трещины
в вязкой стали

Рисунок 20

Большие трещины
в хрупкой стали

Хрупкость стали определяется сопротивлением ударным нагрузкам (гм 1.1011110 I
Сталь с сопротивлением ударным нагрузкам более 55 Дж сначала нон। > и......

сломается. Сталь 8-135 наиболее хрупкая из всех.
Типоразмер трубы	Минимальный предел текучести, КПа	Минимальный предел прочности, КПа	Сопротивление ударным нагрузкам, Дж
Е-75	515	690	75
Х-95	655	725	65
6-105	725	795	55
3-135	930	1000	35

5.	Факторы, способствующие увеличению усталостных напряжений, приводящих к
разрушению труб:

•	Повреждения на теле грубы в месте работы клиньев и ключей (вмятины,
царапины).

•	Отсутствие переводника соответствующей длины между УБТ и бурильными
трубами.

•	Резкое изменение пространственной интенсивности угла и азимута ствола
скважины, большие углы наклона.

•	Агрессивная среда раствора: кислород, сероводород, двуокись углерода,
хлориды.

•	Работа искривленными трубами.

•	Спуск и подъем труб с посадками или затяжками более 3-5 тонн.

•	Обратная проработка ствола скважины и расширение ствола, где сочетается
комбинация силы натяжения и крутящего момента.

•	Вибрации и вертикальные колебания бурильной колонны.

•	Превышение крутящего момента в процессе бурения момента свинчивания
замкового соединения.

6.

Предотвращен ие усталости ы х разрушен и й:

•	Пространственная интенсивность не должна превышать 2 град / ю м.

•	Поддерживать достаточный уровень содержания в растворе ингибитора

коррозии и поглотителя кислорода.

•	- Медленно сажать трубу в клинья во избежание смятия тела трубы
плашками клиньев.

•	Избегать проскальзывания захватов ключей по телу замка. Правильно
подбирать размеры плашек.

•	По возможности высота трубы над клиньями не должна превышать 0.9 м.

•	Ие вращать бурильную колонну под ее весом в клиновом захвате.

•	Всегда использовать 2 машинных ключа при докреплении и раскреплении
соединений. При докреплении соединений убедиться, что ключи находятся
под углом 90° и параллельны между собой.

•	Не использовать погнутые трубы, трубы с точечной коррозией и с
глубокими вмятинами от клиньев.

•	Между бурильной трубой и УБТ всегда устанавливать переводник
соответствующей длины.

•	При проведении спускоподъемных операций (СПО) периодически
переставлять местами трубы (нижние - наверх, верхние - вниз) для
снижения концентрации накопленных усталостных напряжений пли/ю пин
и сжатия. Менять рабочие соединения в свечах (проводить С1Ю при «р* »)
для снижения износа резьбовых соединений.

•	Вес УБТ должен обеспечивать соответствующую нагрузку на долото.

•	Проверять на износ клиновой захват и вкладыши ротора не реже I раза в ?

3 недели (проводить слип-тест).

7. Участки концентрации усталостных напряжений.

Место	Локализация повреждения	Причина
Внутренняя и наружная высадки	От 40 см до 61 см от ниппеля и конца муфты	Резкие изменения толщины стенок между бурильным замком и трубой
Участок колонны, зажимаемый клиньями	От 40 см до 61 см от конца муфты	Использование одного машинного ключа при докреплении/раскреплении замка; остановка колонны с резкой посадкой в клиньях; изношенные клинья
Средняя часть трубы	Участок между ниппелем и муфтой	Вращение при вхождении в абразивные породы приводит к износу поверхности трубы по наружному диаметру
Переходная зона  1	Первые 5 «одиночек» над компоновкой	Изменение прочности при переходе от КНБК к бурильной колонне;возникновение сжимающей нагрузки (баклинга) при избыточной нагрузке на долото (перемещение 0-точки из УБТ в инструмент)

8.	Осуществление контроля состояния труб.

Выработайте привычку производить 5-секундные проверки на полу буровой во время
бурения или СПО и при сборке бурильной колонны перед началом бурения
скважины. Запрещается использовать трубы с повреждениями и без ясно различимой
маркировки.

а)	Контроль состояния замков бурильных труб:

•	Использовать мягкую щетинистую щетку и растворитель для очистки
резьбы и упорных торцов муфты и ниппеля. Проводить еженедельный
визуальный осмотр замков бурильных труб.

•	Еженедельно замерять минимальный наружный диаметр замков,
проверять их на наличие трещин, эксцентричного износа, серьезных
повреждений от ключей.

•	При использовании бурильных труб, изготовленных по ГОСТ или Т\
проверять наличие маркировки на замках и их соответствие требуемым
нагрузкам.

•	Контролировать изношенность скоса упорных торцов муфты и шпик к»
Осматривать упорные торцы и резьбовое соединение на наличие удкрны
повреждений, точечной коррозии и истертости. Проверять, прнпп и.....

подобран тип резьбового соединения.
•	При проведении СПО контролировать износ резьбовых соединений замков
по критерию «Н».

•	При сборке/разборке компоновки низа бурильной колонны проверять ее
соединения на наличие продольных трещин, точечной коррозии и,вмятин.

•	По возможности использовать бурильные трубы с разгрузочной канавкой
на ниппеле и муфте замка.

Ь)	Контроль состояния тела трубы:

•	Каждая труба, спускаемая в скважину, должна иметь ясно различимую
маркировку, нанесенную клеймением, а новые трубы еще и маркировку
краской. Запрещается работа бурильными трубами, не имеющими
маркировку.

•	Ежедневно осматривать место работы клинового захвата на трубах.
Выявлять участки повреждений тела труб, участки с серьезной точечной
коррозией и наличие искривления груб. Своевременно отбраковывать
непригодные к эксплуатации бурильные трубы.

•	Перед началом бурения проверять внутренний канал бурильных труб для
обнаружения отслоении и окалин. Перед работой очищать трубы от окалин
и отслоений специальным скребком.

•	Перед началом бурения проверять участки утолщений, как внутренних, так
и наружных, между бурил.......)Й грубой и замком на предмет обнаружения

точечной коррозии, трещин, задиров и вмятин. Своевременно
отбраковывать непригодные к эксплуатации бурильные трубы.

•	Перед началом бурении скважины замерять минимальный наружный
диаметр средней части трубы и проверять его на эксцентричный
(односторонний) износ.

•	В процессе бурения контролировать фактические нагрузки па бурильную
колонну на предмет возникновения сжимающих нагрузок (баклинга).

•	При необходимости использовать защитные протекторы для бурильных
труб.

9.7.	Поломки ЛБТ в результате усталостных разрушений

Усталостное разрушение ЛИТ происходит, как правило, на утолщенных (высаженных)
участках, .в сечениях, близких к торцам замка. Такая дислокация сломов, иногда
называемая фротинг коррозией, и объясняется наличием в этой зоне значительной
концентрации местных знакопеременных напряжений, обусловленных резким
переходом но жесткости сечения ЛБТ и замка трубы. Как правило, максимальной
выносливостью обладает <амковое соединение, а минимальной выносливостью обладают
утолщенные уча» тки грубы в сечениях, близких к торцам замка, при этом основное тело
трубы и трубное соединение по выносливости занимают промежуточное положение. С
увеличением температуры эксплуатации грубы усталостная прочность ЛЕТ резко
снижается.

Особую роль при эксплуатации ЛБТ имеет коррозия. Скорость общей корро пш ЛЫ к
буровых растворах с рИ = 6.5~9.5 невелика, но она резко возрастает в кислотной • р* н
♦(при рН 2.5) и в щелочной среде (рН и).

Скорость коррозии ЛБТ в буровом растворе повышается с увеличением температуры
среды. Так, в растворе, содержащем з% МаС1 (КСЬ), скорость коррозии при .|оТ
составляет около 0.50 г/м2 в час, а при 8о °С уже 0.65 г/м2 в час. В жидкости с добавкой
0.5 % кальцинированной соды скорость коррозии при 40 °С составляет 1.1 г/м2 в час, .1 при
8о °С - 1.8 г/м2 в час.

Особую опасность для алюминиевых бурильных труб представляет межкристаллитная
коррозия. Основным фактором, способствующим появлению межкристаллитной
коррозии, является повышенная температура. К сожалению, определить появление
межкристаллитной коррозии невозможно. Поэтому’ трубы, которые находились
продолжительное время (более 500 часов) в зоне повышенных температур (для сплава
Д16Т - выше 160 °С; для сплава 1953Т1 - выше 120 °С), необходимо переводить в низшие
эксплуатационные классы или списывать.

При цементировании хвостовиков пли установке цементных мостов коррозия ЛБТ не
наступает при условии, что после выполнения данной технологической операции трубы
будут тщательно промыты технической водой.

В практике бурения применяют установку кислотных ванн. Применение соляной,
плавиковой кислот или их смеси при использовании ЛБТ категорически запрещается, т.
к. при взаимодействии алюминиевых сплавов с этими кислотами, во-первых, выделяется
водород, что создает потенциальную опасность взрыва, и, во-вторых, интенсифицируются
процессы коррозионного разрушения ЛБТ. Например, скорость коррозии алюминиевых
сплавов в 5% растворе НС1 превышает 150 г/м2 в час. Для кислотных ванн с ЛБТ
рекомендуется применение 15 % водного раствора сульфаминовой кислоты (Н8О3НН2).

Как предотврати ть поломки ЛБТ по причине усталостных разрушений:

1.	Ограничить значение осевой нагрузки на долото, чтобы трубы не потеряли
продольную устойчивость, что особенно актуально при бурении горизонтальных
скважин и ЗБС в случае, если ЛБТ применяются в нижней части бурильной
колонны (исключить баклинг).

2.	Над КНБК устанавливать утолщенные алюминиевые трубы, которые имеют
повышенные критические силы на сжатие и тем самым обеспечивают плавный
переход по жесткости от УБТ к ЛБТ.

3.	Не использовать ЛБТ при температурах, превышающих установленные пределы.

4.	Не использовать ЛБТ в растворах с кислой или щелочной средой, а также в
растворах, содержащих катионы хлора (СЬ).

5.	Не устанавливать кислотные ванны из соляной, плавиковой кислот или их смеси,
если в бурильной колонне присутствуют ЛБТ.

6.	При использовании ЛБТ для установки цементных мостов тщательно промывать
их после проведенной операции.

9.8.	Поломки труб в результате избыточных наружного и
внутреннего давлений (разрыв и смятие труб)

Бурильные трубы могут быть смяты или разорваны изнутри, если при кы • ни->
внутреннее или наружное давление превысит прочность трубы.

Причины могут быть следующие:
•	I {еправильный выбор типоразмера труб.

•	Повышенный износ труб (наружный и внутренний).

•	Влияние температуры в глубоких скважинах.

•

Смятие груб обычно происходит в нижней секции бурильной колонны, особенно во время
работ с пластоиспытателем на трубах. Разрыв труб изнутри обычно происходит в верхней
секции бурильной колонны.

Смятие

Рисунок 22

Разрыв

Как предотвратить такие поломки:

1.	Правильно выбирать типоразмер бурильных труб с учетом влияния
температурного фактора.

2.	Своевременно проводить дефектоскопию и контроль толщины «стенок бурильного
инструмента.

3.	Проводить корректные инженерные расчеты при проведении работ с
иенытателям 11 пластов.

9.9.	Действие нагрузок на бурильную колонну во время
бурения, ликвидации прихвата или аварии

Па бурильную колонну действует комбинация следующих нагрузок:

•	Осевая нагрузка (растяжение/сжатие/складыванне (ЬискПп^)).

•	Изгибающие нагрузки.

•	Вращающие (скручивающие) нагрузки.

•	Давление (разрыв/смятие/растяжение).

9.9.1	Осевые напряжения

К таким напряжениям относятся:

•	Растягивающие напряжения, возникающие в теле трубы при приложении
растягивающей нагрузки.

•	Изгибающие напряжения, возникающие в теле трубы при ее изгибе.

•	Растягивающие напряжения давления, возникающие за счет давления внутри
бурильной колонны (при бурении и промывке) и направленные вдоль оси
трубы.
9.9.1.1 Растягивающие напряжения, возникающие в теле трубы при
приложении растягивающей нагрузки

(Г-Сгап)* 0.00981
^растяж	$	>

Формула 131: напряжения при растягивающей нагрузке
где

Ораетяж - напряжения при растягивающей нагрузке, МПа;

Сс1М1 - вес верхнего привода (или вертлюга и квадрата), тн;

Е - растягивающая нагрузка, тн. Определяется по индикатору веса или вычисляется по
следующей формуле (без учета коэффициента трения/сопротивления):

Г = 0.001 * Г * <и„.м.р_р ,

Формула 132: растягивающая нагрузка

где

Чщ.м р р~ масса в растворе 1 погонного метра трубы с учетом замка, кг/м;

Ь - длина бурильной колонны, м;

8 - площадь поперечного сечения бурильной трубы, м2:

5 = 0. 7854 * (Ицаружбт ~~ ^внутрбт) •

Формула 133: площадь поперечного сечения бурильной трубы

где О1Пфуж(Ии йШ1утрГп- соответственно наружный и внутренний диаметр трубы, м.

9.9.1.2	Изгибающие напряжения, возникающие в теле трубы
при изгибе	,

_ Е * ^наруж БТ
^иэгиб 2 * /?	’

Формула 134: напряжения при изгибе
где

573

К “ 015'

Формула 135: радиус кривизны
где

К - радиус кривизны, м;

о 1ПП1б - напряжение изгиба (удельная нагрузка), МПа;

01.8 - пространственная интенсивность искривления ствола скважины, град / ю м;

й 1|аруж17Г- наружный диаметр трубы [м];

Е - модуль Юнга (для стали Е = 210 ооо МПа, для сплава алюминия (Д16Т) Е ? ри»
МПа).

Примечание: при расчете допустимого крутящего момента (МКЩ1т) Одд ос/м ней п и ЧД1 ы
напряжения изгиба равны о, т, к. пространственная интенсивность искрив ннич <>
верхней точке бурильной колонны РЁ8 = / ю м, таким образом, данная Форни ш /н
имеет смысла.
9.9.1.3	. Растягивающие напряжения давления, направленные
вдоль оси трубы

<7даш1 = 0.0980665 * Р,

Формула 136: напряжение растяжения при бурении и промывке
где

Р - давление в бурильной колонне (давление на сгонке манифольда), ат;
бдам - напряжение растяжения от давления, МПа.

9.9.2.	Напряжения, перпендикулярные оси трубы

К таким напряжениям относятся:

•	Напряжения скручивания, возникающие в теле трубы при ее вращении
(скручивании).

•	Напряжения па разрыв, возникающие за счет действия перепада давлений в
системе «труба кольцевое простраш'тво».

9.9.2.1	Напряжения скручивания - напряжения, возникающие в теле
трубы при ее вращении (скручивании)

М ♦ 10	♦ 1^царуж

тИ||Уч =	27/	’

Формула 137: напряжения кручения
где

Т круч - напряжения кручения, МПа;

I (Ои»|>уЯ<1т4 ''ннпрм4) - полярный момент инерции труб, м<;

л = ЗЛ416;

М крутящий момент. Нм;

О(П|1У(( 11	соответственно наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м.

9.9.2.2	Напряжения на разрыв, возникающие за счет действия
перепада давлении в системе «труба - кольцевое пространство»

0,0980665 *Р

Гдаил “"ТБ ?	'

/^наруж! _ *
\ ^ннутр /

Формула 138: напряжение на разрыв
где

гдавл ~ напряжение на разрыв, МПа;

Р - разница между наружным и внугренним давлениями, ат;

I)	пцружо», й ячугр&г - соответственно наружный и внутренний диаметры трубы, м.

Примечание: при расчете напряжений и верхней трубе разница между наружным и внутренним давлениями равно
давлению на стояке манифольда.
9.9.3.	Результирующие напряжения

Результирующие напряжения вычисляются ио формуле НнЬег-Уоп и Мьчс.ч I !сп<’к\

а — у/ Еа2 4- 3 * Ет2 < СГдопуст,

Формула 139: результирующее налрнжениг
где

о - результирующее напряжение, МПа;

Ет - сумма напряжений, действующих перпендикулярно оси скважины, МПа;

Ео - сумма напряжений, действующих вдоль оси скважины, МПа;

Одопуст - предел текучести, МПа.

Минимальное значение предела текучести для стали марки 8-135 = 931 МПа, для стали
марки С-105 = 724 МПа, для ЛБТ (сплав Д16Т) = 325 МПа, для ЛБТПН (сплав 1953Т1) =
480 МПа.

Пример:

В скважине произошел дифференциальный прихват при забое 3000 м по вер гикали.
Циркуляция полная. Давление на стояке манифольда 150 ат. В скважине бурильный
инструмент ТБПК127 х 9.19 марки стали 8-135. Момент свинчивания резьбового
соединения замка 30905 Н-м. Какой максимально допустимый момент кручения на СВП
можно приложить на устье, если вес на крюке при расхаживании колонны юо тонн, вес
СВП 25 тонн? Предел текучести для стали марки 8-135 = 931 МПа.

Решение:

1.	Определяем осевые напряжения:

а)	Растягивающие напряжения:

(Г-Ссв|1)* 0,00981 _	(100 - 25) * 0,00981	_

<Т₽астяж “	5	“ 0.7854 » (0.1272 — 0.108622) " 216 3 МПа •

Ь)	Изгибающие напряжения в верхней трубе:

__Е * ^наруж бт

^„.1ГИ6- —2	-•

Выражение не имеет решения, поскольку в верхней точке бурильной колонны 1)1-8 о
град / ю м.

с)	Растягивающие напряжения давления, обусловленные работой насоса:

(Гдавл = 0 0980665 * Р = 0.0980665 * 150 = 14.7 МПа .

б)	Суммарные осевые напряжения:

= <грастяж + <7давл = 216.3 + 14.7 = 231 МН.г
2.	Определяем напряжения, перпендикулярные оси трубы.

а)	Напряжения скручивания:

М ♦ 10"6

32 К нлрркбг внутр бт/

М ♦ 10~6

=----- --------------------------= 0.005348 * м, МПа .

2* з!~*(° 1274 ~° 108624)

Ь)	Напряжения на разрыв, возникающие в верхней трубе за счет действия перепада
давлений в системе «труба кольцевое пространство». Для верхней трубы этот
перепад давления будет определяться давлением на стояке манифольда, поскольку
за бурильной трубой на устье дав ление будет равно атмосферному:

давл

0.0980665 • />	0 0980665 • 150

------г.-	--------=--= 40.1 М Па .

Щ-'

X Мину1|» /

С)

3.

Суммарные перпендикулярные напряжения:

1л Г круч •	= 0 <>05348 ♦ М + 40.1 .

Определяем результирующие напряжения:

а 4 Ха' I 3 • Лг 7'23 Г2 + 3 • (0.005348 ♦ М + 40.1)2 < 931,

так как должно соблюдаться условие о одопНт= 93* МПа.

4	Обозначим значение (0 005348 ♦ М + 40.1) через X. Тогда выражение примет
вид

72312 + 3 *Х2 < 931.

5.	Возводим обе части уравнения в квадрат и получаем уравнение

2312 + 3 ♦ X2 < 9312 .

6.	Решаем уравнение относительно X:

Х< 520.7.

7.	Подставляем вместо X выражение и решаем его относительно М:

0.005348 * М I 40.1 < 520.7 .
Отсюда:

520.7-40, 1

М <-----------

~ 0.005348

< 89865 II * м .

8.	Сравниваем с моментом свинчивания резьбового соединения замка:

30905 Н ♦ м < 89865 II • м.

Вывод: при ведении работ по ликвидации прихвата при весе па крюке бурильной
колонны юо тонн (981 кН) максимально допустимый момент кручения на роторе
(СВП) не должен превышать момента свинчивания резьбового соединения замка
трубы (<30905 И м).

9.10. Складывание инструмента.
Синусоидальный изгиб (баклинг)

Баклинг - нагрузка, при которой бурильная колонна теряет свою продольную
устойчивость и складывается. Существует три уровня баклинга:

•	синусоидальный (2-0);

•	спиральный (з-0);

•	заклинка инструмента, при которой дополнительная его разгрузка не приводит к
увеличению осевой нагрузки.

Баклинг вызван сжатием труб и силой трения. При увеличении трения происходит
сжатие труб, что приводит к увеличению силы контакта трубы со стенкой скважины. При
возникновении баклинга ускоряется усталостное разрушение груб. С увеличением
зенитного угла сопротивление баклингу возрастает (начинает работать эффект силы
тяжести). Баклинг в стволах малого диаметра может не приводит!, к перманентной
деформаци и и негрумента.

Критическая нагрузка для возникновения синусоидального баклинга вычисляется по
формуле Оаиъоп & Разку:

Гсниус = 0 0202 *

Е * / * ц + ВЕ * з1пв

2 ♦ В

Формула 140: критическая нагрузка для возникновения синусоидального баклинга

где

Кипус - критическая нагрузка для возникновения синусоидального изгиба, кгс;

Е - модуль Юнга, для стали 210 ооо, МПа;

I - осевой момент инерции, мм*»:

* ” 64 * Сонару» ^4влутр) ।

Формула 141: полярный момент инерции

ц - вес 1 п. м бурильной колонны, кг/м;

ВБ - коэффициент плавучести, безразмерный;

(I пмр>ж/инутр - наружный и внутренний диаметры труб, мм;

81П0 - синус зенитного угла в данной точке, безразмерный;

К - зазор кольцевого пространства, мм:
___ ^скп ^наруж

К~ 2	'

Формула 142: зазор кольцевого пространства

Оскв = йдолота ♦ \ КК — диаметр скважины, мм;	»

(/долота - диаметр долота, мм;

КК - коэффициент кавернозности, безразмерный.

Критическая нагрузка для возникновении спирального баклинга вычисляется по
формуле СЬеп & С11еа1Ьат, а нагрузка заклинки инструмента по формуле XVи & Лихкагп-
У\го1<1:

Е — \! '2. ♦ I*
г спирал * *•	• < нмус »

Формула 143: критическая нагрузка для возникновения спирального баклинга (формула СЬеп & СЬеагЬат)

/‘'заклинка = (2 *	0 * /‘синус •

Формула 144 нагрузка ыклинки инструмента (формула У/и & 1оикат-\Л/о1с1)

Факторы, препятствующие развитию «баклинга*:

•	Увеличение зенитного угла.

•	Увеличение жесткости груб (увеличивается полярный момент инерции).

•	Увеличение массы I погонного метра груб.

•	Уменьшение зазора между грубой и стенкой скважины (меньше диаметр ствола,
больше диаметр труб).

Пример:

Рассчитать критическую нагрузку для возникновения синусоидального, спирального
баклинга и заклинки инструмента, если диаметр скважины 226.7 мм, коэффициент
кавернозности 1.15. бурильная груба ’П>ПВ 127 * 9.19, угол в скважине 40°. Модуль Юнга
принять равным 210000 МПа. Раствор в скважине плотностью 1200 кг/м3. Масса 1 п. м
трубы в воздухе 29.52 кг/м. 11лотность стали рассчитать.

Решение:

а)	Определяем полярный момент инерции труб:

' (" ♦	... - <игп.) =	♦ (1274 - 108-62*) = 5936871 мм*

Ь)	Определяем зазор кольцевого пространства:

Я />( кн ^.ыруж = 220.7 * 71.15 - 127 = 109.67 мм .

с)	Определяем плотность стали трубы:

</|||М	29,52

Р|,т V177 <> 7854 » (0.1272 - 0.108622) » 1м = 8679	'

с!) Определяем коэффициент плавучести:

р.,_ра	1200

НЕ = ! _ГР_Р±= !	= () 8617.

Рстали	8679
е) Определяем критическую нагрузку для возникновения синусоидального (мк чнш и:

210000 ♦ 5936871 * 29. 52 ♦ 0. 8617 * 51П 40

= 0.0202 * -------------------------------------------= 8709 кгс « 8,7 тс

109.67

О Определяем критическую нагрузку для возникновения спирального баклинга:

Опирал = 'ТЕ * Гс1,нус = 72 * 8709 = 12316 кгс «= 12,3 тс.

д) Определяем критическую нагрузку для возникновения заклинки инструмента:

Заклинка = (2 » 72 - 1) * Рсту. = (2 * 72 - 1) * 8709 = 15924 кгс « 16 тс.

9.11.	Вибрации бурильной колонны

Вибрации - вынужденные механические колебания. Для их возникновения необходим
один из следующих источников:

•	взаимодействие долота с породой;

•	работа насосов;

•	вращение бурильной колонны и забойного двигателя.

Если частота колебаний бурильной колонны совпадает или кратна частоте ее вращения,
возникает явление резонанса и бурильная колонна начинает вибрировать. Скорость
вращения бурильной колонны, при которой частота колебаний совпадает с частотой
собственных колебаний бурильной колонны, называют критической скоростью ее
вращения. Вибрации бурильной колонны неизбежны!

Виды вибраций:

•	осевые;

•	торсионные (или вращательные);

•	радиальные (или поперечные);

•	вихревые вибрации как следствие радиальных вибраций.

Вибрации возникают в результате неполной центрацни компоновки в скважине и
действия на нее осевых и боковых сил. При бурении скважины определяющей силой,
приводящей к изгибу компоновки и появлению вибраций, является осевая сила,
обусловленная нагрузкой на долото. Хаотические биения, возникающие при вибрации
бурильной колонны, мо1*ут быть очень разрушительными для компонентов компоновки и
не позволяют продолжить бурение скважин. Возникает высокая вероятность ошм
приборов и разрушения элементов компоновки и долота (Рисунок 23).
Рисунок 2 3

9.11.1	Расчет критических оборотов ротора (силового
верхнего привода), при которых возможно возникновение
вибраций бурильной колонны

9.11.1.1	Для продольных колебаний:

К ♦ 78638

° —7-----

"СКВ.

Формул.» 14*. критическая скорость вращения для возникновения продольных колебаний
где

Ы| критическая скорость вращения, об/мин;

К коэффициент, ранный I, 4 и о, при котором возникают интенсивные гармоничные
колебания;

Ь(.к„ глубина скважины ио стволу, м.

9.11.1.2	. Для поперечных колебаний:

Формула 14<> критическая скорость вращения для возникновения поперечных колебаний
где

Ы2- критическая скорость вращения, об/мин;

I - длина «одиночки» бурильной трубы, м;

с1 нар - наружный диамсгр трубы, мм;

с1 т>УФ - внутренний диамсгр трубы, мм.

В любом случае максимальная частота вращения бурильной колонны для труб 127 и
88.9 мм не должна превышать 200 и юо об/мин соответственно.
10.	НЕКОТОРЫЕ ПРАКТИКИ ВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО
ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

При любой аварии на скважине нет стандартных отработанных методик или алгоритмов
действий, которые с юо %-ной гарантией приведут к положительному результату.
Каждая авария индивидуальна, и при составлении планов работ нужно
руководствоваться накопленным в предприятии опытом и здравым смыслом! В этой
главе мы попытались изложить некоторые практики ведения ловильных работ.
Надеемся, что это именно то, что нужно инженеру на скважине для принятия быстрого
решения по ликвидации аварий.

10.1.	Процедуры отворота бурильных труб

Методы отворота неприхваченной части колонны:

•	отвинчивание;	»

•	химическое резание;

•	кумулятивное резание;

•	механическое резание (применяется в основном для вырезки обсадных колонн и
НКТ).

10.1.1	. Отвинчивание (примерный порядок выполнения работ)

1.	Определяют «голову» прихваченной части бурильной колонны с помощью
прихватомсра или расчета. Работа прихватомером в колонне бурильных труб,
включающих в себя ЛБТ, сильно затрудняется, т. к. ЛБТ является немагнитной
трубой.

2.	Докрепляют резьбовые соединения бурильных труб до их максимально
разрешенного момента свинчивания:

•	Разгружают инструмент до веса СВП и создают крутящий момент в колон иг
бурильных труб вращением вправо.

•	Фиксируют ротор (СВП) при набранных значениях крутящего момента и
приступают к расхаживанию инструмента (4-5 раз), чтобы довести момент
до «головы» прихвата. Данную процедуру повторяют 3-4 раза. Эга
процедура необходима для того, чтобы не отвернуть инструмент близко к
устью.

3.	Рассчитывают вес неприхваченной части труб с учетом коэффициента плавучи । и

4	При полностью разгруженном инструменте (вес на крюке равен весу СВП пзи
квадрата с вертлюгом) создают крутящий момент влево, равный момгип
свинчивания замкового соединения. Из практики: обычно для создании 1.1101м
момента нужно сделать от Уг до 3/4 оборота ротором на каждые |<н» м
неприхваченной части труб, т. е., если неприхваченная часть труб (‘<м"П1ВЮ1г| лшп
метров, то количество оборотов ротора должно быть 3.5-5 оборони! иным»
скважинные условия (угол, изгибы, коэффициент сопротивления, количество
шлама в скважине и т. п.) могут внести корректировки в количество оборотов в
большую или меньшую сторону. В любом случае необходимо ориентироваться по
диаграмме моментов и нагрузок или выполнить соответствующие расчеты. ,

5.	Расхаживают колонну труб с приложенным моментом (4-5 раз) для доведения
момента развинчивания до места отворота.

6.	Оставляют колонну в натяжении, равному расчетному весу неприхваченной части
бурильной колонны. Теоретически в точке «головы» прихвата резьбовое
соединение не должно испытывать ни растягивающих, ни сжимающих нагрузок.

7.	Спускают внутрь бурильной колонны шнуровую торпеду и производят ее подрыв
под натяжением, равным собственному весу бурильной колонны в растворе.
Встряхивание от взрыва торпеды на мгновение ослабит резьбу, а направленный
влево момент частично развинтит резьбовое соединение. Как правило, количество
встряхиваний должно быть не менее 3.

Примечание: отвинчивание колонны бел встряхивание как правило, не приводит к
ожидаемому результату. Существует риск отворота инструмента в нескольких
местах,

10.1.2	. Химическое резание

Используется прибор, спускаемый в скважину на кабеле. Химическая труборезка
содержит пропеллент (вещество, создающее высокое давление и температуру при
горении) и реагент, прожигающий ряд отверстий в трубе, что позволяет легко порвать ее
натяжением. Значительное преимущество химической труборезки в том, что срез
получается ровный, без вздутий и заусенцев, что значительно облегчает последующие
ловильные работы.

Данная операция очень экономична, т. к. снижаются затраты, зависящие от времени. Нет
необходимости обрабатывать «голову» и можно сразу захватывать трубу овершотом,
метчиком или внутренней труболовкой.

Рисунок 24

Химическая труборезка имеет ряд расположенных по кругу насадок. Электрический ток,
передаваемый по кабелю, воспламеняет пропеллент, который вытесняет разогретый до
высокой температуры реагент (обычно это трехфтористый бром) через насадки под
высоким давлением, разъедая металл труб. Для предупреждения спутывания кабеля в
момент воспламенения труборезка фиксируется в трубе якорным механизмом,
срабатывающим при повышении давления в момент воспламенения.
Недостатки: труборезка не работает в газовой среде. Ее нужно углублять мнннм\ м на |«»
метров ниже уровня жидкости в скважине. Буровой раствор не должен содержать
наполнителей для борьбы с поглощениями (резиновая крошка, опилки и т. и.).

Примерный порядок выполнения работ:

1.	Если есть циркуляция, скважина промывается до чистого раствора на выходе. Как
минимум, объем циркуляции должен быть равен объему скважины без
инструмента (с учетом коэффициента кавернозности) +5 %.

2.	Определяется « голова» прихвата с помощью прихватомера.

3.	Рассчитывается вес неприхваченной части бурильной колонны с учетом
коэффициента пл а вучести.

4.	Производится натяжение бурильной колонны на эту величину.

5.	В скважину спускается химическая труборезка и производится ее инициация.

6.	Труборезка извлекается из скважины и производится интенсивное расхаживание
инструмента с приложением допустимо!’© крутящего момента (определяется по
диаграммам или рассчитывается). Такая работа производи тся в течение 1 2 часов.

7.	В случае, если инструмент на удается оторвать, операция повторяется. Обычно
более 2 раз таксы операция не проводится.

10.1.3	. Кумулятивное резание

Кумулятивная торпеда-труборезка имеет заряд из пластида в форме параболоида.
Мощность заряда подбирается в соответствии с типом отрезаемых труб.

Недостатки: в месте разрыва труба раздувается (Рисунок 25), поэтому прежде, чем
продолжить ловильные работы, «голову» отстреленного инструмента необходимо
обработать скважинными фрезерами. Поэтому торпеду следует подрывать в замковом
соединении, а для этого без локатора муфт и прихватомера не обойтись! Как правило,
раздутый конец трубы, если он расположен в открытом стволе, очень трудно обработать
для работы овершотом или труболовкой, а также есть вероятность повреждения обсадной
колонны, если «голова» прихваченной части бурильного инструмента расположена в ней.

Рисунок 25
Примерный порядок выполнения работ:

1.	Если есть циркуляция, скважина промывается до чистого раствора на выходе. Как
минимум, объем циркуляции должен быть равен объему скважцны без
инструмента (суметом коэффициента кавернозности) +5 %.

2.	Определяется «голова» прихвата с помощью прихватомера и обязательно
прописывается локатор муфт (МЛМ).

3.	Определяется место установки торпеды и спускается шаблон на кабеле.

4.	Рассчитывается вес неприхваченной части бурильной колонны с учетом
коэффи циента плавучести.

5.	Производится натяжение бурильной колонны на эту величину.

6.	В скважину спускается торпеда-труборезка и производится ее подрыв. Как
правило, после удачного срабатывания на устье наблюдается небольшое движение
бурильного инструмента.

7.	Торпеда-труборезка извлекается из скважины.

8.	Если инструмент не освободился, производится интенсивное его расхаживание с
приложением допустимого крутящего момента (определяется по диаграммам или
рассчитывается), с целью слома инструмента в месте взрыва торпеды. Такая работа
производится в течение 12 часов.

9.	В случае, если инструмент не удается оторвать, операция повторяется. Обычно
более 2 раз такая операция не проводится.

10.	После отрыва инструмента и необходимости продолжения ловильных работ,
обычно рекомендуется спускать в скважину кольцевой фрезер с направляющей
воронкой и овершотом пли внутренней труболовкой.

10.2.	Процедура ловильных работ при сломе инструмента.

При сломе инструмента или элементов КНБК, включая переводники и валы забойных
двш’ателей, как правило, существует следующий набор операций по извлечению
оставленного в скважине оборудования или инструмента:

1.	Если при подъеме инструмента характер слома неясен или есть хоть малейшие
сомнения в нем, в скважину необходимо спустить печать (Рисунок 26). При сборке
печати необходимо предусмотреть ее центровку в стволе скважины, поэтому над
ней необходимо установить центратор. Во время спуска необходимо вест и точную
меру спускаемого в скважину инструмента. Нельзя надеяться на имеющуюся у
буровиков меру инструмента, т. к. порядок спуска свечей могут перепутать при
спуске. Скорость спуска печати обычно ограничивают в зависимости от состояния
ствола скважины. При спуске обычно предусматривают 2-3 промежуточные
промывки. Перед получением отпечатка необходимо промыться над «головой»
оставленного в скважине инструмента на расстоянии о.3-0.5 метров, чтобы
очистить ее от шлама. Обычно бывает достаточным промыться в объеме 3-5 м3.
Осевую разгрузку для получения четкого отпечатка прилагают в диапазоне 1.5-3
тонны.
Рисунок 26

трубы (как правило,

По результатам отпечатка необходимо начертить ныи и
масштабе 1:1, изображающий геометрическое располо/нениг
оставленного в скважине объекта в наихудшем сценарии
Данный эскиз поможет визуализировать потенциальные
проблемы при захвате оставленного в скважине объекта и
правильно подобрать ловильный инструмент. При принятии
решения о спуске ловильного оборудования необходимо
учитывать, что метчики (нарезные и гладкие) и внутренние

труболовки не рекомендуется спускать в скважину, если
«голова» оставленного инструмента представлена телом
тело грубы раздувает и захвата не получается). Данным

инструментом можно работать, если «голова» представлена муфтой.

Рисунок 27

2.	В случае, если «голова» трубы представлена телом, наилучшим вариантом будет
использование наружного овершота, наружной труболовки (Рисунок 27), гладкого или
нарезного колокола (Рисунок 28). При сборе ловильной компоновки рекомендуется
включать в нее яс.

Примечание: резьбовой колокол можно навернуть только на трубу марки «Д». Пц
трубы из более прочной стали резьбовой колокол не наворачивается!

При работе с печатями, метчиками, колоколами и труболовками настоятельно
рекомендуется использование заводного зуба. Это облегчит завод печати и ловильного
оборудования на «голову» оставленного в скважине инструмента.

Примечание: если сумма наружного диаметра труболовки (или овершота, или
колокола) и наружного диаметра оставшегося в скважине инструмента ,мсны(/1
диаметра скважины, наличие направляющей воронки с заводным ••, цд н и г
обязательно!
10.3.	Выбор инструмента для проведения ловильных работ
при полете труб с устья скважины

Перед проведением работ нужно четко понимать, какой удар об забой произошел при
полете. В вертикальных скважинах и в скважинах с углами до зо°, если труба летит в
скважину с расстояния не более 100-300 метров до забоя (получается так называемый
короткий удар о забой), трубы не успевают спарашютировать. В результате удара они
внедряются в забой и гнутся, что осложняет проведение ловильных работ. Если трубы
улетают с расстояния свыше 300 метров до забоя (получается так называемый длинный
удар, трубы парашютируют), то, как правило, они сильно не внедряются в забой, удар
получается мягким и трубы остаются прямыми. Это значительно облетает проведение
работ по их извлечению. В скважинах с углами более 30 40°, в скважинах с большими
отходами и в горизонтальных скважинах, улетевшие в них трубы могут остановиться в
интервалах набора утла или при переходе скважины в* горизонтальный участок.

При небольшом количестве труб, улетевших г у । ья скважины (от «одиночки» до 100 150
метров труб) можно, наряду с гладкими колоколами, применить трубу с П-образными
или А-образными прорезями, загнутыми внутрь таким образом, чтобы они перекрывали,
как минимум, половину внутреннею диаметра этой трубы. Располагать такие прорези
нужно либо по спирали, либо напротив друг друга. На конце трубы обязательно
необходимо сделать заводной 1уб, чтобы облеюить накрытие «головы» инструмента.
Обычно такой самодельный инструмент можно сделать из обсадной трубы
соответствующего размера (например, для диаметра скважины 220.7 мм можно
использовать обсадную трубу диаметром 168 или 178 мм). Таким инструментом можно
накрыть и поднять улетевшие в скважину трубы или элементы КНБК (Рисунок 29).

Рисунок 29

Примерный порядок 11 ровсдспня работ:

1.	Навернуть подготовленную трубу с загнутыми вовнутрь лепестками на инструмент
и спустить в скважину с промежуточными промывками.

2.	Не доходя 20 30 м до «головы» улетевшего инструмента, включить насос и
вывести его на режим промывки, с которой осуществлялось бурение данного
интервала. Зафиксировать собственный вес инструмента до начала работ.
эффективное Бурение

3.	Включить ротор (5“Ю об/мин) И С промывкой СО скоростью 0.1 0.2 м/с 11’11111110
подойти к «голове» улетевшего инструмента.

4.	Нс прекращая промывки и вращения, завести «голову» инструмента с помощью
отводного зуба внутрь трубы на расстояние 0.5-1 м.

5.	Остановить вращение и плавно разгрузить колонну труб, чтобы «голова»
улетевшего инструмента вошла в зацепление с отогнутыми лепестками, и
разгрузкой протолкнуть трубу внутрь ловителя на длину7 8-ю метров.

6.	Плавно выбрать собственный вес инструмента и, увеличивая нагрузку7 на крюке,
оторвать улетевшие трубы или элементы КНБК от забоя.

7.	Поднять бурильные грубы с ловителем.

10.4.	Процедура работ по извлечению мелких предметов

Прежде чем приступить к работам по извлечению мелких предметов из скважины, нужно
четко определиться, что в нес попало. Если тип и форма предмета неизвестна,
необходимо обязательно спустить печать.

После этого необходимо сымитировать ситуацию на забое, разместив на вырезанном по
диаметру скважины круге в масштабе 1:1 или в куске колонны, если предмет упал в
обсаженный ствол, точно такой же предмет. Рассмотреть возможные варианты его
расположения на забое. После чего опробовать работу ловильных инструментов. Гораздо
дешевле устроить испытания на поверхности, чем проводить лишние СПО.

Для извлечения мелких предметов используют магнитные фрезеры (Рисунок 30),
металлошламоуловители (МШУ) различного типа (Рисунок 31), «пауки», гидрожелонки и
др. самодельные инструменты. Зачастую также используют торцевые фрезеры
(Рисунок 32) для измельчения упавшего в скважину7 предмета и выноса остатков металла
на поверхность.

Рисунок 30

Рисунок 31

Примерный порядок работе магнитными фрезерами:

1.	Наворачивают магнитный фрезер на бурильные трубы и производят его спуск с
промежуточными промывками. Очень часто в компоновку7 включают
металлошламоуловитель на случай выноса мелких предметов в кольцевое
пространство. Также по возможности в компоновку включают 1-2 скалки УБТ и пи
устанавливают центраторы для центрирования фрезера в скважине.

2.	Не доходя ю-12 метров до забоя, включают насос и выводят на режим, при
котором производилось бурение данного интервала.

3.	Включают ротор с частотой вращения 3-5 об/мин и плавно (о. 1 0.2 м/с) подм» ш ।
к забою.
4	Когда забой нащупан (определяют по возросшему моменту на роторе пли СВП и
росту давления на стояке манифольда), ротор останавливают и интенсивно
промывают скважину в течение 15-20 минут с целью обнажения поверхности
предметов, подлежащих извлечению.	*

5.	После чего насос останавливают, создают небольшую нагрузку на фрезер (до 200-
500 кг) и приступают к подъему.

6,	Во время подъема нельзя вращать колонну ротором и производить промывку
скважины, т. к. высока вероятность потери пойманных предметов.

Примерный порядок работ с торцевыми фрезерам и.

ВНИМАНИЕ: Фрезеры - инструмент режущего типа, поэтому они требуют большую
частоту вращения и меньшие, по сравнению с долотами, нагрузки. При работе фрезерами
в стволе 120.3 и 124 мм рекомендуемая скорость вращения ротором 130-140 об/мин, в
стволе 142-9 и 152.4 мм - 110-120 об/мин, в стволе 22р.7 мм - 100-110 об/мин и в стволе
295.3 мм - 8о об/мин.

Для создания требуемой нагрузки на фрезер в компоновку необходимо обязательно
включать УБТ, чтобы обеспечить паспортную нагрузку при фрезеровании. Создавать
нагрузку на фрезер бурильным инструментом запрещается!

1.	Собирается компоновка: торцевой фрезер, МШУ, УБТ, бурильный инструмент.
При необходимости устанавливают второй МШУ над УБТ.

2.	Производится спуск собранной компоновки с промежуточными промывками.

3.	Не доходя ю 12 метров до забоя, включают насос и выводят на режим, при
котором производилось бурение данного интервала.

4	Включают ротор и устанавливают на нем необходимое число оборотов (число
оборотов ротора по должно отличаться от рекомендованных значений в паспорте
фрезера).

5.	Плавно (0.1 о.2 м/с) подходит к забою и касаются его (момент касания
определяю! по возросшему моменту на роторе/СВП и росту давления на стояке
манифольда).

6.	Пошагово, очень медленно и осторожно в течение 30-40 минут увеличивают
нагрузку пл фрезер (по 200 300 кт) до паспортных значений и производят
фрезерование.

7	11о окончании фрезерования мелких предметов обычно рекомендуется углубиться
в породу пл 20-30 см, после чего промыть скважину в объеме кольцевого
пространства I5 и приступить к подъему компоновки.

/ /р или1 чан нс; особ ы с и цн'Сюоа тт. к раствору (эмпирическое правило): минимальное
ШС-Дшсцц боннь 2 / 2<; //о, условная вязкость 80-100 сПз, рекомендуемая скорость
течения жидкости в кольцеиол! пространстве не менее 1 м/с.

10.5.	Работа по извлечению мелких предметов «пауком».

«Паук» - самодельный инструмент, выполненный из трубы из малоуглеродистой мягкой
стали. Зубья вырезаются автогеном и имеют форму клина или лезвия. Длина зубьев
должна составлять примерно % диаметра трубы (Рисунок 33).

Примерный порядок работы с «пауком»:
Рисунок 33

1.	Собирается компоновка: «паук» + бурильный инструмен!

2.	Производится спуск КНБК с промежуточными промывками

3.	Не доходя ю-12 метров до забоя, включают насос и выводит пи
режим, при котором производилось бурение данного интервала.

4.	Включают ротор/СВП с частотой вращения 1-3 об/мин.

5.	Плавно (0.1-0.2 м/с) подходят к предмету и касаются его (момент
касания обычно определяют по рывкам бурильной колонны из за
прорезей между зубьями).

6.	После того как инструмент достигнет расчетной глубины и
мелкие предметы войдут в корпус «паука», рывки прекратятся.

7.	Продолжая вращение, создать осевую нагрузку’ до 1.0-1.5 тонны,
чтобы загнуть лепестки внутрь грубы для удержания пойманных
предметов.

8.	Остановить вращение и промывку, произвести подъем

инструмента. Во время подъема вращать инструмент и промываться не
рекомендуется, чтобы не потерять пойманные предметы, если их

заклинило между зубьями.

10.6.	Процедура работ по ликвидации аварий с кабелем

Если кабель не оборван, то лучше всего попытаться освободить его при помощи спуска
бурильных труб поверх кабеля. Этот метод широко известен и часто применяется.
11роцедура описана во многих книгах.

Если кабель обрывается, то он падает в скважину совсем не так, как упала бы .веревка или
цепь. Кабель обладает достаточной жесткостью, и его конец будет находиться довольно
высоко в скважине, «ерш» и «щучья пасть» наиболее часто применяемые инструменты
для извлечения кабеля (Рисунок 34).

()собенности работы по извлечению кабеля:

1.	Начинать работать всегда нужно «ершом ».

2.	Если «голова» оборванного кабеля находится в колонне, то над «ершом»
обязательно нужно устанавливать фланец или муфту-ограничитель, наружный
диаметр которых не позволит кабелю оказаться выше ограничителя и заклинить
«ерш» в скважине.

3.	Если «голова» оборванного кабеля находится в открытом стволе, то ограничитель
не устанавливают. Кабель, оказавшись за ограничителем, при подъеме может
заклинить «ерш» в башмаке спущенной колонны.
Рисунок 34

4	Работать «ершом» всегда нужно в районе «головы» кабеля, стараться не уплотнять
его. Чем дальни' сталкиваете кабель, гем больше будет масса спутанного кабеля и
тем труднее будет навлечь его из скважины.

5.	Если кабель сбился в пучок и его невозможно достать «ершом» (2 подряд холостых
рейса), то следующим шагом производят спуск «щучьей пасти», которая позволяет
захватить кабель снаружи.

6.	Работы, таким образом, проводятся с чередованием спуска «ерша» и «щучьей
пасти». Если ни -ершом», ни «щучьей пастыо» не удается поднять кабель на
поверхность (а подряд холостых рейса), то следующим шагом будет спуск
«шнековой удочки» (Рисунок 35), которая при вращении инструмента сможет
проникнуть в образовавшийся пучок кабеля, разрушить его я дать возможность
продолжить работы «ершом» или «щучьей пастью».

Рисунок 35

7.	Когда в скважине остается менее 40-50 метров кабеля, то он обычно располагается
по прямой вдоль стенки, и его можно попытаться накрыть овершотом, пропустить
внутрь бурильной колонны, а овершотом захватить прихваченный прибор и
извлечь его вместе с кабелем.
10.7.	Извлечение из скважины прихваченных пакеров

Общее правило: нужно иметь как можно больше информации о пакере: размеры, гни
пакера, метод пакеровки и снятия, чертеж и эскиз с фактическими размерами. Но мши их
случаях желательно доставить на скважину точно такой же пакер. Это особенно помогши,
когда из скважины извлечена только часть пакера, а другие его элементы остались в ней.

Существует 2 основные категории пакеров: съемные (извлекаемые) и несъемные
(неизвлекаемые) (Рисунок 36). Способы пакеровок бывают различные: байонетным
способом (как механизм присоединения штыка к винтовке), разцэузкой на забой,
натяжением и вращением труб, изменением давления и др. Некоторые пакеры имеют
специальные подъемные инструменты со стингером. При проведении работ по их
извлечению важно знать механизм пакеровки.

Рису нон 36

Примерный алгоритм ведения работ по извлечению пакеров:

1.	Интенсивным расхаживанием бурильной колонны и промывкой попытаться
освободить пакер. Нагрузки при расхаживании не должны превысить допустимых
нагрузок для самого слабого элемента пакера или бурильной колонны. Эти
нагрузки необходимо рассчитать с помощью программного продукта.

2.	В процессе расхаживания нужно рассчитать примерное место прихвата, а лучше
прописать прихватомер.

3.	Если пакер снимается за счет вращения, необходимо создать необходимый момент
на роторе. Это делается следующим образом:

•	рассчитывается допустимое количество оборотов ротора при приложении
допустимого крутящего момента;

•	на трубах и па роторе делается отметка, и начинают закручивать инструмент
вправо. Делается сначала 1 оборот и производится расхаживание инструмента
2-3 раза, чтобы равномерно распределить напряжение кручения по всей длине
колонны груб. Затем еще один оборот и т. д. Таким образом, набирается
пружина - делается расчетное количество оборотов ротора с постоянным
расхаживанием и контролем крутящего момента и растягивающих нагрузок
При выполнении этой операции натяжение бурильной колонны не доляон»
превышать допустимых нагрузок при растяжении и кручении. Эти зиачспин
необходимо рассчитать или определить по диаграммам;

•	после того как сделано расчетное количество оборотов ротора или доспит ।
расчетный допустимый крутящий момент на устье скважины. нп(»рпннин
пружина отпускается, и операция повторяется. Такую операцию им
приложению крутящего момента вправо рекомендуется повторить п« м. ••• • ।
4 раз.
4.	В случае неудачи рекомендуется создание гидравлических вибраций и бурил иной
колонне. Для этого извлекаются 2 нагнетательных клапана и включается насос. За
счет гидравлических вибраций колебания будут передаваться через колонну труб
на пакер. Рекомендуется сочетать данные работы с расхаживанием и кручением
инструмента. Помимо этого, рекомендуется применить гидроимпульсное
воздействие

5.	В случае неудачи переходят к работе ясами, если они включены в компоновку
бурильных труб. Если нет, то необходимо произвести отворот бурильной колонны
и спустить яс как можно ближе к пакеру. При работе с ясами нужно соблюдать
осторожность, чтобы не выбить шпиндель из пакера.

6.	Если вышеперечисленные действия не привели к положительному результату,
иногда оказывается эффективным взрыв шнуровой торпеды в корпусе пакера, но
не всегда конструкция пакера позволяет это сделать. Взрыв шнуровой торпеды
производят под натяжением колонны бурильных труб, а также, если позволяет
конструкция пакера, можно создан, крутящий момент на роторе/СВП. Нужно
помнить, что спуск одной шнуровой торпеды редко приводит к успеху!

7.	Обуривание - крайняя мера. I !екоторые правила при обуривании:

•	Нужно иметь чертеж пакера н эскиз с фактическими размерами.

•	На устье необходимо определить, как кольцевой фрезер будет располагаться
относительно деталей пакера.

•	В компоновку обязательно включаются как минимум два МИГУ и
механический нс, позволяющий мягко регулировать нагрузку на фрезер.

•	Наружный диаметр кольцевого фрезера должен быть на 3-4 мм меньше
внутреннего диаме тра спущенной обсадной колонны.

•	Внутренний диаметр фрезера должен быть как можно больше (зависит от
конструкции пакера и фрезера), по не менее чем на 3-4 мм больше корпуса
пакера.

•	Высота армирующих вставок по внутреннему диаметру должна быть не менее
6-6,5 мм.

•	Рекомендуемый режим фрезерования: нагрузка о.4-1.5 тонны, обороты ротора
Яо ЮО об/мин, производительность насоса должна быть такой же, как при
бурении данного интервала. >
Часть вторая:
Цементирование
скважин

11.	ВИДЫ РАБОТ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ

Цементирование нефтяных н газовых скважин - это процесс вытеснения скважинного
флюида (бурового раствора) и замещение его на цементный раствор для обеспечения
разобщения пластов и предотвращения заколонных перетоков и добычи нежелательных
флюидов, а также для обеспечения стабильности и целостности ствола скважины и
защиты обсадной колонны от негативного воздействия скважинных флюидов.

Под цементированием понимается множество типов работ. Наиболее
распространенными из них являются:

1)	Первичное цементирование - наиболее распространенный тип работ,
производится после бурения секции и спуска обсадной колонны (ОК), где нет
необходимости использовать муфту ступенчатого цементирования (МСЦ) или
нецелесообразно использование хвостовика. Основные задачи: изоляция
заколонного пространства, предоставление возможности продолжить бурение
следующей секции или перфорации текущей при необходимости.

2)	Ступенчатое цементирование - применяется в тех случаях, когда порода в
открытом стволе не способна выдержать столб цементного раствора, поднятый до
необходимой глубины, либо когда комбинация пластового давления и давления
начала приемистости в нескольких отдельных пластах не позволяют выполнил,
работу по цементированию в одну ступень. В таком случае требуется установка в
ОК дополнительного оборудования (как правило, МСЦ). Но процедуре данная
операция сходна с выполнением нескольких последовательных работ ио
первичному цементированию.

Основная задача - провести цементирование без поглощений цементного
раствора.

Основная сложность - дополнительное оборудование является слабым звеном в
составе ОК. Существует риск несрабатывания МСЦ на открытие или закрытие.

3)	Встречное цементирование - подвид ремонтных работ. Зачастую применяется при
недоподъеме цементного раствора до планируемой глубины, а также при
цементировании неглубоких секций на поглощение. Встречное цементирован не
бывает 2 видов: без давления (на вытеснение) и под давлением (на поглощение).
Основные задачи: обеспечить герметичность кольцевого пространства на устье.
Основные сложности: непредсказуемость закачиваемых объемов.

4)	Цементирование хвостовиков - от первичного цементирования отличается гем,
что хвостовик не поднимается до устья скважины и крепится за предыдущею
секцию колонны подвеской хвостовика, которая представляет собой мсхани’кч мш
зацеп либо пакер. Особенность цементирования хвостовика заключается к ним, чм*
хвостовик спускается па бурильной трубе (транспортная мщопщ|)
цементирование проходит через данную трубу с обязательным переирыин м
подвески хвостовика цементным раствором, после чего происходи ! ||<мщенп1111»ши
хвостовика (активация подвески).
Основные задачи: изоляция заколонного пространства, предоставление
возможности продолжить бурение следующей секции или перфорации текущей
при необходимости.

Основные сложности:	»

•	Малые зазоры в межколонном пространстве в районе подвески
хвостовика создают дополнительные гидравлические сопротивления
и, как следствие, большие потери давления.

•	Сложность перекрытия цементным раствором зоны подвески
хвостовика.

•	Сложность проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в
случае плохого качества цемента в районе подвески хвостовика.

•	Дополнительные механические операции риск несрабатывания
подвески хвостовика.

5) Установка цементных мостов метод размещения цемента в открытом или
обсаженном стволе скважины для создания изоляционного барьера, ликвидации
поглощений либо для формирования прочного основания для срезки и
перебуривания части ствола скважины. Цементирование проходит через
бурильные трубы зачастую с использованием в компоновке бурильной колонны
безмуфтовых алюминиевых груб длиной 200-300 метров или алюминиевого
патрубка (стингера) для снижения рисков потери ствола скважины. Основная
задача - создание герметичного барьера в скважине определенной прочности, в
зависимости от типа и назначения цементного моста.

Основные сложности:

•	большая вероятность смешивания растворов в открытом стволе.

•	11еобходнмость наличия прочного основания для установки моста.

•	Растекание и нестабильность цемента в наклонных и
горизонтальных интервалах.

•	больше операций по сравнению с первичным цементированием.

•	большой риск повреждения цементного моста при извлечении
инструмента из скважины или «срезке».

6) Ремонтно-изоляционные работы (РИР) - это работы, основным назначением
которых является восстановление целостности скважины и изоляция проблемных
участков, в которых уже было проведено цементирование, либо для устранения
поглощений в открытом стволе скважины. РИР - самые рискованные работы, т. к.
шанс па успешную операцию по сравнению с первичным цементированием очень
мал.

Основные задачи: восстановление работоспособности/дебета скважины после
некачественного первичного цементирования либо после повреждения
цементного камня в течение жизни скважины.

Основные сложности: высокие давления при работе и дополнительная нафузка на
оборудование и ствол скважины.
12.	ВЫЧИСЛЕНИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ
ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

12.1.	Расчеты, необходимые для первичного цементирования

При проведении первичного цементирования необходимо произвести расчеты
следующих параметров:

1)	Гидростатическое давление на забое до начала и после окончания работы.

2)	Давление подъема обсадной колонны (максимальное давление
циркуляции).

3)	Давление гидроразрыва пласта в самой слабой зоне.

4)	Рекомендуемое расстояние между башмаком колонны и ЦКОДом.

5)	Коэффициент кавернозности и эквивалентный диаметр открытого ствола.

6)	Объемы буферных и цементных смесей.

7)	Объем продавки.

8)	Давление посадки пробки.

9)	Статическая и циркуляционная температуры.

ю) Давление на смятие и разрыв колонны.

п) Время проведения работы.

Отдельно стоит отметить расчет гидравлических параметров работы, так как они
наиболее сложные:

12)	Потеря давления на трение во время циркуляции скважины.

13)	Режимы течения для каждой жидкости во время проведения работы.

14)	Потеря давления на трение во время работы.

15)	Реологическая иерархия.
Пример расчета необходимых параметров для

цементирования скважины

Скважина пробурена долотом диаметром И = 215.9. Коэффициент кавернозности
равен КК = 1.2, глубина скважины по стволу Ь 1500 м, глубина по вертикали
П = 1200 м. Принять отрезок о 1200 м по стволу за вертикальный участок (Н’)> а
расстояние от 1200 м до 1500 м за горизонтальный участок (1). В скважину
планируется спуск эксплуатационной колонны диаметром Г)1 = 177.8 мм,
толщиной стенки 5, = 8.5 мм, глубина спуска колонны и = 1490 м, ЦКОД
установлен па глубине 1<-	14618 м. Марка стали колонны Р-110. Предыдущая

колонна диаметром Г)а 244.5 мм, толщиной стенки = ю мм, спущена па
глубину На = 620 м. При проведении цементирования колонны планируются к

закачке следующие жидкости и растворы:

Отмывающая жидкость удельным весом
Тждк - 1.05 г/сМ'1, в объеме, рассчитанном из
необходимости времени контакта в призабойной
зоне (Т|) 10 минут.

Буферная жидкость удельным весом Тбуф= 1.3 г/см3,
необходимая длина 300 м по кольцевому
пространству скважины в зоне с максимальной
площадью кольцевого пространства.

Облегченный цементный раствор удельным весом
Уоцр = 1.5 г/емз, высота подъема в конце
цементирования составит юо м от устья скважины.
Общая протяженность ОЦР в кольцевом
пространстве составит 900 м, в том числе 520 м в
обсаженном стволе и 380 м в открытом стволе

скважины.

Тяжелый цементный раствор удельным весом Уцр = 1.9 г/емз, высота
подъема тяжелого цементного раствора составит Ьцр = юоо м от уегья в
конце цементирования скважины. Протяженность тяжелого цементного

раствора в кольцевом пространстве составит 490 м по стволу, из них 200 м в
вертикальной части скважины и 290 м в горизонтальной.

Закачка всех жидкостей и закачка продавочной жидкости производятся при
производительности 8оо л/мин (о.8 мз/мин). Скважина заполнена буровым
раствором на водной основе удельным весом Убур.р-р = 1.2 г/см3. Температура на
забое скважины 8о °С, температуру па поверхности принять равной 27 °С.

Решение:

Для начала найдем объемы цементных растворов, буферной и продавочной
жидкостей.

1.	Рассчитаем эквивалентный диаметр открытого ствола скважины с учетом
коэффи циента ка верноз 11 ости:

Цжв = ^ * а/КК = 215.9тт * уТ2 = 236.51 мм .
2.	Рассчитаем внутренние диаметры колонн:

Я|ннугр =	- 2 ♦ ^ = 177.8 - 2 * 8.5 =ч 160.8 мм - для колонны 177.8 х 8.5 мм.

О2внуТр = Рг “ 2 * <5>2 = 244.5 — 2 ♦ 10 = 224.5 мм - для колонны 244.5 * ю мм.

3.	Рассчитаем вместимость кольцевого пространства в интервале «открытый
ствол - колонна 177.8 мм»:

ГЛ 2-Л2) «0.7854 (236.512 - 177.82) » 0.7854

с— = - ”~тао----------------=----------1000000---------= 00191м>

4-

Рассчитаем вместимость кольцевого пространства в интервале «колонна

244.5 “ колонна 177-8 мм»:

^244.5-177.8

(^2внупР2 “ Я|2) * 0-7854	(224.53 - 177.82) ♦ 0.7854

юооооо -	1000000

= 0.0148 м3/м.

5-

Рассчитаем вместимость колонны 177-8 х 8.5:

Сок -

Р1ы|ут„2 « 0.7854
ЮООООО .

160.82 * 0.7854

ЮООООО

0.0203 м3/м .

6.	Рассчитаем гидростатическое давление бурового раствора на забое до начала
цементирования:

Р = Гр-ра * °-1 * НскП = 1-2 * о.1 * 1200 = 144 ат.

7.	Рассчитаем гидростатическое давление в кольцевом пространстве на забое
после окончания цементирования:

Р1 = 0.1 ♦ ((Убуфждк * ^буфждк 4" Уоцр * ^оцр 4* Уцр ♦ Нцр)) —

= 0.1 * ((1.3 г/см3 * 100 м) 4- (1.5 г/см3 * 900 м) I (1.9 г/см3 ♦ 200 м)) = 186 ат.

8.	Рассчитаем давление посадки пробки.

8.1.	Давление продавочной жидкости в колонне па момент окончания се
закачки:

Р2 = Гр-ра * 01 * ^скн = 1-2 Г/см3 * 0.1 * 1200 м = 144 ат.

8.2.	Дифференциальное давление (давление посадки пробки):

△Р = Р1 — Р2 = 186 ат - 144 ат = 42 ат.

9.	Рассчитаем объем тяжелого цементного раствора:

Ицр = Ц>™ • Сос-177Л + Ьцр™ ‘ Сок = 490 м « 0.0191 м3/м + 22 м - 0.0203 м’/м = 9.81 №,
где

Ьцркп - длина тяжелого цементного раствора в кольцевом пространстве, м.

- длина тяжелого цементного раствора в колонне между башмаком и ЦКОДом, м.

ю. Рассчитаем объем облегченного цементного раствора.

юл. Объем ОЦР в открытом стволе:

Роцр-ос = ^ос-177,в * Мщг-гх: = О.О191 м3/м * 380 м = 7.26 м 1
ю.2. Объем ОЦР в интервале предыдущей ОК:

%ЦР-244.5 = ^244.5-177.8 * ^244.5 = 0.0148 М3/М * 5^0 М = 7-70 М3 •

10.3. Общий объем облегченного цементного раствора:	’

Р()ЦР = ^ОЦР-ОС + КоЦР-244,5 = 7*2б М3 + 7-70 м3 — 14*96 М3 .

п. Рассчитаем объем продавочной жидкости:

Рцрод = С * (Ьскв-Ьцкод) = 1468 М * 0.0203 М</м = 29.8 М3 .

12.	Определим объемы отмывающей и буферной жидкостей:

1)	Отмывающая жидкость: Уотмып =	* 9|)ас = ю мин * 0.8 мз/мин = 8 м3.

2)	Буферная жидкость: Ебуф = Ьбуф * С(п 1778 = 300 м * 0.0191 мз/м = 5.73 м3 •

Вышеуказанные расчеты были произведены согласно (формулам и примерам,
приведенным ранее. Дальнейшие вычисления (расчеты гидравлических
параметров, расчеты температуры) будут приведены после соответствующих тем.
13.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ЖИДКОСТИ

13.1.	Введение

В дайной главе вы узнаете, как классифицировать поведение жидкости и как
интерпретировать графическое отображение каждой модели жидкое! и.

ВАЖНО!

При движении любой жидкости возникает сила трения, следствием которой
является появление давления трения в стволе скважины. Это давление трения
может быть значительным и может вызвать серьезные проблемы во время
цементирования.

Жидкость - это любое вещество, которое способно продолжительно течь под
воздействием силы или напряжения сдвига и может принять форму емкости.
Жидкости и газы классифицируются как флюиды.

Напряжение сдвига: обозначается греческой буквой тау (т), напряжение сдвига
- это сила, приложенная к веществу, действующая параллельно к фиксированной
плоскости. Единица измерения напряжения сдвига для жидкостей - Па (система
СИ) или фунт-сила/юо-фут2 (имперская система измерения величин).

Напряжение сдвига выражается как

Г
Т “ 5'

Формула 147: напряжение сдвига
где

т — напряжение сдвига, Па;

Р - приложенная сила, Н;

8 - площадь поперечного сечения, перпендикулярная приложенной силе, м2.

Диаграмма показывает напряжение сдвига жидкости между двумя пластиними,
разделенными на расстоянии 11, где нижняя пластина является фикгирою.пи и

верхняя пластина находится в движении. Стрелки между пластинами опргд« мню|
профиль скорости жидкости в результате сдвига.
Скорость сдвига: обозначается греческой буквой гамма (Т) и является
скоростью жидкосги, разделенной на расстоянии от неподвижной стенки или
пластины, против которой движется жидкость. Скорость сдвига измеряется в
обратных секундах (с-1).	*

Скорость сдвига выражается как

«7
У=7?

Формула 148: скорость сдвига
где
у - скорость сдвига, с1;

чЭ - скорость жидкости, м/с;

11 - высота или расстояние от неподвижной стенки, м.

Вязкость: сопротивление жидкосги течению количественно выражается его
вязкостью, которая является внутренним трением жидкости, сопротивляющейся
деформации. Вязкость обозначается греческой буквой «мю» (|Л). Единицей
измерения вязкости является паскаль и секунду (Па с) в единицах СИ или в
сантипуазах (сП) в имперской системе измерения величин. При 20 °С вода имеет
вязкость 1 сП в имперских единицах измерения (США) и О.ОО1 Па с в системе СИ.
Некоторые жидкости имеют единую вязкость при всех скоростях сдвига, а другие
обладают переменной вязкостью. Однако вязкость любой жидкости будет
зависеть от температуры. Математ ическое определение вязкости - это отношение
напряжения сдвига к скороеги сдвига.

Формула 149: вязкость

где

д - вязкость, Па с;

т - напряжение сдвига. 11а;

у — скорост ь сдвига, с '.

Динамическое напряжение сдвига (ДПС). — это
напряжение (сила па единицу площади),
необходимое для инициирования начала движения
потока в жидкости. Единицы измерения
напряжения сдвига такие же, как для предела
текучести. Жидкости, имеющие начальное значение
напряжения сдвига, ведут’ себя как твердые тела до
тех пор, пока приложенное к ним напряжение
сдвига меньше, чем значение предела текучести
жидкости. Как и вязкость, напряжение сдвига
зависит от температуры. К таким жидкостям
относят некоторые буровые растворы, цементные
растворы и буферные жидкости.
13.2.	Интерпретация показаний вискозиметра

Для определения реологических параметров жидкостей используется
специальный прибор - вискозиметр. Данный прибор при помощи вращения
внешней стенки - «рукава» - измеряет отклонение внутреннего цилиндра, что при
помощи пружины способен передавать напряжение сдвига. Для записи показаний
используется таблица, где фиксируются показатели вискозиметра на заданных
оборотах в минуту: боо, 300, 200, 18о, юо, 90, 6о, 30, 6, з. 1.8, 0.9. Однако, все
показатели оборотов в минуту используются далеко не всегда, наиболее
распространены следующие: боо, 300, 200, юо, бо, 30, б и з Н<> стоит учесть, что
цементные растворы измеряются при скоростях, не превышающих 300 оборотов в
минуту, боо оборотов в минуту используется чаще для измерения показателей
буровых растворов. Далее полученные значения переводят в скорость сдвига и
напряжение сдвига:

1)	Скорость сдвига (у)[1/с] = КРМ * 1.7023.

2)	Напряжение сдвига (т)[Па] = 0.51 * 0 ,

где 0 - показания вискозиметра, Отклонения;

После чего полученные точки наносят па график, рисуют линию тренда и по пен
определяют, к какой модели относится данная жидкость.

13.3.	Четыре базовые модели жидкости

Ньютоновская (идеальная) жидкость.

Ньютоновская жидкость является самой простой из всех типов жидкостей. Эти
жидкости обладают прямо пропорциональной реакцией па сдвиг, что означает,
что они имеют одно значение для вязкости при всех скоростях ‘ сдвига.
Ньютоновские жидкости не имеют предела текучести (ДПС). Вязкость любой
ньютоновской жидкости будет зависеть от температуры. Для ньютоновских
жидкостей наклон линии тренда определяет ее вязкость. Примеры ньютоновской
жидкости: вода, соленая вода, молоко, минеральное масло, газы, дизельное
топливо и керосин. Параметры ньютоновской жидкости описываются следующим
уравнением:

г =

Формула 150: параметры ньютоновской жидкости
где

т - напряжение сдвига, кг/м2;

у - скорость сдвига, с1;

// - вязкость, сП.
Ньютоновская жидкость

Модель .жидкостей «Пингам-Пластик».

Жидкости, подчини ю и (неся модели «Бингам-Пластик», аналогичны
ньютоновским жидкостям в том, что они обладают постоянной вязкостью при
любой скорости сдвига, по отличаются тем, что они имеют предел текучести. И
предел текучести, и вязкость жидкостей «Бингам-Пластик» мопт зависеть от
температуры. Вязкость жидкостей «Бингам-Пластик» иногда называют
пластической вязкостью (после того, как поперечная сила, действующая на
жидкость больше, чем предел текучести, система демонстрирует пластическую
реакцию).

На практике свойства бурового раствора обычно относят к модели «Бингам-
Пластик». В большинстве стандартов АР1 в отчетах касательно бурового раствора
отображают данные РУ/УР бурового раствора. Параметры таких жидкостей
описываются уравнением

т = РУу + ГР,

Формула 151: параметры жидкости «Бингам-Пластик»

где

т - напряжение сдвига, Па;

у - скорость сдвига, с ’;

РУ - пластическая вязкость, сП;

УР- ДПС, Па.
Жидкость, подчиняющаяся степенному закону.

Жидкости, подчиняющиеся степенному закону, имеют несколько значений
вязкости. Значение вязкости жидкости изменяется динамически в зависимости от
скорости сдвига, которой подвергается система. Вязкость подобных жидкостей со
специфической скоростью сдвига обозначается как кажущаяся вязкость. Как и
ньютоновские жидкости, жидкости, подчиняющиеся степенному закону, не имеют
предела текучести. Есть два типа жидкостей, подчиняющихся степенному закону:

•	Псевдопластнческис жидкости - вязкость этих жидкост ей будет уменьшаться по
мере увеличения скорости сдвига (то есть они становятся более жидкими при
увеличении скорости сдвига). Примеры: латексная краска, кровь, жир.

•	Дилатантные жидкости - вязкость этих жидкостей будет увеличиваться по мере
увеличения скорости сдвига. Есть очень мало примеров дилатантных жидкостей.
Один из самых ярких примеров является смесь кукурузного крахмала и воды. Для
описания параметров таких жидкостей используют уравнение

т = Куп ,

Формула 152: параметры жидкости, подчиняющейся степенному закону
где

т - напряжение сдвига, Па;

у - скорость сдвига, с1;

К - индекс консистенции, Па с п;

и - индекс поведения жидкости (индекс реологии), безразмерный.
Степенной закон

Модель жидкости Гершеля - Балкли

Есть некоторые жидкости, которые демонстрируют поведение обеих систем:
«Бингам-Пластик» и жидкости, подчиняющиеся степенному закону, то есть они
имеют предел текучести (ДНС) и динамическую вязкость. Модель, которая
описывает эти жидкости, называется «модель Гершеля - Балкли».
Преимуществом дайной модели является то, что она может быть использована
для описания поведения всех жидкостей посредством манипулирования
значениями ее уравнения:

т = т0 4- К * уп ,

.	Формула 153: параметры модели жидкости Гершеля - Балкли

где

г - напряжение сдвига, 11а;

у - скорость’ сдвига, с‘;

К-индекс консистенции, Па-с”;

п индекс поведения жидкости (индекс реологии), безразмерный.

т0-ДПС, Па.

Таблица описания других моделей жидкости, используя модель Гершеля -
Балкли:

Модель	К		п
Ньютоновская	V	0	1
Бингам	РУ	УР	1
Степенная	К	0	п

Уравнение модели Гершеля - Балкли было разработано для того, чтобы можно
было более точно описать поведение цементных растворов.
Пример:				
КРМ	Значение О		V	т
600	245		1021	125.0
300	150	Переводим обороты	511	76.5
200	115		340	58.7
100	94	вискозиметра и его	х.	170	.47.9
60	78	показатели в скорость сдвига	102	39.8
30	52	и напряжение сдвига	51	26.5
6	40		10	20.4
3	38		5	19.4

Расставив точки на графике, мы видим линейный набор данных, по липни не
проходит через начало координат (жидкость имеет предел текучести, ДНС). Эта
жидкость относится к модели «Бингам-Пластик».
14. РАСЧЕТЫ ПОТОКОВ И ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА
ТРЕНИЕ ПРИ ЗАКАЧКЕ ЖИДКОСТЕЙ

Для того чтобы проанализировать эффективность гидравлических систем в стволе
скважины, необходимо иметь полное описание модели жидкости. Далее будет
описано, как использовать данные вискозиметра для определения параметров,
которые наиболее точно описывают поведение флюида.

Показания вискозиметра измеряются в градусах отклонения боба относительно
его свободного положения.

Уравнения, представленные ниже, рассчитаны на вискозиметр, использующий
стандартную комбинацию рукава, боба и пружины по АР! (К1, В1, Е1). В случае
использования другой комбинации вы можете обратиться к руководству
вискозиметра для получения дополнительных инструкций.

Процедура определения паримсгроп жидкостей:

1.	Изобразите графически данные вискозиметра как отношение напряжения
сдвига к скорости сдвига.

2.	Выберите подходящую модель жидкости на основе графика.

3.	На основе принятой модели жидкости рассчитайте параметры, используя
формулы ниже.

Если поведение жидкости соответствует ньютоновской модели, вязкость (ц)
может быть выражена из уравнения:

зоо * ен

Формула 154: вязкость ньютоновской жидкости
где

р - вязкость, сП;

Он - показания вискозиметра при п оборотах в минуту, Отклонения;

П - обороты вискозиметра, об/мин.

Если поведение жидкости соответствует модели «Бингам Пластик», пластическая
вязкость и предел текучести могут быть выражены с помощью следующих
уравнений:

РУ = 06ОО - 0ЗОО I сП | для буровых растворов

Формула 155: пластическая вязкость «Бингам-пластик»

ИЛИ

ру = 1.5»(е3оо-еюо)[сП] для цементных растворов,

Формула 156: пластическая вязкость «Бингам-Пластик»
(Озоо ~ РУ)

2.088

Формула 157: предел текучести жидкости «Бингам Пластик»

где

РУ - пластическая вязкость, сП;

0п - показания вискозиметра при п оборотах в минуту, "отклонения;

УР-ДНС, Па.

Если поведение жидкости соответствует нелинейной модели жидкости (жидкость,
подчиняющаяся степенному закону, или жидкость, подчиняющаяся модели
Гершеля - Балкли), индекс консистенции К, индекс реологии п и ДПС могут быть
найдены двумя способами: более сложным методом (полным расчетом) либо
более простым способом (полевым).

14.1. Полный расчет параметров жидкости для моделей
жидкости, подчиняющихся степенному закону (Роууег-1_ауу) и
закону Гершеля - Балкли (НегзсКе! - Ви!к1еу)

Общепринятыестандартные расчеты (идеальная жидкость)

Индекс реологии жидкосги п для степенной модели находится по формуле

п = 3.322 »10810^-

'7300

Формула 158: индекс реологии для жидкости, подчиняющейся степенной модели

Индекс реологии жидкости п для модели Гершеля - Балкли» находится по
формуле

и = 3.322*

1«81о

'#600 ~ то * Г 9606\

<0.300 “Го * 1.9606/

Формула 159: индекс реологии жидкости для модели Гершеля - Балкли»
где

п - индекс реологии жидкости, безразмерный;

0п - показания ротационного вискозиметра при боо и 300 оборотах/мин,
"отклонения;

т0 - дне жидкости =	, Па;

1.9606 - коэффициент перевода напряжения сдвига, Па, в показания
вискозиметра.

Индекс консистенции выражается в эквивалентных пуазах (1 Па с = ю II
юоо сП). Зачастую также используются имперские единицы измерения ((1Ьг*«ес")
/ юо П2), используя коэффициент перевода 1 Па = 2.088 1Ьг/ юо А2 .

Индекс консистенции для степенной модели находится по формуле

К =

5-И-0зо»
511”

[Пуаз]

0.511* 03(Ш г

* = 511- [Па,с

Формула 160: индекс консистенции для степенной модели
Индекс консистенции для модели Гершеля - Балкли находится по формуле

5.11 ♦ 0ЗОО - т0	0.511 * 03(Ш — т0

к =-----51Р-----[Пуаз1 “ =-----5ГГ------[Па * с п],

Формула 161: индекс консистенции для модели Гершеля - Балкли
где

п - индекс реологии жидкости, безразмерный;

К - индекс консистенции, 11а сп;

©зоо - показания ротационного вискозиметра при 300 оборотах/мип,
"отклонения;

Коэффициент 5.11 эго коэффициент перевода градуса отклонения боба К1-В1-Г1
в дин/см2;

Коэффициент 0.511 эго коэффициент перевода градуса отклонения боба К1-В1-
Е1 в Па;

Коэффициент 5Н эго коэффициент перевода оборотов вискозиметра (300) в
скорость сдвига (1.7023 й КГМ);

Коэффициент 1.7023 фактор скорости сдвига (с^/гртп) для вискозиметра с
комбинацией ротор боб |<| Вц

т() - ДНС жидкости, 11а, которое определяется по формуле

2 * 03 ~ 0Л
Г° 1.9606 '

Формула 162: ДНС жидкости
где 0:1и 0Г, пока зания ротационного вискозиметра при 3 и 6 об/мин.

Унп(<<7>с<1/1ьнь<е /инисты (при любых доступных данных с
оиско.тметра)

Формулы, указанные в разделе «Стандартные расчеты», являются общими и
определяют значения индекса консистенции и индекса реологии (поведения)
•жидкости в гех случаях, когда все данные с вискозиметра идеально соответствуют
модели жидкое иг Также для некоторых жидкостей (например, цементных
растворов) бываюг недоступны нары данных вискозиметра при скоростях боо и
300 оборотов в минусу.

Определение универсальной формулы для параметров жидкости

Индекс копси(тенции представляет собой эквивалентную вязкость для жидкости,
подчиняющейся степенному закону. И формула расчета индекса консистенции
берется из базового расчета вязкости:
т Г/5’	/с1 * к2 * О

у	кз*1\1	100 ’

Формула 163: базовый расчет вязкое 1 и

где

ц - вязкость, сП (1П = юо сП);

К1 - константа торсионной жесткости пружины (для пружины Р1 = 386),
дины*см/°отклопеиия;

К2 - константа напряжения сдвига для эффективной поверхности боба (для Кь
В1= 0.01323), СМ-З;

6 - значение на вискозиметре, Отклонения;

К3 - константа скорости сдвига (для К1-В1 = 1.7023), с*1/грт;

К - обороты вискозиметра, грт;

т- напряжение сдвига, Па;

у - скорость сдвига, с1;

Р - сила, приложенная к жидкости, дин (1 Па = ю дин/см2);

8 - площадь поперечного сечения, см2;

с!у - скорость жидкости, см/с;

сП - дистанция между движущейся и неподвижной пластиной, см.

При наиболее широко используемом вискозиметре с комбинацией ротор-боб-
пружина К1-В1-Р1 вычисления производятся по универсальной формуле для
жидкости, подчиняющейся степенному закону:

.	в"2

п —

А/1

Формула 164: расчет индекса реологии (поведения) для степенной модели
_ 0.511*0^ ГПп ♦ г”я1

(1.7023*АГ)" ।	‘

Формула 165: Расчет индекса консистенции для степенной модели
Для жидкости модели Гершеля - Балкли:

В^-Го/0.511

_ Ьв^,-го/О.511

11 	$2

Формула 166: расчет индекса реологии (поведения) для модели Гершеля - Балкли

„ _ в 511 * Он - т0

(1.7023* Л)" I а*с

Формула 167: расчет индекса консистенции для модели Гершеля - Балкли

где

п - индекс поведения жидкости, безразмерный;

К - индекс консистенции, Па с”;

0 - значение на вискозиметре, ° отклонения;

К - обороты вискозиметра, грт;

т0 - ДНС жидкости = -.'Ха' ’ Па-

Данная формула будет работать для любой пары значений, взятых с
вискозиметра, если жидкость будет идеально соответствовать модели. Более
детально это можно рассмотреть на примере.
Расисты для идеальных жидкостей

Дана жидкость со следующими показателями ротационного вискозиметра:

ЯРМ	0	V	т
600	184.76	1021.4	94.2
юо	146.17	510.7	74.6
200	127.45	340.5	65 0
100	100.83	170.2	51.4
1.0	84 84	102.1	43.3
30	67.12	51.1	34.2
6	38 96	10.2	19.9
3	30.82	5.1	15.7

Для данной ди|дкоги1 высчитываем параметры Кип для каждой пары значений.

।	№4 ’Л

,0*14л й	о |Г	0.511*184.76	х Г1-,	1

Пбоо/з<м> Ж о.ЗЗН, Кб<м1/ ,<М1 - 7023»600)0.зз8 = 9-076 [Па-с],
* 1(1(1	' "

,	14617

•«К;;.	..	0.511*146.17	хт	।

п3(Ю/аоо  — М о-.ЗЗН. К;1(>о/а(ю	(17023-300)»”Н- 9-076 [Па с],

‘“Кншп,	,,	0.511-127.45	х Г1--	,

Паоо/юо	О-ЗЗН. К-лн»/1(1<> - [7.7023,200)03.18- 9-076 [Па-с],

. |(ММИ

.......--Я* 0.338, I............. ^^5^=9.076 [Па-с],
.	1(41(4

|пК. ...	..	..	0.511-04.84	Л Г1_,	,

°'33 '	Кб,,/:)<> ~ (7.7023.60)°ззв= 9-076 [Па-с],

. Л7.П

.	,0*кс<.	<>	•/>	0.511*67.12	х 1п ।

Пзо/6'	О13:’8'	^ = (^23.зо)^=9 °7б1Па-С],

, зичл

П6/Я "	°’338’ Кй/а = (1 7023*6)°-зэ8= 9-076 [Па’С] •

Как видно иа примера, для идеальной жидкости значения п и К будут
одинаковыми для каждой нары значений показаний ротационного вискозиметра,
что и ожидаемо, гак как при переносе значений на график зависимости
напряжения сдвига от скорости сдвига все точки для данной жидкости будут
лежать строго на линии, подчиняющейся закону т = К * у’1 или, применительно к
данному случаю, г 9.076* уо-зз».

Примечание: в данном случае функция аппроксимации по метод}' наименьших
квадратов на графике даст значение К 9.06, в то время как расчетное по
универсальной формуле значение = 9.076. Данная погрешность (0.2%)
объясняется округленными значениями коэффициентов для расчета по
универсальной формуле и крайне незначительно сказывается на результате.
Расчеты неидеалъных жидкостей

В реальных условиях шкала деления ротационного вискозиметра не содержит
десятичные значения, и вероятность того, что все значения напряжения сдвига
при различных скоростях сдвига будут находиться на одной линии тренда, крайне
мала. В связи с чем таблица данных может иметь вид:

КРМ	Знач.	V	т
600	200.00	1021.4	102.0
300	146.00	510.7	74.5
200	127.00	340.5	64.8
100	95.00	170.2	48.5
60	85.00	102.1	43.4
30	67.00	51.1	34.2
6	39.00	10.2	19 9
3	31.00	5.1	15.8

Теперь, используя универсальную формулу для нахождения коэффициентов К и п
для каждой пары значений, получаем набор данных:
.	200

1О8йб ~	тл	0.511*184.76	Г1_.

Пбоо/зоо -	- 0.454, Кбоо/зоо = (1 7023.мо)о.эзз = 4-397 [Па-с],

.	146

Пзоо/жю =	= 0.344. Кзоо/аоо = (1,702з.зоо)®”в= 8,7411Пач'1 >

Паос/юо =	= О.419 ,	Каоо/юо =	5,646 [ПаС] ’

|0КЙ5 Л Л о тл	0.511*100.83	г.-,	,

11100/60 -	- 0.218 , Кгоо/бо - (1,7023.100)«лз.= 15-862 [Па-с],

Пбо/зо =	= 0.343 , Коо/зо = р	8-873 [Па-с] ,

I 67

|ое™ _______.	..	0.511*67.12	гт, 1

"30/6 = ^ = 0-336 , Кзо/6 = (1.,ои.3(>)а»,.= 9-124 [Па-с],
।	39

,ОК77	„	0.511*38.96	Г1, п

1,6/3 = 14 = ’	6/3 =	9231 [Пас] •
Получается, что для каждой пары показателей вискозиметра получаются разные
параметры жидкости, однако, так как на протяжении замеров свойства жидкосги
не меняются, необходимо определить, какие параметры считать верными. Для
этого также необходимо перенести значения напряжений сдвига и скоростей
сдвига на график:

Далее есть 2 пути решения:

1.	произвести аппроксимацию по методу наименьших квадратов (наиболее
точный и трудоемкий);

2.	выбрать подходящую пару данных для расчетов (менее точный, но
значительно менее трудоемкий).

Так как первый метод включает в себя расчеты, проводить которые вручную
нецелесообразно, остановимся на втором методе. Для этого необходимо
определить пару значений, которая будет считаться репрезентативной для данной
жидкости и скважинных условий. Из графика видно, что 2 точки находятся за
пределами общей системы:

Это можно заметить как из графика, так и при расчете параметров для каждой
пары значений вискозиметра. Наибольшее отличие от среднего значения
наблюдалось в параметрах К и п, где в расчетах участвовали боо и юо оборотов в
минуту. Теперь из оставшихся данных выбирается произвольная пара данных
Если считать, что все остальные данные были сняты безошибочно, то выбирается
та пара данных, чьи обороты вискозиметра будут лучше всего моделирован,
скорость потока жидкости в скважине во время закачки.

Определение параметров жидкости при известных скважинных
условиях

Для определения параметров жидкости используется следующий порядок
действий:

1.	перевод параметров закачки в обороты вискозиметра, используя фактор
скорости сдвига;

2.	определение пары оборотов вискозиметра для расчета параметров
жидкости;

3.	определение параметров жидкости.

Фактор скорости сдвига (к, с1) - коэффициент для перевода оборотов
вискозиметра в линейную скорость движения жидкости. Он зависит от
используемой комбинации ротор-боб на вискозиметре. Самой популярной
комбинацией считается Я1-В1. Фактор скорости сдвига берется из технических
параметров оборудования. Ниже в таблице представлены самые популярные
комбинации ротор-боб и их параметры:

Комбинация ротор-боб	К1-В1	К2-В1	КЗ- 61	К1-В2	К1-ВЗ	К1-В4	К1-В5	ЕУ8А
Значение к, с"1	1,7023	5.4225	0.377	0.377	0.268	0.268	0.85	0.3

Перевод параметров закачки в обороты вискозиметра.

/(ля кольцевого пространства:

(9 * юзобз.з)

РРМ =2163 * -—Л г	,

* (^ок + ^ос) * (^ОС “ />ок)2

Формула 168: перевод параметров закачки в обороты вискозиметра
где

р - производительность насоса, мз/мин;

к - фактор скорости сдвига (параметр вискозиметра), с1;

1)ок - внешний диамет р трубы, мм;

Пос - диаметр открытого ствола скважины, мм.
Для внугритрубного пространства:

(О ♦ 103063.3)

ИРМ = 1442 ♦ —-------------

* (^Окинут)

Формула 169: перевод параметров закачки в обороты вискозиметра

где

С} - расход на насосе, мз/мин;

к - фактор скорости сдвига (параметр вискозиметра), сч;

Вок кнут - внутренний диаметр грубы, мм.

Определение пары оборотов вискозиметра для расчета параметров жидкости.

Известно, что вязкость определяется как отношение напряжения сдвига к
скорости сдвига // г/у. Если у жидкостей, подчиняющихся ньютоновской
модели и модели «Бингам-Пластик», вязкость постоянная, то для нелинейных
моделей жидкости (степенной • и Гершеля - Балкли) вязкость будет изменяться в
зависимости от скорости сдвига (скорости потока жидкости). Поэтому необходимо
определить, в киком интервале оборотов вискозиметра находятся наши
параметры закачки.

Пример:

Буровой раствор двигается по кольцевому пространству во время промывки.
Фактический диаметр открытого ствола Всж = 236.7 мм, наружный диаметр
забойного двигателя равен 1)Юд : 172 мм, производительность насоса рнас = 36 л/с
(2.16 мз/мин), реология бурового раствора для комбинации ротор-боб-пружин а
К1-В1-Г1(к = 1.7023) представлена в таблице:
АРМ	Знач.	V	т
600	47	1021 4	24 0
300	33	510.7	16.8
200	27	340.5	138
100	21	170.2	10 7
60	17	102.1	8.7
30	14	51 1	7.1
6	9	102	4.6
3	8	5.1	4 1

Необходимо определить параметры К и п для раствора, учитывая текущие
скважинные условия.

Решение:

1.	Сначала необходимо проверить, все ли показания ротационного
вискозиметра вписываются в график выбранной модели. Для этого
необходимо перенести их на график зависимости напряжения сдвига от
скорости сдвига:

Из графика видно, что значение при боо оборотах выбивается из общего тренда,
поэтому его нежелательно использовать в расчетах.

2.	Далее определяем обороты вискозиметра, которым соответствуют текущие
условия закачки:

ПРМ = 2163*

«2,<ас* 103063.3)

* (^взд + М * (^ос “ ^взд)

(2.16 * 103063.3)

ИРМ -2163* г 7023 - (172 + 236 7) - (236 7 _ 172)2 - 165 ’ Р"’ •

Следовательно, ближайшая пара оборотов вискозиметра щ = юо и пУ -*оо
об/мин (грт). Далее находим параметры раствора из универсальной формулы:



I ^2
1ое -гг
ь /V!

0.511*0^ г

। 22

" = ^оо = 0 3626

1о810б

0.511 * 27

— __________________

(1.7023 » 200)°2626

= 1.666 [11.1 ч” ,м*|

п =
Для расчета индекса консистенции К можно брать значения как
0д,2 и Л^2 (для 200 об/мин), так и для 0ДГ! и Л/г (для юо об/мин). Значения
11 ол уч атся оди на ковы м и.

Определение средней плотности жидкости в кольцевом
пространстве при наличии нескольких жидкостей в кольцевом
пространстве.

В случае, когда кольцевое пространство заполнено не одной жидкостью
(например, облегченный и тяжелый цементные растворы), для расчета ЭЦП
необходимо рассчитать среднюю плотность жидкости в КП. Существует несколько
различных математических методов по определению этого параметра, по в
данной главе мы рассмотрим один, наиболее простой, так как он не содержит
новых расчетов. Итак, для расчета средней плотности необходимо:

1)	Найти общее гидростатическое давление всех жидкостей:

Р = (Р1 * Л, + />2 ♦ Л2 + ••• + Рп * Лп) ♦ д ,
или

Р = 0.1 * (у, * Л, + у2 * Л2 + ••• + у„ » Л„).

2)	Перевести полученное давление в плотность:

Р
р~ д*ь
или
р
Х ~ 0.1 * /I '

3)	Среднюю плотность жидкости можно вычислить по формуле

Р1 +Р2*Ь2+ - + р„ ♦/!„

Ркп средняя	’

Формула 170гсредняя плотность в кп
где

Р1.2.3. .Ц плотности жидкостей;

111,2,3....п протяженность растворов по вертикали;

Ьобщ- общая глубина скважины по вертикали.

14.2.	Полный расчет потерь давления на трение жидкостей

В данном разделе будут показаны расчеты, связанные сдвижением жидкостей
в кольцевом пространстве между колонной и стенками скважины или
предыдущей колонны. Данные о давлении трения жидкостей критически
необходимы для проектирования любой работы по цементированию и в основном
выполняются с применением инженерного программного обеспечения. Однако
инженерно-технический персонал, использующий данное программное
обеспечение, обязан понимать, как тот или иной параметр жидкости будет влиять
на давление трения в скважине.

Трение, оказываемое жидкостью в движении, зависит не только от скорости
потока жидкости и геометрии системы (площади поперечного сечения трубы или
кольца), но также и от типа структуры потока, называемого «режим пони .1 . ••
котором находится жидкость. Расчет давления на трение является многоэтапным
процессом, который не может быть сокращен до одного простого уравнения.

14.2.1.	Число Рейнольдса и режимы потока жидкостей

Когда жидкость находится в движении в ограниченном пространстве
(например, в трубе или кольце), профиль структуры потока будет определять,
какое напряжение сдвига оказывает жидкость па стенки трубы или на кольцевое1
пространство.

Режим потока текучей среды определяется профилем движения самой
жидкости и функцией от скорости, плотности и вязкости жидкости, а также
геометрии пространства и площади поперечного сечения, через которое жидкость
проходит. Определение текущей структуры потока происходит через расчет числа
Рейнольдса.

Число Рейнольдса - это безразмерная величина, которая представляет
собой отношение инерционных сил текучей среды (плотность, скорость и
геометрию потока) к ее вязкости. Рассчитанное значение числа Рейнольдса
определяет режим потока жидкостей. Общий вид уравнения числа Рейнольдса
определяется как

Р * (Энар“ Эвнут) *	* Ю12. 32

~ .

Формула 171: число Рейнольдса
где

р - плотность жидкости, г/см3;

р — вязкость жидкости, сП;

V	- линейная скорость потока, м/с;

(□„ар - Овнуг) - гидравлический диаметр, мм, или зазор кольцевого пространства
скважины, где Ппар и ОиНуг - соответственно наружный и внутренний диаметры
кольцевого пространства, мм. Для расчета потока внутри трубы в формуле
используется только внутренний се диаметр (Ввнут).

Эта формула работает только для ньютоновской жидкости и показывает общие
зависимости. Однако более точная формула, работающая также для жидкостей,
подчиняющихся степенному закону, выглядит следующим образом:

Л/«е =

8000 * К(2-п) * р

~ 7 8000 V*’

К*(□	-0	)

Xм нар мвнут/

Формула 172: число Рейнольдса

где:

Г^кс - число Рейнольдса, безразмерное;

V	- линейная скорость потока, м/с;

р - плотность жидкости, г/см3;

п - индекс реологии (индекс поведения), безразмерный;

К - индекс консистенции, Па с ”;

(Пиар - Овнуг) - гидравлический диаметр, мм, или зазор кольцевого пр<мцннк им
скважины, где Омар и Эппут - соответственно наружный и внутренний д|ым< цч1
кольцевого пространства, мм. Для расчета потока внутри трубы в форм\ н
используется только внутренний ее диаметр (Оннуг).
Для расчета числа Рейнольдса необходимо вычислить линейную скорость
жидкости.

Линейная скорость жидкости находится следующим образом:

.. ___________Фнис_________

0.0007854	02 ут) >

Формула 173: линейная скорость жидкости
где

V - линейная скорость жидкости, м/с;

- производительность насоса, л/с;

Йиар и Эвнуг - соответегвеппо наружны!! и внутренний диаметры кольцевого
пространства, мм. /(ля расчета потока внутр!! трубы в формуле используется
только внутренний ее диаметр (ГЭммгг).

Примечание: для проведения расчетов вручную жидкости относят к одной из
двух моделей: ньютоновской или жидкости, подчиняющейся степенному
закону, так как расист числа Гейнольдса для жидкостей с пределом текучести
(модель Гершеля Га /6 т, модель Лингам-Пластик») значительно сложнее и
содержит множество итерационных тагов и на практике вручную не
считается,

Структурный поток

Структурный поток возникает, когда
есть достаточно силы, чтобы
инициировать поток, но недостаточно,
чтобы создан, полноценный профиль
потока. Часть текучей среды в центре
структуры потока перемещается в виде
сплошного профиля из частиц.
Некоторая их часть будет оставаться

неподвижной относительно друг друга. Псевдопластические и все жидкости с
пределом текучести имеют тенденцию создавать структурный поток при всех
скоростях, когда число Рейнольдса меньше юо. Ньютоновские и дилатантные
жидкосги могуз нс образовывать структурный поток, кроме случаев, когда число
Рейнольдса меньше I. Примером структурного потока является зубная паста,
вытесняемая из тюбика.

Ламинарный поток

В ламинарном потоке профиль потока
полностью сформирован. Профиль
приобретает параболическую форму, и
суспендированные частицы в жидкости
будут двигаться прямолинейно
относительно друг друга. Максимальная
скорость частиц достигается в центре
потока и снижается к стенкам.

Ламинарный поток проявляется во всех жидкостях при числах Рейнольдса менее
Зооо2.

В тексте выше мы определили число Рейнольдса и границу между режимами потоков в точных значениях, в
реальности же переход от одного профиля потока к другому происходит постепенно, особенно между ламинарным
потоком и турбулентным. Большинство жидкостей начинает переходный этап между ламинарным и турбулентным
Турбулентный поток

Жидкости в турбулентном потоке имеют
плоский профиль, в котором все частицы
движутся при относительно равной
скорости. Суспендированные частицы в
жидкости в турбулентном потоке будут'
двигаться хаотично. Турбулентный ноток
имеет место во всех жидкостях при числах
Рейнольдса болыпе, чем 3000. Жидкости
испытывают наибольшее трение.

Турбулг»П11ЫЙ поток,
число Рейнольдса >3000

в турбулентном потоке, как правило,

Пример определения числа Рейнольдса для ньютоновских жидкостей

Ниже описан порядок действий для нахождения числа Рейнольдса для
ньютоновских жидкостей.

Пример:

Ньютоновская жидкость с вязкостью р = 9.455 сП и плотностью р = 1.18 г/см3
течет через кольцевое пространство ствола скважины с диаметром открытого
ствола Вос = 222.3 мм и диаметром обсадной колонны В()К = 177.8 мм, при
производительности насоса 9„ас = 1 мз/мип (16.67 л/с). Какой режим потока у
жидкости в этих условиях?

1.	Находим линейную скорость жидкосги в кольцевом пространстве:

_________^н.ч	_

0.0007854 * (I);’	1)2,) '

1667

У ~ 0.0007854* (222.32	177.82) “ 1 192 М/С ’

2.	Находим число Рейнольдса:



- 0ОК) * V * 1012.32	1. 18 * (222.3 - 177.8)* 1.192 * 1012.32

= Р * (Дос

9.455

= 6701 .

Число Рейнольдса болыпе 3000, поэтому можно сделать вывод, что жидкость
находится в турбулентном режиме.

Пример:

Буровой раствор, по модели поведения являющийся ньютоновской жидкостью,
плотностью р - 1.32 г/емз (показания вискозиметра, приведенные ниже)
закачивается с производительностью 0.3 мз/мип (5 л/с) через НКТ с внутренним
диаметром Эинут = 50.7мм. Какой режим потока у жидкости в этих условиях?

потоками примерно при числе Рейнольдса = 2300 и становятся полностью турбулентными примерно при 3600. Для
оптимизации расчетов в данном пособии будет использоваться значение Рейнольдса «>3000» как граница для
турбулентного потока.
РРМ	0
600	25
300	12
200	9
100	4
6	0
3	0

1.	Для буровых растворов, относящихся к ньютоновским жидкостям, значение
вязкости берется как показание вискозиметра при 300 оборотах в минуту: р
= 12 сП.

2.	Вычисляем скорость потока в грубо:

Г = 0.0007854* 0^., " 0.0007854 ♦ 50.72 = ' ’477 М'С

3.	Находим число Рейнольдса:

Р*^..нут ♦ 1012.32	1.32* 50,7 ♦2.477*1012.32

"'«• ------—------------------------гтъ----------- 13,82 «

В данном примере число Рейнольдса намного больше 3000, что дает нам право
отнести режим погона данной жидкости к турбулентному.

15.2.2.	Определение числа Рейнольдса для жидкости, подчиняющейся
степенному закону

Принцип расчета числа Рейнольдса для жидкостей, подчиняющихся
степенному закону, подобен принципу расчета для ньютоновских жидкостей.
Единственное отличие необходимость использования более сложной формулы
расчета.

Алгоритм расчета

1.	Определить параметры модели жидкости (К, п) (см. расчеты потоков и
потерь давления на трении при закачке жидкостей).

2.	Рассчитать линейную скорость жидкости.

3.	Рассчитать число Рейнольдса, исходя из параметров жидкости.

Пример

Жидкость, подчиняющаяся степенному закону, плотностью р = 1.5 г/см3
с параметрами модели К 27.77 [Па-сО2и| и п = 0.211, закачивается
с производительностью насоса (?ш|С = 0.530 мз/мин через колонну 114 мм
с внутренним диаметром 1),,Пуг 103.89 мм. Какой режим потока внутри колонны у
жидкости в этих условиях?

1.	Параметры модели жидкости, п и К уже предоставлены.

2.	Находим линейную скорость потока жидкости (для перевода
производительности насоса из м*/мин в л/с используем коэффициент
16.67):
<? * 16. 67	О. 53 * 16. 67

У ~ 0. 0007854 * Овну1.2 0.0007854* 103.892 ~ 1 042 м/с

3.	Находим число Рейнольдса:

^е =

8000 ♦ К(2”п) * р
к*т"

8000 * 1.042(2’02п> ♦ 1.5

27.77 * (

8000 \021

103.89/

186 .

Из результата видно, что наша жидкость находится в ламинарном режиме.

15.2.3.	Расчет потерь давления на трение

Жидкости испытывают потери давления из-за трения при протекании
через колонну труб или кольцевое пространство скважины. Мго трение возникает
в результате напряжения сдвига, возникающего при контакте жидкости со
пенками колонны труб или кольцевого пространства. Потери давления напрямую
зависят от коэффициента трения в системе, а коэффициент трения напрямую
зависит от числа Рейнольдса.

Расчет коэффициента трения зависит от режима потока. Также в отдельную
группу выделяют растворы, содержащие бентонит в своем составе, так как эта
добавка оказывает значительное влияние на поведение жидкости.

Алгоритм расчета

1.	Определить параметры модели жидкости.

2.	Рассчитать линейную скорость потока жидкости.

3.	Рассчитать число Рейнольдса.

4.	Определить режим потока.

5.	Рассчитать фактор трения.

6.	Рассчитать потери давления на трение.

Расчет фактора трения

/(ля всех жидкостей, находящихся в ламинарном или структурном потоке, фактор
трения вычисляется по формуле:

Формула 174: фактор трения
/(ля жидкостей, находящихся в турбулентном потоке, фактор трения вычисляется
по иной формуле.

•	Для растворов без содержания бентонита:

0.0303

? ~ Тт 0 1612 •
™ Не

Формула 175: фактор трения

•	Для растворов, содержащих бентонит:

0. 645

/ = 0.00454 +------тгу.

м 0,7

Не

Формула 176: фактор трития
Расчет потерь Оттення но трение

Потери давление на трение вычисляются по следующей формуле:

дрг =

2 * I * р ♦ I/2 * [ * 9. «6923

л

Формула 177: потери давления на трение
где

дРг- потери давления на трепне, ат;

I, - длина участка, м;

V	плотность жидкости, г/емз;

V	- линейная скорость потока, м/с;

Г - фактор трения;

I)	- гидравлический диамсгр, мм. I) 1)*нуг. г/у? Вияр и Г)ин>т - соответственно
наружный и внутренний диаметры кольцевою пространства, мм.

Пример

При цементировании кондуктора диаметром Вок = 244.5 мм и
глубиной I. 500 м в скважине с диаметром открытого ствола =
295-3 мм планируется применить цементный раствор плотностью
рцмт 1.89 г/см’ без содержания бентонита. Вся работа будет
производиться с производительностью насоса Риа< = о.8 м-ч/мин
(коэффициент перевода из м ‘/мин в л/с - 16.67). Рассчитать
давление па забое при окончании закачки продавочной жидкости.
Реологические данные по цементному раствору приведены в
таблице.

1)	('троим । рафик и определяем модель жидкости:

НРМ	о
600	141
300	112
200	96
100	64
6	27
3	20

ЛЮ

400

ООО

всю

1000

1200

Данному графику соответствует модель жидкости, подчиняющаяся степенному
закону.

2)	Определяем параметры жидкости (индекс реологии и индекс
консистенции):

и = 0.657 * 1ое	п = 0.657 * 1ое ® = 0.332 ,

\	/	\Д0/

0.511 » 64

170.3° 332

0.511 > 0|<>()

170.3”

К =

5.94 11а» с 0332.
3)	Находим линейную скорость жидкости:

0 * 16.67	_________0.8 ♦ 16.67________

V ~ 0.0007854 ♦ (0ОС2 - Р(Ж2) ~ 0.0007854 * (295.32 - 244.52) ~ °61 *

4)	Находим число Рейнольдса и определяем тип потока жидкости.

8000 ♦ И(2-п) * р _ 8000 ♦ 0.619(2-озз2) * 1.89

~	8000	~ ~(	8000	V’332

К * \0пс - О(Ж) 5 94 * (,(295.3 - 244.5)/

Тип потока ламинарный.

5)	11аходим фактор трения:

'Гак как наш раствор находится в ламинарном режиме, то наличие или отсутствие
бентонита в его составе не играет роли.

/=16/«в, = 16/213 = °«7512-

6)	Находим давление трения:

2 • 1 » рцмт • V2 • / » 9.86923 2 * 500 • 1.89 ♦ 0.6192 * 0.07512 » 9.86923

~	- Оок	~	295.3 - 244.5

7)	Вычисляем гидростатическое давление па забой:

Р|С = ОД ♦ у ♦ Л = ОД * 1.89 г/см3 * 500м = 94.5 ат.

8)	Вычисляем суммарное давление на забой:

Рсумм - Ргс + ДРг я 94-5 + Ю-57 = 105’07 ат •
15. РАСЧЕТЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В СКВАЖИНЕ

15.1.	Введение

Во время подготовки к любой работе по цементированию необходимо обладать
информацией о температуре в скважине. Температурные расчеты обычно
включают в себя следующие:

1)	Расчет статической температуры - температуры породы на заданной
глубине, когда скважина долгое время находится в состоянии покоя.

2)	Расчет циркуляционной (динамической) температуры - температуры, до
которой разогревается жидкость, проходя по скважине в процессе
циркуляции.

3)	Расчет температурного градиента необходим для учета динамики набора
температуры в скважине с глубиной. Участвует в расчетах вышеуказанных
темпермур.

Значения указанных выше температур на разных глубинах необходимы для
проведения лабораторных тестов цементных растворов и температурного
моделирования работы в процессе подготовки дизайна. Также при подготовке к
работе по цементированию скважины всегда необходимо учитывать
температурные аномалии: зоны ММПз, аномально горячие породы и т. д.

15.2.	Расчет температурного градиента ♦

Температурный градиент рассчитывается согласно формуле

А -	1 стат

Д( = -------г

поверх

100

Формула 178: температурный градиент
где

ДГ - температурный градиент, °С / юо м;

Тстат - статическая температура на известной глубине, °С;

Тпоиерх- температура на поверхности, °С. Согласно стандарта ЛР1 она принимается
равной 26.7 °С;

11	- Вертикальная отметка на известной глубине (глубина по вертикали), м.

3	Многолетнемерзлые породы - пласты в скважинах, чаще расположенных в районах крайнего севера,
температура в которых не подчиняется общему температурному градиенту в скважине и значительно ниже
температуры, рассчитанной стандартными способами.
ЭФФЕКТИВНЕЙ ЮРСНИ1

15.3.	Расчет статической температуры

Зная температурный градиент по скважине, можно рассчитать статнчг< пук»
температуру на любой глубине:

Тстат	00 + ^поверх э

Формула 179: статическая температура
где

△I - температурный градиент, °С / юо м;

Тстт - статическая температура на известной глубине, °С;

Тгюнерх - температура на поверхности, согласно стандарту АР1 принимается равной
26.7 °С;

Ь - вертикальная отметка на известной глубине (глубина по вертикали), м.

15.4.	Расчет циркуляционной температуры

Расчеты циркуляционной температуры зависят от глубины и геометрии
скважины.

15.4.1.	Расчет циркуляционной температуры для вертикальных и
наклонно-направленных скважин, глубиной свыше 3000 м:

(0. 006061 * /I * ДГ) - 5. 6064

цирк.верт поверх +	± _ (0 000049383 * Л) ’

Формула 180: циркуляционная температура в вертикальных и наклонных интервалах
где

Тц1фК.верт - циркуляционная температура на заданной глубине, °С;

• поиерх - температура на поверхности, согласно стандарта АР1 принимается равной!

26.7 °С;

Д1 - температурный градиент, °С / юо м;

11- вертикальная отметка на известной глубине (глубина по вертикали), м.
15.4.2.	Расчет циркуляционной температуры для вертикальных и
наклонно-направленных скважин глубиной менее 3000 м

Указанная выше формула подходит только для расчета циркуляционной
температуры скважин, глубина которых более 3000 м. Для нахождения
циркуляционной температуры для вертикальных и наклонно-направленных
скважин глубиной до 3000 м пользуются таблицей (стандарт АР! 10В-2 КР):

Глубин а (м)	Температурный градиент (°С /100 м глубины)					
	1.6  "С/10 м	2  0 “С/100 м	2.4 °С/100 м	2.8 “С/100	'  м	3.2 ’С/ЮО °(  м	3.6 3/100  м
300	27	27	27	27	27	27
600	32	32	32	-32	33	33
1200	37	38	38	39	39	40
1800	44	45	46	48	49	53
2400	52	53	57	60	64	73
3000	60	63	69	75	84	96
ля вычисления промежуточных значений температуры, которых нет в таблице, их можно определить по графику:
15.4.3.	Расчет циркуляционной температуры для горизонтальных
интервалов

Для расчета температуры в горизонтальных интервалах используется следующая
формула:

Гцирк горизонт. = Т|Ц||)К. НГ|)1 + с Ггни ” Тцирк. верт.) X (Ь / 1830) ,

Формул» 181: циркуляционная температура в горизонтальных интервалах
где

Тцирк п>ризонт - циркуляционная температура забоя в конце горизонтального
участка, °С;

Тцирк. верт. - рассчитанная пли измеренная циркуляционная температура по
вертикальной глубине (не включая горизонтальной секции), °С;

Тстат - статическая температура породы па горизонтальной глубине (конечная
измеренная глубина), °С;

Ь-длина горизонтально го участка в метрах (для горизонтальных участков менее
1830 м).

Примечание: если длина горизонтального участка (Ь) больше или равна 1830 м,
МОЖНО предположить, ЧТО 'Гцирк ГОРИЗОНТ = Тстат .

ВАЖНО!

Под горизонтальным интервалом принимается интервал с углом
наклона 70" и более.

Пример: дана скважина глубиной 3600 м со следующей траекторией:

Начало Интерпола	Конец интервала	Зенитный угол в интервале
() м	600 м	0°
600 м	2300 м	28°
2300 м	3600 м	89°

Известно, что па глубине 8оо м по стволу статическая температура составляет 45
°С. Необходимо определить:

1)	Температурный градиент.

2)	Статическую температуру на забое.

3)	Циркуляционную температуру на забое.

Решение: прежде всего необходимо определить глубину по вертикали, на которой
был произведен замер температуры. Известно, что до глубины 8оо м по стволу
присутствуют два интервала с разными зенитными углами: от о до боо м -
вертикальный участок, п от боо до 8оо м, значит, необходимо найти вертикаль
наклонного участка:
Н = Ь * соз а = 200 * соз 28 = 176.6 м .

По’лучаем итоговую вертикаль в точке замера температуры боо м + 176.6 м =
776.6 м.

Теперь, зная вертикаль и статическую температуру, можем определить
температурный градиент:

_ Тстат-Тповерх _ 45-26.7 _ э эг ор /

ЛГ- --------------“ 776^7—— 2.36 С/1ООМ.

/юо	/юо

Далее находим вертикаль всей скважины:

/Ажн — ^0-600 + ^600-2300 + ^2300-3600

= ^0-600 + ^600-2300 * СО5 а600-2300 + ^2300-3600 * С05 ^2300-3600

= 600 + 1700 * СО5 28 + 1300 * соз 89 = 2123.7 м .

Теперь, зная вертикаль всей скважины, находим циркуляционную температуру в
наклонном участке:

7.	_ т	(0.006061-/г*ДО-5.6064 _ 9 , _ (0.006061*2123.7*2.36)-5.6064 _ _ Ор

'цирк.верт - ‘поверх + 1_{0.000049383^) “	+	1-(0.000049383>2123.7)	“ 54 37

Далее необходимо найти статическую температуру на забое:

Тсгат = де * У100 + Т,1<иигрх = 2.36 * 2123.7/юо + 26.7 = 76.82 °С.

Теперь, используя полученные значения, находим циркуляционную температуру
в конце горизонтального участка (на забое):

Тцирк горизонт. = I цирк. верт. + (Iстат ~ 1 цирк. верт.) X (I. / 1830) = 54.37 + (76.82 - 54.37) *
(1.300 / 1830) = 70.32 °С.
16. ФАКТОР ПОТЕНЦИАЛЬНОГО ПЕРЕТОКА

16.1.	Введение

После выполнения работы по цементированию скважины возможно образование
заколонных перетоков. Это может происходить по ряду причин:

1.	Плохое вытеснение бурового раствора (в скважине образуются каналы,
заполненные буровым раствором).

2.	Перетоки в микрозазорах кольцевого пространства, связанные с потерей
сцепления цементного камня и породы ввиду одной или нескольких
причин:

а.	не выдержано время ОЗЦ;

Ь.	воздействие на цемент температуры и давления;

с.	несоответствующее качество цементного камня (уменьшение
цементного камня в объеме в процессе набора его прочности);

с1. изменение геометрии скважины за счет растепления пород в зонах
М М11 и др.

3.	Проницаемость цементного камня увеличивается за счет образования в нем
трещин. Помимо эгого, неравномерная плотность цементного камня ввиду
плохой стабильности цементного раствора также может привести к
повышению проницаемости цементного камня.

4.	Образование заколонных перетоков через песхватившийся цемент во время
переходного периода при наборе прочности геля. Цементный ‘раствор во
время набора прочности проходит через з агрегатных состояния: жидкое,
твердое и промежуточное - состояние геля. Последнее является наиболее
опасным с точки зрения возникновения перетока, так как в процессе набора
прочности цементный раствор в состоянии геля начинает цепляться за
стенки скважины и колонны и тем самым перестает оказывать
гидростатическое давление на нижележащие пласты. При достижении
определенного расчетного параметра СПС гидростатическое давление па
пласт становится меньше, чем поровое давление в этом пласге. В этот
момент возникает максимальный риск образования перетока. Такое СНС
называется критическим СПС (КСНС). КСНС является расчетным
параметром, по в случае, когда данных для расчета КСНС недостаточно, его
значение принимают равным 50 Па. При дальнейшем нахождении
цементного раствора в статическом состоянии, когда СНС цементного геля
становится равной пли большей чем 250 Па, считается, что данный гель
является непроницаемым для пластовых флюидов, а значит, переток
прекращается. Время от КСНС до состояния непроницаемого геля
называется временем переходного периода. Согласно стандарту АР1 65-
2, время переходного периода не должно превышать 45 минут в случае, если
данный цементный раствор находится напротив пласта, в котором возможен
переток. Однако некоторые компании имеют свои стандарты по данному
показателю.
Данный график (график набора СНС) - получается в лаборатории при испытании
цементного раствора. Границы промежутка времени, в течение которого
возможен переток (времени переходного периода), определяются либо расчетами
(КСНС), либо взяв за КСНС стандартное значение = 50 Па. Зная КСНС и
непроницаемое состояние цементного геля (250 Па), по данному графику
определяется время переходного периода - время, за которое цементный гель
набирает СНС от КСНС до 250 Па.

16.2.	Расчет КСНС

Для расчета критического статического напряжения сдвига используется формула

КСНС = (Р

гидрост

— р

г поровое

25.13

/(»0С “ ^ок)

Формула 182: КСНС
где

Ргидросг - гидростатическое давление на пласт (при посадке пробки), ат;

Рпоровое - поровое давление в пласте, ат;

25.13 - фактор преобразования;

Ь - протяженность цемента в затрубном пространстве*, м;

Пос - диаметр ствола скважины**, мм;

Вок - диаметр колонны в точке расчета, мм.

*	Протяженность Ь берется только по тому цементному раствору, который
находится напротив пласта, для которого делается расчет; причем для учета
наихудшего варианта (минимальное КСНС) берется нижняя (по стволу) точка
контакта с пластом, она же является точкой расчета.

*	* Для учета наихудшего варианта (минимальное КСНС) в качестве диаметра I ». •<
берется номинальный диаметр сгвола скважины (без учета коэффициента
кавернозности).
Пример расчета

Необходимо рассчитать КСНС для тяжелого
цементного раствора.

Скважина пробурена долотом диаметром йДОл =
215.9. Коэффициент кавернозности равен КК 1.2,
глубина скважины по стволу Ьскв = 1500 м» глубина по
вертикали Нскв = 1200 м. Принять отрезок о 1200 м
по стволу за вертикальный участок, а расстояние от
1200 м до 1500 м - за горизонтальный участок. В
скважину планируется спуск эксплуатационной
колонны диаметром Эок= 177-В мм глубина спуска
колонны Ьок = 490 м. При проведении
цементирования колонны планируются к закачке
следующие жидкости и растворы:

•	Буферная жидкость удельным весом увуф =
1.3 г/емз, в объеме Убуф  5-73 мэ.

•	Облегченный цементный раствор удельным весом уО1ф = 1.5 г/емз, высота
подъема в конце цементирования составит юо м от устья скважины. Общая
протяженпость ОЦР в кольцевом пространстве составит Ц.цр = 900 м, в том
числе 520 м в обсаженном стволе и 380 м в открытом стволе скважины.

•	Тяжелый цементный раствор удельным весом уц, = 1.9 г/емз, высота
подъема тяжелого цементного раствора составит Ъцр = юоо м от устья в
конце цементирования скважины. Протяженность тяжелого цементного
раствора в кольцевом пространстве составит 490 м по стволу, из них 200 м в
вертикальной части скважины и 290 м в горизонтальной.

Пласт с давлением 120 ат расположен па глубине 1200 м по вертикали и занимает
всю горизонтальную часть ствола скважины

Решение

1)	Для начала найдем гидростатическое давление па пласт:
Р = 0.1 ♦ ур_рП ♦ Нр-ра + 6.1 * Уоцр * ^оцр + 0-1 * Утцр * ^тцр =
0.1 ♦ 1.3* 100м 4-0.1* 1.5 * 900м 4- 0.1 * 1.9 * 200м = 186 ат.

2)	Определим параметры для расчета КСНС:

а.	11реп яжепиость цемента в межколонном пространстве (ЬгцР): для
учета наихудшего варианта необходимо учитывать максимальную
протяженность от нижней точки контакта с пластом (в районе
башмака ОК 1490 м) до кровли данного цемента (юоо м). Ъ = 1490 -
юоо = 490 м.

Ь.	Диаметр ствола скважины (Иос): для учета наихудшего варианта
необходимо брать номинальный диаметр Эос = 215.9.
3)	Проведем расчет КСНС:

КСНС = (Ргияро„ - Р,.|ороиое) * . 2513	= (186 - 120) Ф 281:1

/(Росток)	'(215.9-177.11)

128.96 Па.

4)	Вывод: фактический КСНС для данных условий = 128.96 Па, что дает нам
понимание о том, что фактические параметры в скважине лучше, чем
значение но умолчанию, согласно стандарту АР165-2 (50 Па), а это значит,
что нашему цементному раствору потребуется меньше времени для набора
СНС от КСНС до непроницаемого значения 250 Па:

16.3.	Расчет фактора потенциального перетока

Фактор потенциального перетока - величина, показывающая риск
возникновения перетока в кольцевом пространстве во время геллирования
цементного раствора.

Фактор перетока рассчитывается по формуле

Ь

ФПП = 9.86925 X—---------———-----------------

Фос »ок) * (^гст ^пласт)

Формула 183: фактор потенциального перетока
где

Е - протяженность цемента в межколонном пространстве*, м;

Пос - диаметр ствола скважины**, мм;

Вок - диаметр колонны в точке расчета, мм.

*	Протяженность Ь берется только но тому цементному раствору, который
находится напротив пласта, для которого делается расчет; берется точка контакта
с кровлей пласта.

*	* Для учета наихудшего варианта (минимальное КСНС) в качестве диаметра I)< к
берется номинальный диаметр ствола скважины (без учета коэффициента
кавернозности)

ФПП является безразмерным числом и может принимать числовые значения <н о
до 00. Исходя из полученных данных, мы можем сделать вывод, какой мп - ч
борьбы с миграцией флюидов следует применить.
16.4.	Интерпретация значений ФПП

Значении ФПП разбиваются в диапазоне четырех уровней:

1.	Отрицательный фактор перетока: ФПП меньше о..

2.	Незначительный фактор перетока: ФПП от о до з.

3.	Умеренный фактор перетока: Ф11П от з до 8.

4-	Сильный фактор перетока: ФПП от 8 до 15.

5-	Критический фактор перетока: Ф1111 свыше 15.

Для каждого фактора перетока предусмотрены своп методы борьбы:

1)	От ри цат (',11.111.1 й фак гор перетока будет означать, что репрессия на пласт
будет отрицательной, т. е. после окончания цементирования
гидростатическое давление на пласт будет меньше пластового давления.
Это означает, что необходимо пересмотреть программу цементирования:
высоты подъема цементных растворов, удельные веса жидкостей.

2)	Незначительный фактор перетока:

а.	Использование добавок, понижающих водоотдачу цементных
растворов для снижения потерь объема цемента во время его
гидратации,

Ь,	Утяжеление вышележащих растворов для увеличения репрессии на
пласт.

с.	Изменение программы крепления и цементирования скважины
(изменение высоты подъема цемента, использование пакеров, МСЦ и
др.).

3)	Умеренный фактор перетока:

а.	Использование газоблокирующих добавок, препятствующих
миграции газа.

Ь.	Использование тиксотропных цементных систем для уменьшения
времени переходного периода.

а.	Изменение программы крепления и цементирования скважины
(изменение высоты подъема цемента, использование пакеров, МСЦ и
ДР-).

4)	Сильный фактор перетока:

а.	Применение расширяющихся добавок для предотвращения
уменьшения объема цемента.
Ь.	Изменение программы крепления и цементирования скважины
(изменение высоты подъема цемента, использование пакеров, МСЦ и
ДР-).

5)	Критический фактор перетока: традиционные методы борьбы не помогут
остановить вероятность перетока, необходимо пересмотреть программу па
цементирование: высоты подъема цементных растворов, удельные веса
жидкостей.

Пример: в вертикальную скважину спущена эксплуатационная колонна
диаметром Оок = 177-8 мм. Диаметр открытого ствола скважины 215.9 мм, глубина
скважины 3200 м. Колонна спущена па глубину И = 3200 м. Градиент пластового
давления, переведенный в эквивалентную плотность раствора Р’ 1.378 г/емз па
глубине 3200 м. Высота подъема цемента Ь = 1981 м, плотность цемента
V = 1.89 г/см3. Протяженность буферной жидкости 305 м по кольцевому
пространству. Плотность буферной жидкости составляет 1.63 г/см <. Плотность
бурового раствора 1.50 г/емз

Рассчитать:

1)	Фактор потенциального перетока па глубине 3200 м.

2)	Значение КСПС на глубине 3200 м.

Решение:

1.	Определяем протяженность цементного раствора в кольцевом
пространстве, для этого необходимо от глубины скважины отнять высоту
подъема цементного раствора:

3200 м - 1981 м = 1219 м.

2.	Рассчитываем ФПП.

о Рассчитываем гидростатическое давление в кольцевом пространстве,
используя формулу

/’.с(ат) = у (г/смз) * 0.1 * Л(м).

о Гидростатическое давление бурового раствора:

Яер-ра = Ур-ра * 0.1 * (Нцем - /-буф ждк) = 13 * 0.1 * (1981 - 305)
= 251.4 ат.

о Гидростатическое давление буферной жидкости:

Ргсбуф ждк = Кбуф.ждк * 0.1 * ^буф.ждк = 1-63 ♦ 0.1 * 305 = 49.71 ат.
о Гидростатическое давление цементного раствора:

^гсцен р-ра = Уцеи.р-ра * °-1 * Нцвм.р_ра = 1.89 * 0.1 * (3200 - 1981)
= 230.39 ат.

о Суммарное гидростатическое давление в кольцевом пространстве:

* ^гс ^гср-ра “Г ^гсбуф.ждк ^гс.цем.р-ра = 251.4 + 49.71 + 230.39
= 531.5 ат.

о Рассчитываем пластовое давление:

= Рпласт * 0.1 * Япдасг = 1-378 * 6*1 ♦ 3200 = 440.96 ат.

о Рассчитываем ФПП:

ФПП = 9.86925 х--------------4-----------= 9.86925 х---------------1214 ----------- = 3.49 .

(0«с—0ок)*О>гст~^* пласт)	(215.9—177.8) X (531.5—440.96)

ВЫВОД:	фактор перетока умеренный, необходимо использовать

газоблокирующие добавки, снижать водоотдачу цементного раствора (ниже 8о
см3 / зо мин ио методу АР!) для снижения потерь объема цемента во время его
гидратации либо использовать тиксотропные цементные системы, которые при
нахождении в статическом состоянии будут набирать СНС выше 250 Па за
короткий промежуток времени (менее 15 минут). Пересмотр программы
цементирования не требуется.

Рассчитываем КСНС:

КСНС =

РПР* 25.13
^цем.р-ра
(^скв — Дж)

90.54*25.13

(3200 - 1981) “ 7111 Па

(215.9-177.8)

ВЫВОД: значение КСНС выше значения АР1 по умолчанию (50 На), это
означает, что цементный раствор с большей вероятностью успеет преодолеть
переходный период в рекомендованный временной диапазон (согласно АР1,
время переходного периода должно быть <45 минут).
17.	ЗАДАЧИ И ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ ПАРАМЕТРОВ
ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

17.1.	Пример расчетов для секции «Направление» наружным
диаметром 630 мм с термоизолирующими стенками

Ниже будет рассмотрен пример цементирования направления наружным
диаметром 630 мм. От стола ротора до устья скважины предусмотрена допускпая
труба размером 165 х 42.5 мм. Согласно условию задачи, цементирование
производится с применением арктического цементного раствора, удельным весом
1.89 г/смз. Выход цементного раствора р = 1.39 мз/т, водонотребление В =
0.79 мз/т. В качестве буферной жидкости используется 5 мз пресной воды.
Удельный вес воды убуф = 1.0 г/см-з. Цементный стакан после окончания работы
Ьцр = 5

Данные по скважине	__

Забой скважины Н :кв от стола ротора	57	м

Глубина спуска Н 1н: 630 * 426 * 404 мм (^Термокейс внешним х Оок внешний X 0(Х внутренний) обсадной колонны от стола ротора до забоя	56	м
Диаметр открытого ствола без учета КК	710	мм
Расстояние от стола ротора до устья скважины	10	м
Наружный диаметр обсадной колонны «Термокейс» Онзруж	630	мм
Интервал спуска / внутренний диаметр обсадной колонны / толщина стенки	10-56 м404 мм / 11 мм	мм
Диаметр допускной трубы / внутренний диаметр	165/80	мм
Масса 1 п. м допускной трубы	129.21	кг/м
кавернозности в открытом стволе КК	1.7	
Интервал цементирования цементным метеором	10-56	м
1уМГк|). И зумпф		1	м
< готическая температура на забое Тстят	-2	°с
11лотность бурового раствора Ур-ра		1.16	г/см4
Длина 1 трубы «Термокейс», согласно паспорту		11.87	м
Мосса 1 трубы «Термокейс», согласно  II,н порту М1	2874	кг
11потность цементного раствора, Уцр	1.89	г/см3
11ротяженность цем стакана Иис	5	м
Объем буферной жидкости удельным несом 10 г/см ’			5	м3
11рои,томительность насоса при цементировании (закачка цементной смеси и продавочной жидкости), Ожп	08	м’/мин

Цементный раствор	Цементный раствор	1  1-  Е 5  2?
Необходимо рассчитать следующие параметры:

1.	Гидростатическое давление па забое до начала и после окончания работы.

2.	Давление всплытия обсадной колонны (максимальное давление
циркуляции).

3.	Эквивалентный диаметр открытого ствола.

4.	Объем цементного раствора.

5.	Объем продавочной жидкости.

6.	Дифференциальное давление па момент окончания закачки продавочной
жидкости.

7.	Время проведения работы.

8.	Масса сухого цемента.

9.	Объем жидкости затворения для цемента.

Решение

I.	Расчет гидростптпчсского давления на забой до начала работы по
цементированию.

Расчет гндрос гач нчгского давления производится по формуле
^р-ра = 0.1 * Ур-ра * Лр-ра >

Р = 0.1* 1.16* 57 = 6.6 ат.

2.	Расчет । идростатического давления в кольцевом пространстве на
забои после окончания работы по цементированию.

'Гак как скважина будет заполнена цементным раствором от башмака до устья, то
в расчете* гидростатического давления на забой будет учитываться столб
цементного раствора от устья скважины до башмака колонны (46 м), а также 1
метр зумпфа, заполненный буровым раствором^.

б. 1 ♦ /р-ра * Л3умпф "Г 0.1 * Утц|» ♦ Нок ,

/Дат) = 0.1 * 1.16 ♦ 1 + 0.1* 1.89 ♦ 46 = 8.81 ат.

3.	Расчет давления всплытия колонны.

Для начала необходимо определить удельный вес трубы «Термокейс». Для этого
необходимо найти массу I метра трубы и ее объем.

• I 1а ходим массу I пргонного метра трубы «Термокейс» (М ш.м ):

Масса трубы 2874

М. м =  --------— =----— = 242.12 кг/м

Длинатрубы 11.87	•

4 В данном примере, как и в большинстве реальных ситуаций, гидростатическое давление зумпфа оказывает
очень незначительный эффект - порядка 0.1 ат, однако в редких ситуациях, где ввиду осложнений глубина
зумпфа может оказаться значительной и плотность бурового раствора может оказаться высокой, данное
давление может оказать критическое влияние на безопасность проведения работы. Поэтому стоит всегда
помнить и учитывать гидростатическое давление в зумпфе
Рассчитываем объем 1 погонного метра трубы «Термокейс»:

_ 0-7854 » (Р|,.,ру)К2 — внутр ) _

01 п.м. —	~

0.7854 ♦ (6302 — 4042)	мз,

=-------------------------- = 0.183535 « /м .

•	Рассчитаем плотность трубы «Термокейс»:

М1пм 242.12

Р—= С^ = 0183535 = 13192 /м:’-

Рассчитаем фактор плавучести:

•	Рассчитаем вес колонны в воздухе:

Снозд = М. (1М. * Н0К 4- М. 11>М.УБТ ♦ 1УВТ = 242.12 * 46 4- 129.21 * 10
= 12429.62 кг.

•	Рассчитываем вес колонны в буровом растворе:

бр_р = п.м. * нок * ВГ 4- М. П.М.УБТ * ЬУБТ = 242.12 * 46 * 0.1207 4- 129.21 * 10
= 2636.4 кг5.

Рассчитываем площадь поперечного сечения трубы «Термокейс»:
Так как в составе обсадной колонны присутствует башмак, то
площадь будет рассчитываться по всей окружности сечения ОК:

0.7854 * Р2ОК 0.7854 * 6302

50К =----—- =----------77^----= 3117.25 см2.

ок 100	100

Рассчитываем давление всплытия колонны (критическое давление
циркуляции):

Ср_ра 2636.4
Р»<™ = НН" = Ч1177Ц = ° ”5 ЭТ '

11олученный результат 0.85 ат - крайне маленькое число для максимального
давления циркуляции ввиду того, что труба «Термокейс» обладает большим
диаметром, но малой плотностью. При цементировании таких колонн они всегда
должны фиксироваться па устье.

4.	Фактический диаметр открытого ствола:

Рфакт = Ядолото *	= 710мм ♦ \/Т7 = 925.73 мм .

5.	Объем цементного раствора.

I (ементный раствор находится в 2 интервалах: 46 метров в кольцевом
пространстве и 5 метров в колонне (цементный стакан).

В данном примере для допускной трубы не берется коэффициент плавучести, так как допуеннлл труба
находим л л воздухе.
•	Рассчитаем вместимость кольцевого пространства:

СК1| = 0.7854 * (О2факт - й2ок) * ю-6 = 0.7854 * (925.732 - 6302) * 10-6

= 0.3613 м7м-

•	Рассчитаем внутреннюю вместимость колонны в интервале
цементного стакана:

Сок = 0.7854 * с/2в)1Ггрок * 1(Г6 = 0.7854 * 4042 * 10"6 = 0.1282 М7М •

•	Рассчитаем объем цементного раствора в кольцевом пространстве:
% КП = Ск„ « Н„к = 0.3613 ♦ 46 = 16.62 м3 .

•	Рассчитаем объем цементного раствора колонны:
Кфок = Сок * 5м = 0.1282 ♦ 5 = 0.64 м3 ,
где 5 м - высота цементного камня в колонне.

•	Рассчитаем суммарный объем цементного раствора:
= Ифкп + Ифок = 16.62 + 0.64 = 17.26 м3

6.	Объем продавочной жидкости.

Продавочная жидкость находи гея в 2 интервалах: внутри обсадной колонны в
интервале 10-51 м п внутри допускной трубы длиной ю метров.

•	Рассчитаем внутреннюю вместимость обсадной колонны:

Синок = 0.7854 ♦ О2(Ж(Ш * Ю"6 = 0.7854 * 4042 ♦ 10"6 = 0.1282 м3/м .

•	Рассчитаем внутреннюю вместимость допускной трубы:

СинУВТ 0 7Я54 • О21М1уг.т ♦ Ю-6 = 0.7854 ♦ 802 * 1(Г6 = 0.005 м7м •

•	Рассчитаем внутренний объем интервала обсадной колонны:
Ц„, ПК = С„„ ПК ♦ (Но„ - 5м) = 0.1282 . (46 - 5) = 5.26 м3 .

•	Рассчитаем внутренний объем допускной трубы (УБТ):

Ц»н УБТ - С,II УБТ ♦ ^УБТ — О-ОО5О М$/м * 10 М = О.О5 М3.

•	Рассчитаем общий объем продавочной жидкости:

К.|ЮД = К.и ок + УБТ = 5.2бмЗ + О.О5 М3 = 5-3*	.

7.	Давление посадки пробки (дифференциальное давление).
Дифференциальное давление рассчитывается как разница между7
гидростатическим давлением в кольцевом пространстве и гидростатическим
давлением в колонне на момент окончания закачки продавочной жидкости.

• Рассчитаем гидростатическое давление в кольцевом пространстве на
момент окончания закачки продавочной жидкости:

Чхкп = 0.1 * Уцемр-ра * "ок = 0.1 ♦ 1.89 ♦ 46 = 8.69 ат
•	Рассчитаем гидростатическое давление в колонне на момент
окончания закачки продавочной жидкости:

^гсок = 0.1 * Кр-ра * (^ок ~	+ 0-1 * Уцсм р-ра * ‘ м

= 0.1 * 1.16 ♦ (56 - 5) + 0.1 ♦ 1.89 ♦ 5 = 6.86 ат.

•	Определяем дифференциальное давление, которое должно остаться в
трубах на устье после окончания работ:

ДР = /гскп “ Лток = 8.69 “ 6.86	1.83 ат.

8.	Время проведения работы по цементированию.

В данном примере отсутствуют цементировочные пробки и иные другие
технологические операции, поэтому время проведения работы будет состоять из
времени закачки цементной смеси и продавочной жидкости.

•	Общий объем закачанных жидкостей:

V = % + Крол = 17.26 + 5.31 - 22.57 м3 .

•	Определяем время проведения работ по цементированию:

X V 22.57

Т = —— = —— = 28.2 мин, или 28 минут и 12 секунд.

Упас 6.8

9.	Расчет массы сухого цемента и воды затворения.

• Рассчитаем масс}' сухого цемента:

17.26

Мцмт = -д- = Узд- = 12.42 тонны.

• Рассчитаем объем воды, необходимого для затворения цемента:

Колы = Ч,ит » В = 12.42 * 0.79 = 9.81 м3.
17.2.	Пример расчетов для секции «Направление» 426 мм

Данные по скважине

Забой скважины	30	м
Глубина спуска 426 мм обсадной колонны от стола ротора до забоя	30	м
Диаметр открытого ствола	508	мм
Внутренний диаметр обсадной колонны / толщина стенки 0-30 м	404/11	мм
Масса 1 метра обсадной колонны 426 х  11 мм	112.6	кг/м
Коэф, кавернозности в открытом стволе	1 56	
Интервал цементирования цементным раствором	0-30	
Плотность бурового раствора	1.02	г/см3
Плотность цементного раствора	1.87	г/см3
Выход цементного раствора р(МР	0.81	м 7|
Водопотребление цементного раствора	0.49	м3/т
	  Протяженность цем. стакана	5	м
Объем буферной жидкосги	2 5	м3
Производительность насоса при цементировании (закачка цементной смеси и продавочной жидкости), ОИ(„	[10	м3/мин

Цементный раствор	Цементный раствор	о !  ГЭ  >Х  X  1  !  5

2

5

Необходимо рассчитать следующие параметры:

1.	Гидростатическое давление па забое до начала и после окончания работы.

2.	Давление подъема обсадной колонны (максимальное давление
циркуляции).

3.	Эквивалентный диаметр открытого ствола.

• 4. Объем цементного раствора.

5.	Объем продавки.

6.	Дифференциальное давление на момент окончания продавки.

7.	Время проведения работы.

8.	Масса сухого цемента.

9.	Объем жидкости затворения.

Решение

Расчет гидростатического давления на забой до начала работы по
цементированию

Расчет гидропатического давления производится по формуле

Р = 0.1 * у * К;

Р(ат)= 0.1 * 1.02 * 30 = 3.1 ат.
Расчет гидростатического давления на забой после окончания
работы по цементированию

Так как скважина будет заполнена цементным раствором от башмака до устья, то
в расчете гидростатического давления на забой будет учитываться столб цемента
от устья до башмака (30 м), в данном примере без зумпфа6.

Р = 0.1 * у * /1 = 0.1 ♦ 1.87 ♦ 30 = 5.61 ат.

Расчет давления всплытия колонны

Для начала необходимо определить плотность трубы. Для этого необходимо найти
массу 1 метра трубы и ее объем.

•	Масса 1 мет ра трубы известна: М, п.м. = 112.6 кг/м.

•	Рассчитываем объем 1 погонного метра трубы:

_ 0.7854 * (о„аруя1г(мм) - йи,|утр2(мм)) _ 0.7854 * (4262 - 4042)
п.м. -

= 0.014341 м3/м.

•	Рассчитываем плотность трубы:

р _ Мпгм. _ 1126 _ 7851,бкг/мз = 7.85 г/смз.

И п.м. 0,014341

•	Рассчитываем фактор плавучести:

ВГ = 1 _	= 1 _	- о. 8701.

Угрубы	7.85

•	Рассчитаем вес колонны в воздухе:

^возд = п м. * Нок = 112.6 * 30 = 3378. 00 кг.

•	Рассчитаем вес колонны в буровом растворе:

Ср_р = Му П.М( * Нок ♦ ВР = 112.6 ♦ 30 * 0.8701 = 2939.2 кг.

•	Рассчитываем площадь поперечного сечения трубы «Термокейс»:

Гак как в составе обсадной колонны присутствует башмак, то площадь будет
рассчитываться по всей окружности сечения ОК.

0.7854 * Л20К 0.7854 ♦ 4262	,

5 =	100 - =	100	 - 142531 см’-

• Рассчитываем давление всплытия колонны (критическое давление
циркуляции):

2939.2кг кг

Рвам = -т/ =	'----7 = 2.1--7	2.1 ат.

5	1425.31см2	см2

11 ывод: давление всплытия колонны оче 11 ы 111 зкос 1 с >это му, 11 ни збужа и 11 с
не! 1лытия колонны во время промывки перед цумеи гпрова!।немд। во время

‘ В данном примере предполагается, что колонна спущена на забой,
процесса цементирования, обсадную колонну необходимо механически
зафиксировать-

Расчет эквивалентного диаметра открытого ствола	•

•	Рассчитываем фактический (эквивалентный) диаметр открытого ствола:
Яфак-г = ^долото *	= 508мм ♦ 71.56 = 634.49 мм.

Расчет объема целиттного раствора

Цементный раствор находится в 2 интервалах: 30 метров в кольцевом
пространстве и 5 метров в колонне (цементный стакан).

•	Рассчитываем вместимость в интервале кольцевого пространства:

С«„ = 0.7854 ♦ (О2Ф.1Ю - О2ок) » Ю’6 =

0.7854 ♦ (634.492 4262) * 10“6 = 0.1737 мз/м.

•	Рассчитываем вместимость в интервале цементного стакана:

Сцнр-ок = 0.7854 ♦ (/^ппу, ок) ♦ Ю’6 = 0.7854 ♦ (4042) ♦ 10~6 = 0.1282 мз/м.

•	Рассчитываем объем цементного раствора в кольцевом пространстве:

Ифкп " ^кп * ^ок = 0-1737 * 30 = 5.21 м3.

•	Рассчитываем объем цементного раствора в колонне:

Иц»ок ^инут ок * ^внуток = 0.1282 * 5 = 0.64 м$.

•	Рассчитываем общий объем цементного раствора:
Иц> Кфки + Иц>ок = 5.21 м3 + 0.64 м3 = 5.85 м3.

Расчет объема продавочной жидкости

Продавочная жидкость находится в интервале 0-25 метров.

•	Рассчитываем вместимость в интервале обсадной колонны:

и «н< <>.7854 . (О21|1)ут. ок) * 10-6 = 0.7854 * (4042) * 10"6 = 0.1282 мз/м.

•	Рассчитываем объем продавочной жидкости:

. Ц>к = Сшуток • ^внуток = 0-1282 м3/м ♦ 25 м = 3.21 м3.

Расчет давления посадки пробки (дифференциальное давление)

Дифференциальное давление рассчитывается как разница между
гидростатическим давлением в кольцевом пространствен гидростатическим
давлением в колонне на момент окончания закачки продавочной жидкости.

•	Рассчитываем гидростатическое давление в кольцевом пространстве па
момент окончания закачки продавочной жидкости:

₽гскп = 0.1 * г,(ем р-ра * Н„к = 0.1 * 1.87 (г/см;;) * 30(м) = 5.61 ат.

•	Рассчитываем гидростатическое давление в колонне на момент окончания
продавки:
^гсок — 0-1 * (Кбур.р-р * ^бур.р-р. 4 Уцем р-ра * ^ц.р.)
= 0.1 . (1.02 (7см3) . 25(м) + 1.87 (г/смз) * 5(м)) = :

3.49 ат.

•	Рассчитываем дифференциальное давление:

ЬР = *гскп “ ^гсок = 5.61 ат - 3.49 ат = 2.12 ат.

Расчет времени проведения работы по цементированию

В данном примере отсутствуют цементировочные пробки и иные другие
технологические операции, поэтому время проведения работы будет состоять из
времени закачки цементной смеси и продавочной жидкости.

•	Объем закачанных жидкостей:

Е V = Ицр + ипрод = 5.85 + 3.20 = 9.05 Мз.

•	Время проведения работы по цементированию:

т ЕР 9.05

Т = —— = —— = 9 мин.
<2нас 1

Расчет массы сухого цемента и воды затворения

•	Масса сухого цемента:

Рцр 5.85

Мцт = д	о!Н = 7‘22 тонны‘

•	Объем воды затворения:

Коды = Мцмт * В = 7.22 ♦ 0.49 = 3.54 мз.
18.3. Пример расчетов для секции «Кондуктор» 324 мм

Данные по скважине

Забой скважины	450	м
Глубина спуска 323.9 мм обсадной колонны	450	м
Диаметр открытого ствола	393Т~	мм
Внутренний диаметр обсадной колонны / толщина стенки 0-450 м	304.9 /  9.5	мм
Масса 1 метра обсадной колонны 323.9*304.9 мм	73.6	кг/м
Коэф, кавернозности в открытом стволе	1.5	
Глубина спуска предыдущей  КОЛОННЫ Опнуши - 404 мм	30	м
Интервал цементирования облегченным цементным раствором	0-350	м
Интервал цементирования цементным раствором нормальной  ПЛОТНОСТИ		350-450	м
Плотность бурового раствора	1.13	г/см3
Расстояний от I (КОДа до башмака	20	м
Объем отмывающей буферной жидкости	I  6	м3
Объем реологической буферной жидкости	4	м3
Производительность насоса при цементировании (закачка цементной смеси / продавочной жидкости), О,и.	1.2/0.8	м3/ми н
Давление начала приемистости в открытом стволе (на забое)	74’5	ат

я

|

п

	О	№	>  т  Г	350 м	
	а о 8 5  3 X  X г.’ 2 5				
Цементный раствор					

Цементирование производится с использованием 2 пробок - разделительной и
продавочной’(время на сброс пробки принять ю минут).

Данные но цементным растворам

Отмывающая буферная жидкость: плотность рот.буф = 103 г/емз.

Реологическая буферная жидкость: плотность рреол.буф = 132 г/емз.

Облегчен и ы и цементный раствор: плотность рОцР = 1-54 г/емз, выход ц = 1.32 мз/т,
водопотреблен и с ВоцР = 0.98 мз/т.

Состав: цемент 111(Т 50, содержание бентонита от массы цемента составляет
(сбептонит) 4	содержание метало 1л и ката натрия (еМегЫа) 1.5 % от массы цемента.
Реология (замер ротационным вискозиметром, ротор-боб-пружина: К1-В1-Р1):

Обороты	Показания
300	69
200	65
100	60
6	41
3	24

Цементный раствор нормальной плотности: плотность ргщ» 1.89 г/см’, выход рТцр
= 0.78 мз/т, недопотребление ВщР = 0.46 мз/т.

Состав: цемент ПЦТ-50, содержание хлористого кальция (г< д । ) составляет 2 % от
массы цемента.

Реология (замер ротационным вискозиметром, ротор боб пружина 1’1 Го 1'1);

Обороты	Показания
300	177
200	162
100	145
6	80
3	65

Необходимо рассчитать следующие параметры:

1)	Гидростатическое давление на забое до начала и после окончания работы.

2)	Давление подъема обсадной колонны (максимальное давление
циркуляции).

3)	Коэффициент кавернозности и эквивалентный диаметр открытого ствола.

4)	Объем цементного раствора.

5)	Объем продавки.

6)	Дифференциальное давление на момент окончания продавки.

7)	Вес па крюке по окончанию работы.

8)	Время проведения работы.

9)	Масса сухого цемента и добавок.

1	о)Объем жидкости затворения.

11	) Запас по давлению начала приемистости в течение работы.

Решение

Расчет гидростатического давления на забой до начала работы по
цементированию

•	Расчет гидростатического давления производится по формуле
Р = 0.1 * у * Н;

Р = 0.1* 1.13 * 450 = 50.9 ат.

Расчет гидростатического давления на забой после окончания
работы по цементированию

•	Так как скважина будет заполнена 2 цементными растворами от башмака
до устья, то в расчете гидростатического давления па забой буди
17. ЗАДА ЧИ И ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ I ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
учитываться столб цементных растворов от устья до башмака (450 м), в
данном примере без зумпфа?.

РОцр = 0-1 ♦ КоцР * Л = 1.54 ♦ 0.1 ♦ 350 = 53.9 ат;

Ртцр = 0.1 * утцр * Л(м) = 0.1 ♦ 1.89 * 0.1 * 100 = 18.9 ат;

Робщ = Р<щ»+ Ртцр 53-9 ат + 18.9 ат = 72.8 ат = 73 ат.

Расчет давления всплытия колонны

•	Для начала необходимо определить эквивалентную плотность трубы. Для
этого необходимо паптн массу 1 метра трубы и ее объем.

•	Масса I метра грубы известна: М( п.м. = 73-6 кг/м.

•	Расчет объема 1 метра трубы:

0.7854 ♦	|уж'(мм) - </„иутр2(мм)) _ 0.7854 ♦ (323.92 - 304.92)

и1 п.м -	1О6	-

0.009383 м ’/м.

•	Расче! эквивалентной плотности I метра трубы:
М|ин —_ 7844кг/мЗ = 7.84 г/см3.

' И »	0.009383	'	' п '

•	Расчет фактора плавучести:

«/•’	1 У*"ЛКП':Т" = 1 -11^ = 0.8559.

Ттрубы	7.84

•	Расчет веса колонны в воздухе:

бнозл ' и м * ^ок = 450 * 73 6 = 33120 кг.

• Расчет веса колонны при погружении в буровой раствор:

С,ММЛ ' М\.. м * Мш * М'р -р = 450 * 73.6 ♦ 0.8559 = 28 347.41 кг * 28 347 кг.

Расчет и пощади поперечного сечения трубы.

'Гак как и составе обсадной колонны присутствует башмак, то площадь будет
рассчитываться но всей окружности сечения ОК:

5 = 0 7054.»^ = 0.7854*323.9^ = д?

100

100

Расчет давления всплытия колонны (критическое давление циркуляции):

Р|<П1/|

2И 347Л1КГ

823.97см2

= 34.4 кг/см2 = 34.4-ат.

Вывод: во врсмя.|11м.^1ЫВК11 11еред цементированием необходимо будет следить,
чтобы давление на насосе не превышало 34*4 ат, В противном случае возникает
риск всплы тия обсад|к>п колонны во время циркуляции, и колонну будет
необходимо меха 11 и»। с с к 11 ф । । ксп ровать.

7 В данном примере предполагается, что колонна спущена на забой.
Расчет эквивалентного диаметра открытого ствола

Расчет фактического (эквивалентного) диаметра открытого ствола:

0фагг = ^долото *	= 393.7мм ♦ \/Т5 = 482.18 мм.

Расчет объема облегченного цементного раствора

Облегченный цементный раствор находится в 2 интервалах: 30 метров в
интервале предыдущей колонны и 320 метров в кольцевом пространстве между
стенкой скважины и ОК.

•	Расчет вместимости кольцевого пространства в интервале предыдущей
колонны:

Спк = 0.7854 * (02„к - О2ок) * 10"6 = (4042 - 323.92) * 0.7854 * Ю"6 = 0.0458 мз/м.

•	Расчет вместимости кольцевого пространства в интервале открытого
ствола:

Ск„ = 0.7854 *	- Й2ОК) » 10-6 =

= (482.182 - 323.92) * 0.7854 * 10~6 = 0.1002 мз/м.

•	Расчет объема облегченного цементного раствора в кольцевом пространстве
предыдущей колонны:

Цж = С|1К * /'ПК = 0.0458 мЗ/м * 30 м = 1.37 м3.

•	Расчет объема облегченного цементного раствора в кольцевом пространстве
открытого ствола:

Цеп = Скп * /'кп = 0.1002 мз/м * 320 м = 32.06 мз.

•	Расчет общего объема облегченного цементного раствора:
Кщр = И1К + Исп = 1.37М3 + 32.06 М3 = 33.43 м3.

Расчет объема цементного раствора нормальной плотности

Цементный раствор находится в 2 интервалах: юо метров в кольцевом
пространстве между ОК и открытым стволом и 20 метров в колонне (цементный
стакан).

•	Расчет вместимости кольцевого пространства в интервале открытого
ствола:

Скп = 0.7854 * (й2фак.г - О2ок) * 10-* =
= (482.182 - 323.92) * 0.7854 * 10“6 = 0.1002 мз/м.

•	Расчет вместимости обсадной колонны:

С„к = 0.7854 » (О2окв«ут) * Ю-6 = 0.7854 * (304.92) * 10’6 = 0.7854 *(ЗО4-92) *Ю6 =
0.0730 МЗ/м.

•	Расчет объема цементного раст вора нормальной плотности в кольцевом
пространстве открытого ствола:

Цеп = Ссп * Ьгп = 0.1002 мз/м * 100 М = 10.02 М3.

• Расчет объема цементного раствора в цементном стакане:

Ц)К ~ Сж * /'цем. стакана = 0.0730 МЗ/м * 20 М = 1.46 Мл.
•	Расчет общего объема цементного раствора нормальной плотности:
Кцр = Иж + Кси =10.02 м34- 1.46 м3 = Ц.48 М3.

Расчет объема продавочной жидкости

Продавочная жидкость находится в интервале 0-430 метров.

•	Расчет вместимости в интервале обсадной колоши»!:
Сок = 0.7854 . (Огокв„ут) * 10-6 =

= 0.7854 ♦ (304.92) * 10 6 = (ЗО4-92) * 0.7854 * ю 6 = 0.0730 мз/м.

•	Расчет объема продавочной жидкости:

Ифод, ж. = ^ок * ^нрод. ж. = 0.0730 МЗ/М * 430 м = 31-39 М3.

Расчет давления посадки пробки (дифференциальное давление)
Дифференциальное давление рассчитывается как разница гидростатического
давления в кольцевом пространстве и гидростатического давления в колонне на
момент окончания закачки продавочной жидкости.

•	Расчет гидростатического давления в кольцевом пространстве на момент
окончания закачки продавочной жидкости:

Ясно = 01 ’	• "оцр + Гтцр ♦ »тцр) = 0.1 » (1.54 « 350 + 1.89 * 100) = 72.8 ат.

•	Расчет гидростатического давления в колонне на момент окончания
закачки продавочной жидкости:

Леон — 8.1 * (Кбурр р * ^г>урр-р 4" Утцр * ^тцр) = 9.1 * (1«13 * 430 ~Ь 1.89 ♦ 20) — 52.37 ат.

•	Расчет дифференциального давления:

△Л = Леки - Л с ок = 72.8 ат - 52.37 ат = 20.43 ат.

Расчет времени проведения работы по цементированию

В данном примере присутствуют 2 цементировочные пробки и отсутствуют
иные технологические операции, поэтому время проведения работы будет
состоять из времени закачки цементных смесей, сброса пробки (ю минут) и
закачки продавочной жидкости. Необходимо разделять время закачки для
облегченного цементного раствора и цементного раствора нормальной плотности,
так как время зшустевапия для них будет разным.

• Расчет времени, необходимого для закачки ОЦР:
у и. у	у

Т	- °‘ф Гцр 4- 1Л м и и 4- Пр0Д' Ж

'закачки дли оцр ,,	т хм мин т

хнас. ц.р.	хнас.прод

33.43 м3 + 11.48 м3	31.39 м3

=---------т~------+ 10 МИН 1-----------= 86.7 мин.

1.2 м/мин	0.8«7мин
• Расчет времени необходимого для закачки ТЦР:

т	_	। 1п ^’Р°д-ж 11.48 м3 .	31.39 м3

закачки для тцр ~ п 4" 10 МИН 4-	—	-у-	4- 10 МИН 4* у------

*нас. ц.р.	хнас.прод 1.2 М /мин	0.8 м /мин

= 58.8 мин.

Расчет массы сухого цемента и воды затворения

•	Расчет массы сухого цемента (для ОЦР):

моцр =~^ = 33-43 м3/ 1.32 мз/тониу = 25.33 тонны.
Яоцр

•	Расчет массы сухого цемента (для ТЦР):

мт> =	= >>-48мз/ 0.78 мз/тониу = М-72 тонны.

Ятцр

•	Расчет объема воды затворения:

Коды = 4>цр * Лоцр + Мтцр * «гцр = 25-33 Т * 0.98 мз/т + 14.72т * 0.46 мз/т = 31<> М3-

Расчет количества добавок для цементных растворов

Расчет количества добавок, необходимых для приготовления цементных
растворов рассчитывается как произведение массы цемента Мцм1. (или воды
затворения (Л4„) в зависимости от добавки) па концентрацию добавки /.

•	Расчет количества бентонита:

^бентонит ^оцр * ^бентонит 25-33 Г О.О4 = 1.01 ТОННЫ»

•	Расчет количества метасиликата натрия:

Ччет. *а = Моцр * Емет. Ыа = 25.33Т * 0.015 = 3»О КГ.

•	Расчет количества СаС12:

МсаС12 = Мтцр * ЕСаС12 = И-72Т * О.О2 = 294 КГ.

Расчет запаса по давлению начала приемистости во время работы
Максимальное давление на забой во время работы будет непосредственно перед
посадкой пробки, так как в этот момент все наиболее тяжелые жидкости
(цементные растворы) будуг находиться в кольцевом пространстве. Таким
образом, для расчета запаса по давлению начала приемистости во время работы
необходимо посчитать ЭЦП перед посадкой пробки.
Определение модели и параметров для цементных растворов.

Определение модели и параметров 01 ДР:

Обороты	Показании
300	69
200	65
100	60
6	41
3	24

V	т
510,7	35,2
340,5	33,2
170,2	30,6
10,2	20,9
5,1	12,2

Данная жидкость соответствует модели Гершеля - Балкли.

• Определение ДПС:

2 ♦ 03 -

1.9606

2*24-41

Т“"	1.9606 -3'57Па-

• Определение индекса консистенции и индекса реологии (поведения)

жидкости:

п = 2.096 *

. /^зоо “то * 1.9606ч

Ма10<)-т0*1.9б0бМ

0.511 * ^зоо

511Т1

п = 2.096 * /о,су	= О 1428 ; К = °= 13.01 Па * с’01428 .

а \60—3.57*1.‘)606/	’	511ОЛ42я
Определение модели и параметров ТЦР

Обороты	Показания		V	т
300	116,6		510,7	59,5
200	104,3		340,5	53,2
100	86,7		170,2	44,2
6	44,6		10,2	22,7
3	38,8		5,1	19,8

Данная жидкость соответствует модели Гершеля - Балкли.

• Определение ДНС:

2 ♦ 0-^

Т° 1.9606

То =

2 * 38.8 - 44.6

1.9606

16.83 Па.

• Определение индекса консистенции и индекса реологии (поведения)

жидкости:

п = 2.096 *

/$зоо то * 1>9606\	_ 0.511 * ^зоо “ то

\$юо -т0 * 1 9606/ ; К ”	51Р

т ППЛ 1	/116.6-16.83*1.96064 п.поп

• л = 2.096 * 1оа - = 0.4029;

К 86.7-16.83*1.9606 7	#

к =

0.51 1 • 1 16.О- |о,НЗ

51 10 4029

= 3.4653 Па-с-о-4О29ф
Определение линейной скорости потока при продавке

а.	В интервале предыдущей колонны:
800. . ,
	<?|Л/С|_____________	____________~6(Г^СД_________________
0.0007854 * (О2,. ,1К[мм] - Ц2ж[мм]) 0.0007854 ♦ (4042[мм] - 323.92[мм])

Ь.	В интервале открытого ствола:

800. . .

_____________<?|л/с|	 „	Т(Г>Л/С1_______
0.0007854 . (^акт[мм] - Р.?„|мм|)____________________________________0.0007854 • (4В2.182[мм] - 323.92 [мм])

Определение критической скорости потока.

Критическая скорость потока определяется по формуле

Чфит КП

= 0.00508 ♦

465 ♦ 104 ♦ ку-1’ / 60.96
Ркп )	'01 - &2

п

2П + 1\2-п
Зп )

а.	Т11.Р (в открытом стволе):

ЧфИТ КП

0.00508 ♦

465 ♦ 104 * 3.4653\2-о.4О29

1890

0.4029

/	60.96	2 * 0.4029 4- 1\2-о.4029

* (-------------*---------------- =1.28 м/с.

\482.18 — 323.9	3 *0.4029 )	1

Ь.	О! (Р (в открытом стволе):

_ 1	$1428

V = о.оо5()В ♦	, ( «к* , 2-о.14ан1у-а,<г. = 5 д

Крит кп	\	1540	/	\482.18-323.9	3-0.1428 /	'

с.	О! (Р (в интервале предыдущей колонны):

____I_	0.142В

/465 ♦ Ю4 • !3.()1\* П1^6 /	60.96	2 • 0.1428 + ЬГо.игв

• ....=	0 00508 * (-1540-)	* (404 — 323.9 • -ЗТоТйя-)	= 1-61 м/с.

Определение реж।«ма течения жидкости

Для определения режима течения необходимо сравнить линейную скорость
потока с критической в каждом интервале с уникальной геометрией или
жидкостью в кольцевом пространстве:

а.	Т11Р в открытом стволе:

Линейная скорость (0.1331 м/с) < Критическая скорость (1.28 м/с) —►
поток ламинарный.

Ь.	01 (Р в открытом стволе:

Линейная скорость (0.1331 м/сек) < Критическая скорость (1.53 м/с) —>
поток ламинарный.

с.	01 (Р в интервале предыдущей колонны:

Линейная скорость (0.2912 м/сек) < Критическая скорость (1.61 м/с) —>
поток ламинарный.
Определение потерь давления на трение

Потерн давления на трение в кольцевом пространстве рассчитываются ио
формуле

/11997*У 2п + 1\п /0.0019* К* М

Рк„ламинар. - ( щ	* “зГ") * ( Я, - О2 ) ' М'1,1

Обратите внимание, что при расчете потерь давления на трение необходимо
использовать линейную скорость потока для жидкости, критическая
используется только для определения режима течения.

а.	ТЦР в открытом стволе:

_/11997 * 0.1331 2 * 0.4029 + 1\°'4029 /0.0019 * 3.4653 * 100\ _

1’с.тцрос. - ^428.18- 323.9 * 3 * 0.4029 /	* \	420.18-323.9	) ~ 0 0223 М|1а'

Ь.	ОЦР в открытом стволе:
/11997*0.1331 2 * 0.1428+ 1\0142в /0.0019 * 13.01 * 320ч _
кп опрос - \428.18 — 323.9 * 3 * 0.1428 )	* \ 428.18-323.9 ) ~ ° 1310 МПа'

с.	ОЦР в интервале предыдущей колонны:

/11997*0.2912

РкпОЦРнк. -	404-323.9

2 * 0.1428 + 1\0Л428 /0.0019 * 13.01 * 30\

3*0.1428 /	* к 404 - 323.9	/

0.01857 МПа.

Расчет ЭЦП

Для расчета ЭЦП необходимо найти среднюю плотность жидкости в кольцевом
пространстве. Гидростатическое давление кольцевого пространства уже было
посчитано (72.8 ат - см. Расчет гидростатического давления на забой после окончания
работы по цементированию!)). Средняя плотность в кольцевом пространстве
рассчитывается по формуле

Р
ггс ки

Ккп средняя “ п 1 * Ь ’

'‘общ

Укп средняя = 0 1*430 ~ 1’618 Г/СМ = 1618 КГ/ма .

Находим ЭЦП:

ЭЦП

г Ю6*Рк.. \
9.81 ♦ Н|1СрТу

106 * (0.0223МПа + 0.131МПа + 0.01857МПа)\
________________________________________2 I 1 1 Я КГ/

9.81м/с2 ♦ 450м	/	'м3

= 1657'<7м:..

I’асчет запаса подавлению начала приемистости

Известно, что давление начала приемистости на забое составляет 74.5 ат.
Зная ЭЦП в затрубном пространстве на момент окончания закачки продавочной
жидкости, легко определить запас по давлению начала приемистости.
•	Переводим ЭЦП в давление, используя формулу расчета давления:

Ргс = 0.1 * у * К = 0.1 * 1.657 ♦ 450 = 74.57 ат.

•	Запас по давлению начала приемистости во время работы составляет ,
1 запас = Рцач прием. “ ^кп конечн. — 74*5 “ 74-57 = "0.07

Отрицательный запас подавлению начала приемистости говорит о
том, что при заданных условиях в скважине будут наблюдаться потери
циркуляции, а значит, необходимо пересмотреть программу по
цементированию: либо изменит!» режимы закачки, либо изменить
объемы цементов, либо изменить плотности цементов.

17.4. Пример расчетов для секции ОК 245 мм

Данные по скважине

Забой скважины по стволу Ь	1206	м
Вертикальный участок скважины 1	..	500	м
Угол в скважино 500-1206. а	31.8	0
Глубина спуска обсадной колонны 1	1204	м
Размер цементируемой обсадной колонны Г.),*  X Ься>ин	244.5 x 8.9	мм
Масса 1 погонного метра ОК М.-.м ы-	52	кг
Внутренний диаметр обсадной колонн». I и?.	226.7	мм
Диамотр скважины без учи гл К кшшрнозности  Рдооогя		295.3	мм
Глубина спуска предыдущей обсадной колонны  Ьпк	459	м
Внутренний диаметр предыдущей колонны  Оаиут ПК	305.0	мм
Коэффициент кавернозности КК	1.2	
Объем отмывающей жидкости Мм 1 У<им. 1	5	м3
Объем отмывающей жидкости Мм 2 Уот..	3	м3
Объем буферной жидкости Ум.	10	м3
Интервал цементирования ОЦР		0^130	м
Интервал цементирования ТЦР	430-1206	м
Глубина установки ЦКОД по стволу	1192	м
Статическая температура на забое Тч.»	41	°с
Плотность бурового раствора и продавочной жидкости: упуррр	1 18	г/см3
Производительность насоса при цементировании (закачка цементной смеси и продавочной жидкости), Си	0.9	м3/мин
Давление начала приемистости на забое Р1МММ»	205	ат

1204 м

Цементирован не производится с использованием 2 пробок - разделительной и
продавочной.

Распределение цемент пых растворов по длине ствола скважины:

0-430 м: облегченный цементный раствор;

430-1204 м: цементный раствор нормальной плотности;

1192-1204 м: цементный стакан.
Данные по цементным растворам

Отмывающая буферная жидкость № 1: техническая вода, удельный вес 1.00 г/смз.

Отмывающая буферная жидкость № 2: удельный вес 1.03 г/смз.

Реологическая буферная жидкость: удельный вес 1.23 г/см1.

Облегченный цементный раствор: удельный вес 1.5 г/см'1, выход цоцр = 1.32 мз/т,
Водонотребленне Воцр = 0.98 мз/т.

Цементный раствор нормальной плотности: удельный вес 1.86 г/см’1, выход ртщ> -
0.81 мз/т, водопотреблепие Вгщ* = 0.50 мЗ/т.

Необходимо рассчитать следующие параметры:

1)	Гидростатическое давление на забое до начала и после окончания работы.

2)	Давление подъема обсадной колонны (максимальное давление
циркуляции).

3)	Коэффициент кавернозности и эквивалентный диаметр открытого ствола.

4)	Объем цементного раствора.

5)	Объем продавки.

6)	Дифференциальное давление па момент окончания продавки.

7)	Вес па крюке по окончанию работы.

8)	Время проведения работы.

9)	Масса сухого цемента и добавок.

ю)Объем жидкости затворения.

Решение

Расчет гидростатического давления на забой до начала работы по
цементированию

Скважина не является вертикальной. Начиная с глубины 500 м, угол наклона
относительно вертикали равен 31.80. Необходимо найти глубину скважины по
вертикали.

•	Расчет глубины по вертикали наклонного участка:

Ннакл = Цакл * С08Я = 706м * СОЗ 31.8 = 600 М .

• Расчет общей глубины по вертикали для всей скважины:
Нскв = Нве1УГ + Н)1акл = 500м 4- 600м = 1100 м .

• Расчет гидростатического давления до начала работы по цементированию:
Р(ат) = г (г/смз) » 0.1 * Л(м) = 1.18 (г/смз) * 0.1 * 1100(м) = 129.8 ат.

Расчет гидростатического давления на забой после окончания
работы по цементированию

Так как скважина будет заполнена двумя цементными растворами от
башмака до устья, то в расчете гидростатического давления на забой будет
учитываться столб цементных растворов от устья до башмака (1204 м), а также
давление в зумпфе.

Для начала необходимо определить глубину по вертикали каждого уча< 11 а
расчета:
•	ОЦР находится в вертикальном участке, поэтому Н<щР = Ьоцр = 43<> м.

•	ТЦР находится в нескольких интервалах: 70 м в вертикальном участке и 704
м в наклонном, поэтому глубина по вертикали будет находиться по формуле
Нтцр = Ц ♦ соз а1 4 Ь2 * со.ч а2 + ... + Ц * соч ап ;

Нтцр = 70 * соз(О) 4 704 * соз(31.8) = 668.32 м .

•	Расчет глубины по вертикали для зумпфа:

Нзумпф = Цумпф ♦ СОК а = 2 ♦ СО5(31.8) = 1.7 м .

•	Расчет гидростатического давления на момент окончания закачки

п ро да воч 11 о й ж и д к<>ст11:

Р| € КП 0. I ♦ (Уоцр ♦ НОцр 4 Ут,||» * НП1р 4 Убур.р-р * ^зумпф) ~

= 0.1 . (1.5 (7( М,) ♦ 430(м) + 1.86 (7смз) » 668.32(м) + 1-18 (7смз) * 1-7(м)]

= 189 ат.

Расчет давления неплытия колонны

Для начала необходимо определить плотность трубы. Для этого необходимо найти
массу 1 метра грубы и ее объем.

•	Масса I погонного метра трубы: М1 п.м. ок = 52 кг/м.

•	Расчет объема I метра трубы:

0.7854 . («„„руж^мм) - йвнутр2(мм)) _ 0.7854 * (244.52 - 226.72)

7 П.М.	цЙ-	-	1О6

0.006587 м '/м .

Расчет плотности стали I метра трубы:

52	= 78 94.3 кг/мз.

0.006587	'

Расчет (рак гора плавучести:

///•’

0.8505.

У трубы	7.8943

•	Расчет лита колонны в воздухе:

б’|кмд М| п.м. * ^ок = 52 кг/м * 1204м = 62 608 кг.

•	Расчет веса колонны при погружении в буровой раствор (без учета сил
трения и действия боковых сил):

61)0ЛД п.м. *	= 52 кг/м * 1204м * 0.8505 = 53 248.1 кг.

• Расчет площади поперечного сечения трубы.

Так как в составе обсадной колонны присутствует башмак, то площадь будет
рассчитываться по всей окружности сечения ОК:

0.7854 ♦ О* 0.7854 * 244.52

5 = юо  =------------100-----= 46951 см2 •

Расчет давления всплытия колонны (критическое давление циркуляции):
Ср-р 53 248кг	,

р“"=-^-«531^-1134,,г/“' * ,,34ат

Расчет эквивалентного диаметра открытого ствола

Фактический (эквивалентный) диаметр открытого ствола:

^факт = ^долота *	= 295.3мм * л/12 = 323.48 мм .

Расчет объема облегченного цементного раствора

Облегченный цементный раствор находится в одном интервале: 430 метров в
интервале предыдущей колонны.

Расчет вместимости в интервале предыдущей колонны:

г.	(0И1утПК2 - Рок2) ’ 0.7854	(3052 - 244.52) » 0.7854	.

С„„ =---------------------------------------------------= 0.0261 м3/м.

•	Расчет объема облегченного цементного раствора в интервале предыдущей
колонны:

К)ЦРПК = С.н< * Ь||К = О.О261МЗ/М * 430м = 11.223 мз .

Расчет объема цементного раствора нормальной плотности

Цементный раствор находится в трех интервалах: 29 метров в интервале
предыдущей колонны, 745 метров в кольцевом пространстве между открытым
стволом и обсадной колонной и 12 метров в обсадной колонне (цементный
стакан).

•	Расчет вместимости в интервале предыдущей колонны:

г (ОннутПК2 - Оок2) * 0-7854	(3052 - 244.52) . 0.7854

Спк =----------------------=-----------Й7---------= 00261 М /М ’

Расчет вместимости в интервале кольцевого пространства:
(Рлолота2 * КК - Р„к2) . 0.7854
скн	1О6

(295.32 * 1.2 - 244.52) * 0.7854

= --------------—---------------= 0.0352 м3/м .

106

Расчет вместимости в интервале обсадной колонны:

0ОК2 ♦ 0.7854	226.72 * 0.7854

То* “ ю*

0.0404 м3/м .

•	Расчет объема цементного раствора в интервале предыдущей колонны:
Рпк - С(1К *	= 0.0261 мз/м * 29 М = 0.7569 М3 .

•	Расчет объема цементного раствора в кольцевом пространстве между
открытым стволом и обсадной колонной:

Ц<п = Скп *	= 0.0352 М3/м * 745 м = 26.22 мз .

•	Расчет объема цементного раствора в обсадной колонне (цем. стакан):
Кж = Сок * ^ок = 0.0404 МЗ/м * 12 М = 0.4848 м3 .

• Расчет общего объема цементного раствора нормальной плотности:
Ццр = Ц|К + Цел + Кж = 0.7569 м3 4- 26.22 м3 4- 0.4848 м3 = 27.46 м3.

Расчет объема продавочной жидкости

Продавочная жидкость находится в одном интервале 0-1192 метра.

Расчет вместимости в интервале обсадной колонны:

0(>к2 ♦ 0.7854	226.72 ♦ 0.7854

НГ	106

0.0404 м3/м .

• Расчет объема продавочной жидкости:

К1р<»д.ж ~ С.к *	~ 0.0404 м3/м ♦ 1192 м = 48.16 м3.

Расчет давления погадки пробки (дифференциальное давление)

Дифференциальное давление рассчитывается как разница гидростатического
давления в кольцевом пространстве и гидростатического давления в колонне на
момент окончания закачки продавочной жидкости.

•	Расчет гидростатического давления в кольцевом пространстве на момент
окончания закачки продавочной жидкости:

/|г Ю|  0.1* (Коцр ♦ Н(1цр 4- уТЦр * Нтцр)

"1 * (1 5 (’7.-м •) * 430(м) + 189 (7см0 * [7° + (704 * «к(31.8))](м)}
190.8 ат.

•	Расчет гидростатического давления в колонне на момент окончания
закачки продавочной жидкости:

пн 0.1 ♦ (УПур р-р * ^бурр-р 4" Утцр *

<’>•(• <в ('/, м <) • |500 + 692 . со$(31.8)](м) + 1.89 (7^) «[12 » С05(31.В)](м))

	= 1зо.ззат.

•	Расчет дифференциального давления:

ДР /’с КГ1 - Ргсок = 190.8 ат - 130.33 ат = 60.47 ат.

Расчет времени проведения работы по цементированию

В данном примере прпсутствуют 2 цементировочные пробки (берется по 10 минут
па сброс каждой) и отсутствуют мн ые другие технологические операции, поэтому
время проведения работы будет состоять из времени закачки цементных смесей,
сброса пробки и закачки продавочной жидкости. Необходимо разделять время
закачки для облегченного цементного раствора и цементного раствора
нормальной плотности, гак как время загустевания для них будет разным:

• Расчет времени необходимого для закачки ОЦР:

V 4-1/

т	_ г<мф ~ гтцр ...

' закачки для оцр ~	’ 1ОМИН 4*

хиас. ц.р.

у

иIIрод. ж _
(?нас•прод

11.223 4- 27.46

09

48.16

4- Юмин 4- - о с—

= 106. 5 мин .
•	Расчет времени необходимого для закачки ТЦР:

гр	_ Кцр	КфОД. ж _ 27.46	48.16

'закачки для тцр —	4- ЮМИН + —	—	+ ЮМИН 4--------ГГЛ- ~~ ^4-. ми,1 •

ч/иас. ц.р.	х нас. и род	О-“	0.9

Расчет массы сухого цемента и воды затворения

•	Расчет массы сухого цемента для ОЦР:

^оцр = ~ “ = И-223М3/ 1.32мЗ/тонну = 8.50 ТОННЫ.

Яоцр

•	Расчет массы сухого цемента для ТЦР:

Моцр =	= 27.46м3/ О.81МЗ/ТОИПУ = 33-90 тонны.

#*1ЦР

•	Расчет объема воды затворения:

И1оды = М0Цр * #Оцр + А’/гцр * Нгцр = 8.50т 0.98 мз/т -ь 33-9Т * 0.5 мз/т - 25-3
18.	РАСЧЕТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ УСТАНОВКИ
ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ

18.1.	Общие сведения о цементных мостах

Установка цементных мостов относится к классу ремонтных работ. Цементные
мосты подразделяются на несколько типов в зависимости от назначения:

1)	Мост /VI» консервации. Основное назначение таких мостов - отсечение
продуктивных или потенциально продуктивных зон для предотвращения
сообщения плас гон, а также отсечение устья скважины для предотвращения
прорыва скважинных флюидов на поверхность.

2)	Моег /VI» перекрытия зоны поглощения. Мосты данной категории
устанавливаются в интервале поглощения бурового раствора и в некоторых
случаях надавливаются в поглощающий пласт. Основное назначение таких
мостов ликвидация зоны поглощения для беспрепятственного
продолжения процесса строительства скважины.

3)	Мост /и» отклонения ствола скважины (срезки). Мосты данной
категории предназначаются для изменения траектории скважины, па что
может быть несколько причин: забурка бокового ствола после пилотного,
изменение траектории и связи с аварией па скважине и др.

’	4) Опорный мост используется как опора для скважинного оборудования
или вышележащего моста,

5)	Изоляционный мост (в некоторых случаях является мостом для
консервации скважины). Назначение - отсечение продуктивных или
потенциально продуктивных зон для предотвращения сообщения пластов.

6)	Мост для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР).
Большинство ремонтных работ начинаются именно с установки цементного
моста с последующей его задавкой в зону интереса для ликвидации
негерметичности обсадной колонны, ликвидации заколонных перетоков,
потерь циркуляции и др.

Вне зависимости от того, какова будет цель установки цементного моста, успех
операции определяется по соответствию одним и тем же критериям:

1)	Голова цементного моста находится на плановой глубине.

2)	Прочность цементного камня соответствует целям.

3)	В случаях с РИР - достигнута изоляция зоны поглощения,
негерметичности, перетока.

Помимо целей, цементные мосты разделяют и по способу установки.
Существует множество различных устройств, которые помогают установить
цементный мост и максимально повысить вероятность успешности проведения
операции. К таким устройствам относятся системы, основанные па применении
разбуриваемых и неразбуриваемых пакеров, отклонителей потока, пробок и т. д.
Одпако, несмотря на широкий спектр существующего па сегодняшний день
оборудования, самым популярным методом установки цементных мостов остается
метод установки цементного моста на равновесие. Это связано во многом с
экономическими причинами. Метод установки цементных мостов на равновесие
является наиболее дешевым, так как не требует дополнительного оборудования,
однако требует максимально точных расчетов и представляет наибольшие
операционные риски с точки зрения достижения целей.

18.2.	Рекомендации по установке цементных
мостов на равновесие

Для минимизации рисков, связанных с установкой цементных мостов на
равновесие, разрабатываются рекомендации по их установке. Указанные далее
рекомендации могут незначительно отличаться от внутренних регламентов
компаний, которые разрабатывают своп методики, основываясь на местном
опыте.

18.2.1.	Рекомендации для ВУС в качестве опоры для цементного
моста

Для обеспечения надежной опоры для цементного моста в случае отсутствия
механических барьеров (устройств поддержки цемента, пакеров) применяется
закачка вязкой упругой смеси (ВУС) перед его установкой. Одпако для
поддержания цементного моста и предотвращения его миграции по стволу
скважины ВУС должна соответствовать следующим требованиям:

1)	Минимальная длина ВУС должна быть в полтора раза больше
предположительной длины цементного моста.

2)	Рекомендованная вязкость ВУС по воронке Марша должна составлять не
менее 150 секунд.

3)	Удельный вес ВУС должен превышать удельный вес бурового раствора на
0.02 г/см-Л

Требования к ВУС могут быть более или менее строгими в зависимости от
скважинных условий: диаметр скважины, угол наклона ствола, где будет
расположен цементный раствор и ВУС, удельный вес цементного раствора и
бурового раствора.

18.2.2.	Объем буферной жидкости

Объем буферной жидкости будет во многом определяться исходя из
рекомендованных параметров для вытеснения бурового раствора и минимизации
зоны смешения. Однако при установке цементных мостов существуют
дополнительные рекомендации по объему буферных жидкостей протяженность
буферной жидкости перед цементным раствором должна быть не менее 150
метров и не менее протяженности цементного моста. Учитывая указанную выше
рекомендацию по протяженности цементного моста, рекомендация по объему
буферной жидкости будет звучать следующим образом: объем буферной
жидкости перед цементным мостом должен быть достаточным
для обеспечения качественного вытеснения бурового раствора, но
протяженность буферной жидкости должна быть не менее 150
метров и не менее протяженности цементного моста.
Протяженность буферной жидкости после цементного раствора должна быть
равной протяженности буферной жидкости перед цементным раствором на
момент окончания извлечения инструмента и безмуфтового ЛБТ из цементного
моста.

18.2.3.	Протяженность цементного моста

Протяженность цементного моста* должна находиться в
пределах от юо до 250 метров. Минимальный порог в юо метров был
определен исходя из риска перемешивания. При цементных мостах с
протяженностью менее юо метров, объем будет слишком мал, и повышается
вероятность смешивания (загрязнения) цементного раствора с буровым
раствором или буферной жидкостью. При протяженности цементного моста более
250 метров значительно увеличивается время операции (закачка + подъем
инструмента » срезка), что, в свою очередь, сильно увеличивает сроки
загустевания цемента и зачастую негативно сказывается на сроках набора
прочности цементного камня. Также долгое поддержание цементного раствора в
жидком состоянии увеличивает риски, связанные с растеканием, провалом или
иным видом миграции жидкого цементного моста вглубь скважины.

18.2.4.	Рекомендации по параметрам цементного раствора и
лабораторному тестированию.

Для достижения качественного результата при установке цементного моста
применяется ряд дополнительных требований к цементному раствору и к
лабораторному тестированию:

I)	Буровая установка перед началом работ должна быть проверена и
подготовлена для проведения данной операции и составлен
с<)()тв стегнув) । ц 11 й а кт.

2)	Цементный раствор должен иметь короткое время схватывания (зе.1
1йпе) время достижения начальной прочности (0.34 ат). Это
необходимо для того, чтобы цемент как можно меньше времени находился
в жидком состоянии и тем самым минимизировать шанс на миграцию
цементного раствора.

3)	При тестировании использовать статическую температуру
«головы» моста, но циркуляционную температуру
рассчитывать на нижнюю часть моста для учета наихудшего
сценария.

4)	При постановке теста па время загустевания обязательно включить в тест
имитацию остановки закачки на время, равное промежутку времени от
окончания закачки продавочной жидкости до начала срезки. Если после
остановки консистенция составила более 50 Вс (единиц
консистенции Вердена) и продержалась такой более / минуты,
то цементный раствор не подходит для установки цементного моста.

5)	Прочность цементного камня определяется назначением цементного моста.
В случае, если цементный мост предназначен для изоляции пли если он
будет разбуриваться, тогда минимальная прочность
цементного камня должна составлять 34 ат. В случае, если
цементный мост предназначен для срезки отклонения от имеющейся
траектории и зарезки в пласт - то прочность цемет пою моста должна быть
больше прочности прилегающей породы, в которую планируется срезка. В
случае если нет данных по прочности пород, то рекомендуемая
прочность цементного камня должна составлять 200 ат.
Определение прочности цементного камня в скважинных условиях
методом разгрузки долота не является рекомендованпым еносрСюм, так как
нс показывает изолирующие способности цементного моста. Однако если
все же планируется определение прочности цементного камня методом
разгрузки, то прочность должна быть достаточной, чтобы
выдерживать разгрузку до 1О тонн.

6)	Водоотдача цементного раствора не должна превышать 150
мл / 30 минут в обычных условиях и 30 мл / 30 минут в
условиях высокого риска прорыва газа.

18.2.5.	Рекомендации по компоновке низа бурильной колонны при
установке цементных мостов

В процессе установки цементных мостов необходимо использовать в качестве
хвостовика безмуфтовые ЛБТ меньшего диаметра, чем инструмент, па котором
происходит спуск. Например, при установке цементного моста на трубах ТБПК
127 х 9.19 хвостовик из ЛБТ должен состоять из труб ЛБТ 90 х 9 (сплав Д16Т).
Особенно это важно, когда цементный мост устанавливается в колонне.
Использовать НКТ диаметром 73 мм и 6о мм в качестве хвостовика бурильной
колонны при установке цементного моста рекомендуется только в случаях, когда
используется бурильная колонна 88.9 мм. Во всех остальных случаях
рекомендуется использовать безмуфтовое ЛБТ диаметром 90 мм. Перед
проведением работ по установке цементных мостов бурильный инструмент и
хвостовик из безмуфтового ЛБТ необходимо опрессовать на 1.5-кратное
ожидаемое расчетное давление. При этом нижняя труба безмуфтового ЛБТ
должна быть оборудована специальным опрессовочным седлом, также
изготовленным из дюралюминиевого сплава. Необходимость использования
безмуфтового ЛБТ возникает по ряду' причин:

1)	В случае преждевременного схватывания цементного раствора существуй
возможность оставления безмуфтовых ЛБТ в скважине и их дальнейшее
разбуривание.

2)	Меиыпий диаметр ЛБТ снижает механическую нагрузку на цементный мост
при извлечении их из цементного раствора.
3)	Отсутствие замков у ЛБТ снижает перемешивание цементного раствора с
буровым раствором при их извлечении из цементного раствора.

Учитывая указанные выше причины, существует ряд рекомендаций для ЛБТ при
установке цементного моста:

1)	Диаметр безмуфтового Л БТ не должен превышать 90 л<ль

Примечание: безмуфтовые ЛБТ применимы только при
установке цементных мостов в открытом стволе скважины
или при производстве работ в колоннах, где возможно
использовать бурильный инструмент диаметром 114*3 лсл* и
более,

2)	Реколюндованнам длина безмуфтового ЛБТ должна быть
равной протяженности цел1ентного моста + 20-50 метров, но
в любом случае не менее 150 метров.

18.2.6.	Рекомендации по закачке и движению инструмента во время
установки цементного моста

Для обеспечения высокого качества вытеснения бурового раствора,
скорость закачки цементного раствора должна быть максимальной исходя из
скважинных условий, учитывая давление начала приемистости, плотности
бурового и цементных растворов и т. п., и лишь за 1-2 мз до окончания закачки
продавочной жидкости рекомендуется снизить производительность насоса до
0.3-0.4 мз/мип.

В отличие от цементирования обсадных колонн, где вращение и
расхаживание исключительно положительно сказываются на качестве
вытеснения, при установке цементных мостов расхаживание допускается только
до момента выхода буферной жидкости из хвостовика, дальнейшее расхаживание
может негативно сказаться на качестве цементного моста. Вращение допускается
во все время установки цементного моста при условии, что момент вращения на
хвостовике не превысит момента его свинчивания.

18.2.7.	Рекомендации по подъему инструмента и хвостовика из
цементного моста

Одной из причин повреждения цементного моста является излишняя
торопливость при проведении операций, особенно при извлечении хвостовика из
цементного моста. Дело в том, что при ускоренном подъеме инструмента
возникает эф(|>ект свабирования, что влечет за собой размывание нижней части
цементного моста и, как следствие, приводит к уменьшению его эффективной
длины. Поэтому рекомендованная скорость извлечения хвостовика
из цементного моста не должна превышать 5 л</лшн. Далее подъелг
можно производить в режиме, не превышающем давления
поршневания на мост более ю ат (см. главу «Расчет импульсного
давления и давления поршневания при проведении СПО»),
18.2.8.	Рекомендации по срезке (циркуляции) во время установки
цементного моста

После того как объем продавочной жидкости был полностью закачан в
скважину, хвостовик поднимается над уровнем головы цементного моста для
срезки - вымыва излишек цементного раствора из скважины и очистки
инструмента от цементного раствора. При этом для предотвращения повреждения
цементного моста за счет гидромониторного эффекта во время срезки хвостовик
необходимо поднять выше «головы» цементного мости ни ю
метров при обратной промывке и на 30 метров при прямой
промывке.

18.3.	Расчеты при установке цементных
мостов на равновесие

Для достижения высокого
качества при установке цементных
мостов, как и в любой другой работе,
необходимо, чтобы все расчеты были

выполнены
установке
равновесие
расчетов

корректно,
цементных
отличаются

при

Расчеты при
мостов на
от остальных

цементировании, так как

первичном
в данном

случае нам необходимо достичь баланса
между жидкостями в трубе (хвостовик и
бурильные трубы) и в кольцевом
пространстве па момент окончания
операции. Очень важно понимать, что
баланс необходим не в момент, когда
окончена продавка, а в момент, когда
грубы извлечены из цементного моста,
как показано на Рисунок 37, позиция 2. В

Рисунок 37

противном случае это может привести к
повреждению цемента в верхней части

моста. Причиной тому будет повышение гидростатического давления в трубах при
извлечении их из цементного моста. Дело в том, что при извлечении хвостовика
из цементного моста жидкость (в данном примере буферная: жидкость) будет
перетекать из труб с большим диаметром в трубы с мепыпим диаметром, что
приведет к увеличению протяженности данной жидкости в трубах и, как
следствие, к увеличению гидростатического давления. Рассмотрим этот эффект на
реальном примере.
Цементный

Рисунок 38

При установке цементного моста в открытом стволе
вертикальной скважины диаметром 152.4 мм
использовались стальные бурильные трубы 88.9 мм
(внутренний диаметр 72 мм) и НКТ диаметром 73 мм
(внутренний диаметр 54.6 мм). После окончания
закачивания продавочной жидкости все жидкости будут
находиться в равновесии в трубах и затрубном
пространстве (Рисунок 38). Предположим, что при этом
объем буферной жидкости (удельный вес 1.32 г/смз),
оставшийся внутри бурильной трубы 88.9, будет равен 200
литров (позиция 1, Рисунок 38). Найдем
гидростатическое давление, которое будет оказывать этот
объем бурового раствора:

Определим вместимость бурильной трубы 88.9:

И2 * 0.7854

1 000 000

м3
м

722 * 0.7854

1 000 000

= 0.00407 м7м •

; С =

2)	Определим протяженность буферной жидкости п бурильной трубе 88.9:
V

ь = с Ы;

В нашем примере скважина вертикальная, поэтому протяженность (И) будет
равняться высоте (11) (Рисунок 38).

3)	Определим объем буферной жидкости той же протяженностью, но в кольцевом

11 ростра нс гве между открытым стволом и бурильной трубой 88.9:

а.	Для этого найдем вместимость этого кольцевого пространства (позиция 2,
Рисунок 38):

_ (/Н-</<)» 0.7854 [м3] _ (152.42—88.92)* 0.7854 _ п19По [м3!

1 ооо ооо 1м]	1 ооо ооо	I м 1

Ь.	Определим объем буферной жидкости в кольцевом пространстве
протяженностью 49.1 м. Она находится путем умножения протяженности на
вместимость:

V = Ь * С [м3] = 49.1 * 0.01203 = 0.5907 [м3].

4)	Находим гидростатическое давление буферной жидкости (как в трубе (позиция 1,
Рисунок 38), так и в кольцевом пространстве (позиция 2, Рисунок 38)):
Р(ат) = у (г/смз) • 0-1 * Л(м). Р = 1.32 * 0.1 * 49.1 = 6.481 ат.
5)	Получаем, что на момент окончания закачивания продавочной жидкости при
условии, если все жидкости будут находиться в равновесии, то гоо литров
буферной жидкости в бурильной трубе будут оказывать такое же гидростатическое
давление, что и 0.5907 мз той же жидкости в кольцевом пространстве. Но что
произойдет при подъеме трубы из цементного моста?

200 литров, что были в бурильной трубе 88.9 (позиция 1, рис. 37), перетекут в 11КТ
73 (позиция з, рис. 37), а 0.5907 мз жидкости, что были в кольцевом пространстве
152.4 х 88.9 (позиция 2, рис. 37) перетекут в кольцевое пространство 152.4 х 73
(позиция 4, рис. 38). Посмотрим, как при этом измени гея обстановка, Для того
чтобы найти протяженность 200 литров внутри В КТ 73, необходимо най ти их

вместимость:

_ О2 * 0.7854
с~ 1 000 000

54.62 » 0.7854

1 000 000

0.00234 м 7М.

6)

Определяем протяженность 200 литров буферной жидкости в 11КТ 73:

V г ,	0.200

А = - [м]; Л =---------= 85.5 м.

С '	0.00234

7)	Найдем протяженность 0.5907 мз в кольцевом пространстве 152.4 х 73.

Определим вместимость кольцевого пространства:

с _ (Р2-Л2? 0.7854 р1 _ (152.42—732)* 0.7854 _	[мН

1 000 000	1м1	1 000 000	' I м I

Протяженность буферной жидкости в
этом кольцевом пространстве:

V

А = ?[м];

0.5907

8)	Сравним гидростатическое
давление буферной жидкости в
трубном и затрубном пространстве.

ВНКТ:

Р(ат) = у (г/смз) ♦ 0.1 * Л(м);

Р = 1.32*0.1 «85.5 = 11.29 ат.

Рисунок 39

В кольцевом пространстве 152.4 х 73-

Р(ат) = г (г/смз) * 01 * Л(м) ;

Р = 1.32 * 0.1 » 42 = 5.54 ат.

Получается, что при подъеме инструмента из цементного моста гидростатическое
давление в трубах будет превышать гидростатическое давление в кольцевом
пространстве. Это повлечет за собой дальнейшее вытеснение буферной жидкости и
бурового раствора из труб в кольцевое пространство и, как следствие, повреждение
цементного раствора в верхней части цементного моста (Рисунок 39).
Учитывая вышеописанный пример, можно сделать вывод, что объем
продавочной жидкости при установке цементного моста па равновесие
должен быть рассчитан таким образом, чтобы все жидкости находились в
равновесии не после окончания закачивания продавочной жидкости, а после
извлечения инструмента из цементного моста.

Для этого объем продавочной жидкости рассчитывается как объем всех жидкостей, что
будут находиться в бурильных трубах и ЛБТ на момент окончания извлечения
инструмента, с учетом образовавшегося на устье воздушного зазора. Общий механизм
расчета выглядит следующим образом:

1)	Расчет обьема цемента, чтобы после извлечения
инструмента цементный мост находился в
запланированном интервале (расчет делается без учета
нахождения хвостовика в цементе).

2)	Расчет объема буферной жидкости в кольцевом
пространстве (для обеспечения качественного
вытеснения).

3)	Расчет обьема буферной жидкости в трубах (на
момент окончания извлечения инструмента).

4)	Расчет объема воздушного зазора на устье в
случае подъема без долива (он будет равен объему
металла бурильных груб, извлеченного из скважины
при подъеме).

5)	Расчет протяжен ноет и воздушного зазора п
скважине (путем деления обьема воздушного зазора
на суммарную вместимость кольцевого и
внутри । рубпого пространства либо на разницу
вместимости обсадной колонны на устье и вместимости
металла извлекаемой трубы).

6)	Расчет объема продавочной жидкости с учетом
воздушного зазора, буферной жидкости в трубе и на
момент окончания подъема инструмента.

Более подробно механизм расчета будет представлен на примере ниже.
ЭФФЕКТИВНОЕ БУРЕНИЕ

18.4. Пример установки цементного моста на равновесие

Данные по скважине

I Забой скважины по стволу, 1_	5910	м
1 Диаметр скважины Ос«в	152.4	мм
Коэффициент кавернозности в открытом стволе	1.05	
Предыдущая колонна, наружный диаметр / внутр диаметр О11ар/Оичу.	177.8/157.08	мм
Глубина спуска предыдущей обсадной колонны, Ь,	4437	м
СБТ, нар. Диаметр / внутр, диаметр О.п1р/ОгШу|	88.9/72	мм
। НКТ 220 м. наруж. Диаметр / внутр, диаметр	73/54 6	мм
I  | Интервал ВУС	Определить исходя из рекомендаций	
1 Интервал установки цем. моста 5327-5149 м	178 м	
Плотность бурового раствора, Убурр-р	I 76	г/см3
Объем буферной жидкости перед цементом, Убуф,	Определить исходя из рекомендаций	м3
| Производительность насоса при установке моста, О,„1( ,	06	м3/мин
Производительность насоса при прямой промывке 1 1	0.8	м3/мин
Время на подъем инструмента перед промывкой. Т	Определить исходя из рекомендаций	мин

При подъеме инструмента из моста или из ВУС не использовать доливную емкость (не
   поддерживать уровень в скважине)

Найти:

Использовать прямую промывку после установки цем. моста

1)

2)

3)

4)

5)

6)

Объем ВУС.

Объем продавки для ВУС.

Объем цементного раствора.

Объем буферной жидкости после
цемента.

Объем продавки при УЦМ.

Время проведения работы.

Найдем все вместимости в скважине по
с л едую щим формул а м:

_ В2 * 0.7854

С,,,уГ’ ~ 1 000 000



’ки ~

_ (Рг-42)* 0.7854 |м

1 000 000

2)

Вместимость предыдущей
-	157.082 * 0.7854

колонны: С177Я =----------=

юооооо

0.0194 [м3/м].

Вместимость открытого ствола:

Рисунок 41: пример установки моста
на равновесие
Сое ~

152.42 * 1.05 - 0,7854

1 000 000

0.0192[м3/м].

з)	Вместимость СБТ 88.9: С88.9 =	= 0.0041 [м3/м].

4)	Вместимость НКТ 73: СНкт =	= °.0023[м’/м].

5) Вместимость кольцевого пространства между предыдущей колонной и СБТ

88.9: с177 8_889 = а*™2-*™2)-»™-. = 0.0132[м3/м].
'	1//.Н	1 000 000	1	7	1

6) Вместимость кольцевого пространства между

открытым стволом и СБТ 88.9:

СоС-88.9 —

(152.42 * 1.05	8В.92) ♦ 0.7854

7)

1 000 000
= 0.0129|м‘/м|.

Вместимость кольцевого пространства между
открытым стволом и НКТ 73:

Сос-нкт “

(152.4й♦ I.ОГ» УЗ'). 0 7(154

8)

I 00(1 000

0.0150[м:</м].

Объем I и. м металла груб СБТ 88.9:

И,

I П.М.НН ‘>

_ (88,92 - 722) * 0.7854

Расчет объема БУС:

1 ()()()()()()

= 0.0021[м3/м].

1)	Исходя из рекомендаций, минимальная длина ВУС
должна быть в полтора раза больше
предположительной длины цементного моста.
Поскольку длина моста из условия работ составляет
178 м, то длина ВУС.' будет составлять

Ацу( 1.5 ♦ /,цм = 1.5 ♦ 178м = 267 м.

2)	Находим объем ВУС:

Рисунок 42: пример
установки моста
на равновесие:
расчет ВУС

УПУ1: 1.||у( • Сое 267 ♦ 0.0192 = 5.13| м3].

Расчет продавки для ВУС’:

'Гак как при закачке ВУС' не используются буферные жидкости, то найти объем
продавки для ВУС' будет проще. Необходимо определить протяженность
воздушного зазора при подъеме инструмента из ВУС и найти оставшийся в трубах
объем бурового раствора.

Высота подъема будет равняться протяженности ВУС - 267 метров. Находим
объем металла, извлеченного из скважины:

^металл 88.9 — ^ВУС * И п.м.НН.9 “ 267 * 0.0021 — 0.56 М .

Делим полученный объем на суммарную вместимость кольцевого и трубного
пространства и находим протяженность воздушного зазора при подъеме труб:

/-/ —	^металл 88.9	_	0.56	— 32 4 М

^177.8-88.9 + ^88.9	0.0132 + 0.0041
Палее находим суммарный объем продавки в НКТ и в СБТ:

КвродВУС “ /'НКТ * 01 КТ + (Л2 “ /'НКТ ~ Ю ♦ С88 9 =

= 220* 0.0023 + (5327- 220 - 32.4)* 0.0041 = 21.31 м3,

где Ь2 - «голова» ВУС (верхний интервал установки ВУС).

Следующий этап - расчеты цементного моста.

Рассчитаем объем цементного раствора, необходимый для установки моста в
заданном интервале:

= Ьцм ♦ Сое = 178 * 0.0192 = З.42[м3].

Объем буферной жидкости перед цементом, согласно рекомендациям:
«протяженность буферной жидкости должна быть не менее 1$О
метров и не менее протяженности цементного моста». Исходя из
рекомендаций, объем буферной жидкости принимаем как 178 м на момент
окончания извлечения НКТ из цементного мост а (так как цементный мост
протяженностью более 150 м, берем протяженность буферной жидкости, равную
протяженности цементного моста). Теперь необходимо найти ее объем:

Цэуф ~ /'буф * ^ос-нкт Ц>уф — 178 * 0.0150 = 2.67 мз.

Далее находим объем буферной жидкости в НКТ па момент
окончания извлечения инструмента из цементного
раствора:

Чбуфнкт = ^буф * Снкт [и3! = 178 * 0.0023 = 0.41[м3]

Общий объем буферной жидкости, необходимый для
работы:

Упуфобщ = 2.67 + 0.41 = 3.94 мз.

Далее находим объем воздушного зазора:

У. = Ьци * V, п.м.08<9 [м3] = 178 * 0.0021 = 0.3738[м3|.

11аходим протяженность воздушного зазора:

И _ И» _	0.3738

” ^177.8-88.9 + С«8.9 " 0 0132 + 0.0041 “

Далее находим объем продавочной жидкости в НКТ и в СБТ
с учетом буферной жидкости и воздушного зазора:

Цфодждк “ (/'нкт “ 0>уф) * /*икт (/*2 ~ /'нкт “ ^возд) * 0з8.9 =

(220 - 178) * 0.0023 + (5149 - 220 - 21.6) * 0.0041 =

20.22 м3.

Рисунок 43: пример
установки моста
на равновесие
Общин объем продавочной жидкости (буферная жидкость + буровой раствор)

Уобщ = Уйродждж + Убуф НКТ= 20.22+0.41=20.63 М».

9

Далее проводим расчет времени проведения работы. Время проведения работы
рассчитывается для определения времени загустевания, и поэтому отсчет
начинается с момента начала закачки цементного раствора и заканчивается
после первого цикла циркуляции, однако фактически необходимо
проводить два цикла циркуляции, но во времени затушевания
цементного раствора можно учитывать только один. В данной работе
время проведения работы будет состоять из:

|) закачки цементного раствора;

2)	продавки;

3)	подъема инструмента перед промывкой;

4)	1 объема прямой промывки.

Итого, время работы:

О

Время закачки цемента:

К1М 3.42

7' м “ —— = —— = 5.7 мин.

1	Скй» 0.6

2)

3)

Врем» накачки продавки (включая буферную жидкость но время продавки):

_ Ц.б.ц _ 20.63 _

/"'"‘Л “ <2нас» 0.6 “ 3438 МИИ-

Подъем тктрумента. Исходя из рекомендаций, при прямой промывке
инструмент необходимо поднять на 30 метров выше предполагаемой
«головы» цементного моста и скорость подъема не должна превышать 5
м/мин.

(^моста + 30)	178 4-30

Iподыми =	$	~	~ 41.6 МИН.

4)	Так как запланирована прямая промывка, то объем промывки будет
состоять из объема кольцевого пространства между НКТ и открытым
стволом, между СБТ и открытым стволом и между СБТ и предыдущей
КОЛОННОЙ.*

а.	()бъем кольцевого пространства между НКТ и открытым стволом:
ню Цист * <1с-н1ст(м *1 = 220 ♦ 0.0150 = 3.3 [м3].

Ь.	Объем кольцевого пространства между СБТ и открытым стволом:
Чк.—Ш1.9 = ^<н вп.м * ^<к-ии.9 Iм3] = 4*62 * 0.0129 = 5.96 [м3],
где
Ьос-88.9 =	- ^н.п -	- 30м = 5149 - 220 - 4437 - 30 = 462 м;

- глубина спуска предыдущей обсадной колонны;

Ь3 - «голова» установки цементного моста;

30м - высота установки низа НКТ над «головой» цементного моста,
согласно рекомендациям по срезке.
с.	Объем кольцевого пространства между СБТ и предыдущей коло)
У177.8-в8.9 = к * С177.8_88<9 = 4437 ♦ 0.0132 = 58. 57 [м3].

с1. Общий объем кольцевого пространства

V общ кп - V ос-нкт + V ос-88.9 + V 177.8-88.9 3*3 + 5«9б + 58’57 = 67.83 м
е. Общее время промывки (срезки) над «головой» цементного мое

Ц»бщ кп _ 67.83

<2нас2 " «8

Л)б|Ц пром

84.79 мин.

5)	Общее время работы:

-Спбщ ^цем 4* ^прод + ^подъем 4* пром ’4 14.38 4 4 1.6 4 84.79	166.47 ми
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.	СаЬоИе С. апс! Ыдиеп .11*. Оп!Кп§ <_1а1а Ьапс1Ьоок. - 9-е издание. - Рапз, Ргапсе:
ЕсКНопа ТЕСНЬПР, 2014.

2.	Дегир Д., Хотон Д., Мак грек М. Руководство по ловильным работам в нефтяных
скважинах. - Москва: ООО Премиум инжиниринг», 2012.

3.	Иогансен К. В., Спутник буровика. - 4-е издание. - Симферополь: «Бизнес-
информ», 2012.

4.	Лайон ез У., Картер 'Г., Лайиеруз Н. Дж. Формулы и расчеты для бурения, добычи и
капитальною ремонта скважин. - з-е издание. - Москва: ООО «Премиум
Инжиниринг», 2013.

5.	Басаргин Ю. М., Булатов Д. И., Проселков Ю. М. Бурение нефтяных и газовых
скважин. ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.

6.	Элияшенский И. В., Сторонский М. Н.,Орсуляк Я. М. Типовые задачи и расчеты в
бурении. Москва: «Недра», 1982.

7.	Инструкция по сборке и эксплуатации бурильных труб с приваренными замками
«'ГМК Т1)8». ООО «ТМК-Премиум Сервис», 2014.

8.	Руководство по эксплуатации и рекомендации по проектированию бурильных
колонн». ООО «Акватик-БТ», 2016.
ФОРМУЛЫ

Формула 1: объем параллелограмма...........................................25

Формула 2: объем куба......................................................25

Формула 3: объем цилиндра..................................................25

Формула 4: объем кольцевого пространства...................................26

Формула 5: объем конуса....................................................26

Формула 6: объем шара......................................................26

Формула 7: объем шара......................................................26

Формула 8: фактический диаметр с учетом КК................................ 27

Формула 9: расчет запаса объема жидкости в кольцевом пространстве..........28

Формула 10: вместимость труб................................................28

Формула 11: объем неполной горизонтальной емкости..........................29

Формула 12: вместимость кольцевого пространства.............................30

Формула 13: вместимость кольцевого пространства............................30

Формула 14: вместимость кольцевого пространства......................?.....30

Формула 15: вместимость между несколькими трубами..........................31

Формула 16: вместимость между несколькими трубами..........................31

Формула 17: расчет протяженности жидкости в трубном или кольцевом пространстве.... 31

Формула 18: плотность......................................................31

Формула 19: плотность комбинированной БТ...................................32

Формула 20: давление.......................................................32

Формула 21: гидростатическое давление......................................33

Формула 22: расчет вертикали наклонного участка............................34

Формула 23: расчет вертикали наклонного участка............................34

Формула 24: расчет коэффициента плавучести.................................35

Формула 25: расчет коэффициента плавучести.................................35

Формула 26: давление подъема(всплытия) ОК..................................36

Формула 27: максимальная допустимая плотность раствора глушения............40

Формула 28: изменение давления при изменении подачи насоса.................40

Формула 29: изменение давления при изменении подачи насоса.................41

Формула 30: изменение давления при изменении подачи насоса (инженерный расчет).. 41

Формула 31: плотность раствора со шламом...................................42

Формула 32: содержание шлама в кольцевом пространстве......................43

Формула 33: требуемое количество утяжелителя...............................43

Формула 34: требуемое количество жидкости для разбавления раствора.........44

Формула 35: гидростатическое давление при установке слага..................45
Формула 36: разница плотностей слага и бурового раствора....................45

Формула 37: протяженность слага внутри бурильной колонны....................45

Формула 38: объем слага.................................................    45

Формула 39: протяженность слага внутри бурильной колонны....................46

Формула 40: гидростатическое давление при установке слага...................47

Формула 41: плотность слага.................................................47

Формула 42: определение верхней границы прихвата по массе 1 погонного метра.54

Формула 43: масса одного погонного метра труб...............................54

Формула 44: длина неприхваченной части колонны..............................55

Формула 45: определение свободной части 1-й от долота секции бурильной колонны.... 55

Формула 46: определение свободной части 2-й от долота секции бурильной колонны.... 56

Формула 47: определение свободной части бурильной колойны...................56

Формула 48: прижимная сила прихвата.........................................60

Формула 49: площадь контакта трубы..........................................60

Формула 50: длина сегмента контакта БТ и глинистой корки....................60

Формула 51: седиментационная устойчивость раствора..........................64

Формула 52: пороговая скорость потока.......................................64

Формула 53: скорость течения жидкости в КП..................................71

Формула 54: скорость проскальзывания частиц шлама...........................71

Формула 55: эффективная скорость подъема шлама............................  72

Формула 56: время промывки скважины.........................................72

Формула 57: скорость течения жидкости в КП..................................73

Формула 58: индекс консистенции (степенной закон)...........................73

Формула 59: индекс реологии (степенной закон)...............................73

Формула 60: индекс консистенции (Гершель - Балкли)........................  73

Формула 61: индекс реолотии (Гершель - Балкли)..............................73

Формула 62: эффективная вязкость..........................................  73

Формула 63: скорость проскальзывания частиц шлама...........................74

Формула 64: эффективная скорость подъема шлама..............................74

Формула 65: врется промывки скважины........................................74

Формула 66: транспортное соотношение БР.....................................75

Формула 67: скорость оседания шлама.........................................75

Формула 68: эффективный диаметр скважины....................................80

Формула 69: жесткость компоновки и обсадных колонн..........................83

Формула 70: полярный момент инерции.......................................  84

Формула 71: допустимые усилия при расхаживании прихваченных труб............84

Формула 72: количество оборотов ротора до начала деформации труб............85

Формула 73: полярный модуль.................................................85

Формула 74: критическая нагрузка на крюк при подъеме при бурении и спуске бурильной
колонны:....................................................................86

Формула 75: критическая нагрузка на крюк при спуске.........................86

Формула 76: Расчет величины репрессии на пласт..............................89
Формула 77: Расчет вертикальной длины облегченной жидкости в кольцевом
пространстве................................................................90

Формула 78: Расчет высоты подъема жидкости в кольцевом пространстве.........91

Формула 79: протяженность жидкостной ванны в кольцевом пространстве.........91

Формула 80: протяженность жидкостной ванны в трубах.........................91

Формула 81: объем продавки жидкостной ванны.................................91

Формула 82: расчет ЭЦП.....................................................107

Формула 83: параметры жидкости степенной модели............................108

Формула 84: параметры жидкости модели Гершеля - Балкли.....................108

Формула 85: ДНС жидкости...................................................109

Формула 86: линейная скорость потока.......................................109

Формула 87: критическая скорость жидкости в КП.............................109

Формула 88: потери давления в КП для ламинарного режима....................110

Формула 89: потери давления в КП для турбулентного режима..................110

Формула 90: потери давления внутри бурильной колонны.......................115

Формула 91: параметры жидкости (индексы п и К) для степенной модели........116

Формула 92: параметры жидкости (индексы п и К) для модели Гершеля - Балкли..116

Формула 93: ДНС жидкости...................................................116

Формула 94: скорость течения жидкости в кольцевом пространстве для закупоренной
трубы..................................................................    116

Формула 95: максимальная скорость СПО..................................*...117

Формула 96: скорость сдвига раствора........................................117

Формула 97: напряжение сдвига в кольцевом пространстве для степенной модели.117

Формула 98: напряжение сдвига в кольцевом пространстве для модели
Гершеля - Балкли...........................................................117

Формула 99: потери давления в КП (ОС-БТ) при СПО...........................117

Формула 100: потери давления в КП (ОС-УБТ) при СПО.........................118

Формула 101: эквивалентный расход потока при максимальной скорости спуска труб... 118

Формула 102: суммарные потери в КП при СПО.................................118

Формула 103: приращение плотности..........................................118

Формула 104: эквивалентная плотность раствора при спуске КНБК...............118

Формула 105: импульсное давление поршневания на интервал....................119

Формула 106: плотность разреженного раствора при подъеме КНБК..............119

Формула 107: давление при подъеме КНБК (давление свабирования).............119

Формула 108: индекс консистенции и индекс реологии для степенной
модели жидкости............................................................122

Формула 109: индекс консистенции и индекс реологии для жидкости модели
Гершеля - Балкли.......................................................... 122

Формула 110: ДНС жидкости..................................................123

Формула 111: скорость течения жидкости в КП для «открытой» трубы...........123

Формула 112: максимальная скорость СПО для открытой трубы..................123

Формула 113: потери давления в КП при СПО открытой трубы...................123

Формула 114: суммарные потери давления в кольцевом пространстве при СПО....123
Формула 115: приращение плотности при СПО...................................124

Формула 116: эквивалентная плотность раствора при спуске КНБК...............124

Формула 117: давление поршневания при открытой трубе.......,................124

Формула 118: плотность разреженного раствора при подъеме КНБК...............124

Формула 119: давление при подъеме КНБК (давление свабирования)..............124

Формула 120: коэффициент поглощающей способности при полном поглощении.......128

Формула 121: расчет напора при полном поглощении............................129

Формула 122: коэффициент поглощающей способности при частичном поглощении....129

Формула 123: гидравлические потери в кольцевом пространстве при движении раствора
от поглощающего пласта к устью скважины.....................................129

Формула 124: коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве
для ламинарного потока..............................л.......................129

Формула 125: коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве
для турбулентного потока....................................................129

Формула 126: максимальная скорость проходки при начале поглощения...........131

Формула 127: относительное давление..........................................132

Формула 128: относительное давление в поглощающем горизонте.................132

Формула 129: плотность бурового раствора, обеспечивающего нормальную
циркуляцию при поглощении...................................................133

Формула 130: расчет глубины установки конца бурильных труб для закачки в пласт
быстросхватывающихся смесей и изолирующих тампонов..........................135

Формула 131: напряжения при растягивающей нагрузке..........................155

Формула 132: растягивающая нагрузка.........................................155

Формула 133: площадь поперечного сечения бурильной трубы....................155

Формула 134: напряжения при изгибе........................................  155

Формула 135: радиус кривизны................................................155

Формула 136: напряжение растяжения при бурении и промывке...................156

Формула 137: напряжения кручения..........................................  156

Формула 138: напряжение на разрыв...........................................156

Формула 139: результирующее напряжение......................................157

Формула 140: критическая нагрузка для возникновения синусоидального баклинга.159

Формула 141: полярный момент инерции........................................159

Формула 142: зазор кольцевого пространства...................................160

Формула 143: критическая нагрузка для возникновения спирального баклинга
(формула Сбей & СЬеаОтат)...................................................160

Формула 144: нагрузка заклинки инструмента (формула \Л/и & -1иукат-\Л/о1с1).160

Формула 145: критическая скорость вращения для возникновения продольных
колебаний.................................................................  162

Формула 146: критическая скорость вращения для возникновения поперечных
колебаний...................................................................162

Формула 147: напряжение сдвига..............................................183

Формула 148: скорость сдвига................................................184

Формула 149: вязкость.......................................................184
Формула 150: параметры ньютоновской жидкости...............................185

Формула 151: параметры жидкости «Бингам-Пластик»...........................186

Формула 152: параметры жидкости, подчиняющейся степенному закону...........187

Формула 153: параметры модели жидкости Гершеля - Балкли....................188

Формула 154: вязкость ньютоновской жидкости................................190

Формула 155: пластическая вязкость «Бингам-пластик»........................190

Формула 156: пластическая вязкость «Бингам-Пластик»........................190

Формула 157: предел текучести жидкости «Бингам-Пластик»....................191

Формула 158: индекс реологии для жидкости, подчиняющейся степенной модели..191

Формула 159: индекс реологии жидкости для модели Гершеля Балкли»...........191

Формула 160: индекс консистенции для степенной модели......................191

Формула 161: индекс консистенции для модели Гершеля Балкли.................192

Формула 162: ДПС жидкости..................................................192

Формула 163: базовый расчет вязкости.......................................193

Формула 164: расчет индекса реологии (поведения) для степенной модели......193

Формула 165: Расчет индекса консистенции для степенной модели..............193

Формула 166: расчет индекса реологии (поведения) для модели Гершеля Балкли.193

Формула 167: расчет индекса консистенции для модели Гершеля Балкли.........193

Формула 168: перевод параметров закачки в обороты вискозиметра.............197

Формула 169: перевод параметров закачки в обороты вискозиметра.............198

Формула 170: средняя плотность в кп................................... “...200

Формула 171: число Рейнольдса..............................................201

Формула 172: число Рейнольдса..............................................201

Формула 173: линейная скорость жидкости....................................202

Формула 174: фактор трения................................................ 205

Формула 175: фактор трения.................................................205

Формула 176: фактор трения...............................................  205

Формула 177: потери давления на трение.....................................206

Формула 178: температурный градиент........................................208

Формула 179: статическая температура.......................................209

Формула 180: циркуляционная температура в вертикальных и наклонных интервалах .. 209

Формула 181: циркуляционная температура в горизонтальных интервалах........212

Формула 182: КСНС..........................................................215

Формула 183: фактор потенциального перетока................................217
ОГЛАВЛЕНИЕ

Часть первая:

Организация службы супервайзинга в бурении. Основные формулы и расчеты............................3

1.	КОНЦЕПЦИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СЛУЖБ СУПЕРВАЙЗИНГА И ИНЖИНИРИНГА В ДОБЫВАЮЩЕМ
ПРЕДПРИЯТИИ.................................................................................  5

1.1.	ПОДХОДЫ К ФОРМИРОВАНИЮ СЛУЖИ СУПГРПАЙЖИГА И ИНЖИНИРИНГА В ДОЧЕРНИХ ОБЩЕСТВАХ ДОБЫВАЮЩИХ
КОМПАНИЙ........................................................♦.........................  5

1.2.	Организации работы о облас ти промышленной безопасности и охраны окружающей среды.....14

1.3.	Работа заказчика с привлгче иными подрядчиками по супервайзингу.......................16

1.4.	Оснащенность рабочего места супервайзеров..................................................17

2.	РАССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙ И ИНЦИДЕНТОВ В БУРЕНИИ.........................19

2.1.	Неоправданный риск как одна из причин возникновения аварий и инцидентов...............19

2.2.	Отсутствие информации от исполнителей или ее игнорирование как ключевая причина возникновения
аварий и инцидентов........................................................................20

2.3.	Алгоритм расследования причин аварий и инцидентов.........~...........................22

3.	ОСНОВНЫЕ ФОРМУЛЫ......................................................:..................24

3.1.	Площади простейших фигур .............................................................24

3.2.	Объемы фигур.....................................................................    25

3.3.	Коэффициент кавернозности.............................................................27

3.4.	Расчет запаса ог»ъг ма жидкости в кольцевом пространстве относительно номинального ствола скважины. 27

3.5.	Вместимость труб......................................................................28

3.6.	Вычисление объема неполной горизонтальной цилиндрической емкости............  *.......29

3.7.	Вместимость кольце пого пространства между открытым стволом (или обсадной колонной) испущенной
обсадной колонной (или бурильной трубой)...........л.......................................30

3.8.	Вместимос ть между несколькими трубами, спущенными в открытый ствол (или обсадную колонну).31

3.9.	Расчет протяженности жидкости в трубном или кольцевом пространстве.........................31

3.10.	Плотность..........................................................................  31

3.11.	Давление...?.........................................................................32

3.12.	Расчет вертикали наклонного участка..................................................34

3.13.	Расчет коэффициг нтл плавучести (потерцвеса при погружении в жидкость) и веса для тел, погруженных в
жидкость...............................................................................    35

3.14.	Давление всплытия колонны(критическоедавление циркуляции)............................36

3.15.	Эпюры потерь давления в скважине.....................................................38

3.16.	Определение давления начала приемистости (1еак огг те&т).............................39

3.17.	Максимальная допустимая плотность раствора глушения.......................................40

3.18.	Определение давления на стояке при загерметизированном устье и наличии обратного клапана в
компоновке......................................................................................40

3.19.	Изменение давления при изменении подачи насоса (формула помбура)..........................40

3.20.	Изменение давления при изменении подачи насоса (инженерный расчет)........................41

3.21.	Плотность раствора со шламом в кольцевом пространстве.....................................42

3.22.	Требуемое количество утяжелителя для увеличения плотности бурового раствора..........43

3.23.	Требуемое количество жидкости для разбавления раствора (снижение плотности раствора).44
3.24.	Установка слага в бурильных трубах перед СПО (расчет объема).............................45

3.25.	Расчет объема слага при известной его плотности..........................................45

3.26.	Расчет плотности слага перед проведением СПО.............................................46

4.	ПРИХВАТЫ......................-...............................................................48

4.1.	Дифференциальные прихваты................................................................ 49

4.1.1.	Механизм возникновении дифференциального прихвата в скважине .........................49

4.1.2.	Факторы, способствующие возникновению дифференциального прихвата......................50

4.1.3.	Визитная карточка дифференциального прихвата..........................................53

4.1.4.	Определение верхней границы прихвата..................................................54

4.1.5.	Порядок определения удлинения бурильной колонны при во тикновении прихвата............57

4.1.6.	Действия при возникновении дифференциального прихвата	...........58

4.1,7.	Процедура доведения крутящего момента до места прихвата ..............................59

4.1.8.	Оценка прижимной силы дифференциального прихвата	.......................60

4.2.	Прихват по причине плохой очистки ствола скважины.........................................62

4.2.1.	Режимы движения жидкости в скважине	62

4.2.2.	Факторы, влияющие на качество очистки вертикальных скважин ...........................62

4.2.3.	Качество очистки ствола в наклонных и горизонтальных скважинах........................63

4.3.	Признаки некачественной очистки ствола скважины, которые могут принт стик но тникнопению прихвата.... 66

4.4.	ВИЗИТ11ая карточка прихвата ЛО причине плохой очистки ствола скважины	.................67

4.5.	Ликвидация прихвата, обусловленного плохой очисткой ствола с кважины .....................69

4.6.	Обратная проработка ствола скважины.......................................................69

4.7.	Скорость проскальзывания частиц шлама в растворе......................................... 71

4.7.1.	Скорость проскальзывания частиц шлама для ньютоновских жидкостей	...........71

4.8.	Скорость проскальзывания частиц шлама в растворе {для жидкостей, подчинимицихс я степенному закону и
закону Гершеля - Балкли)........................................................................73

4.9.	Транспортное соотношение бурового раствора................................................75

4.10.	Условия успешного выноса породы из скважины............................................  76

4.11.	Прихваты по причине заклинки на участке со сложной геометрией с г пола...................77

4.11.1.	Желобообразовоние....................................................................77

4.12.	Визитная карточка прихвата в желобе.....................................................77

4.13.	Предупреждение заклинки КНБК в желобе.....................................................79

4.13.1.	Заклинка КНБК в местах мелких искривлений	...............................80

4.14.	Визитная карточка прихвата в мелких искривлениях........................................ 81

4.15.	Действия при заклинке КНБК в желобе или в мелких искривлениях............................81

4.16.	Ликвидация прихватов обсадных колонн.....................................................82

4.17.	Жесткость компоновок и обсадных колонн..................................................83

4.18.	Определение допустимых усилий при расхаживании прихваченных труб.........................84

4.19.	Расчет количества оборотов ротора до начала деформации труб (ы I уче та коэффициента трения и замков)85

4.20.	Определение критической нагрузки на крюке с учетом КПД талевой системы..................86

5.	УТСАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН.....................................................................87

5.1.	Установка жидкостных ванн в вертикальных скважинах........................................87

5.2.	Рекомендации для приготовления буферных жидкостей при установке жидкостных ванн в вертикальных
скважинах.......................................................................................87

5.3.	Расчет установки жидкостных ванн в вертикальных скважинах.................................88

5.3.1.	Алгоритм расчета................................................................  ....88

5.4.	Установка жидкостных ванн в горизонтальных скважинах и в скважинах с большим отходом от вертикали 97

5.4.1.	Рекомендации для приготовления буферных жидкостей при установке жидкостных ванн в
горизонтальных скважинах и в скважинах с зенитными углами свыше 50“...........................................97

5.4.2.	Режим течения облегченной жидкости при ее закачке в скважину и этапы установки ванн в
горизонтальных скважинах.......................... ........................................  98
5.4.3.	Алгоритм расчета.................................................................... 99

6.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ....................................................................  107

6.1.	Расчет эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП).....................................107

6.1.1.	Определение параметров жидкости и модели ее течения...............................  108

6.1.2.	Определение линейной скорости потока в кольцевом пространстве.......................109

6.1.3.	Определение критической скорости потока жидкости в кольцевом пространстве...............109

6.1.4.	Определение режима течения жидкости в кольцевом пространстве............................109

6.1.5.	Определение потерь давления на трение в кольцевом пространстве..........................110

6.2.	Расчет потерь давления внутри бурильной колонны.........................................115

63.	Гидродинамическое давление и давление разряжения, создаваемое ори СПО КНБК с обратным клапаном
(закупоренная труба)........................................  ................................116

6.4.	Гидродинамическое давление и давление разряжения, создаваемые при СПО воронки (открытая труба).122

7.	ПОГЛОЩЕНИЯ............................................................-.....................128

7.1.	Расчет коэффициента поглощающей способности.............*...............................128

7.2.	Определение максимально возможной скорости проходки при начале поглощения, при которой
возможно пробурить поглощающий интервал, не снижая производительности насоса..................131

73.	Расчет относительного давления в поглощающем горизонте............,.....................132

7.4.	Расчет плотности раствора, обеспечивающего нормальную циркуляцию при возникновении поглощения в
скважине....................................................................................  133

7.5.	КОЛЬМАТИРУЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ.........................133

7.6.	Установка изолирующих тампонов..........................................................134

7.7.	Расчет глубины установки конца бурильных труб для закачки в пласт быстросхватывающихся смесей и
изолирующих тампонов ..........................................«..............................135

7.8.	Меры по предупреждению поглощений...............................  ?.........................135

7.9.	Некоторые правила при бурении поглощающего интервала без выхода циркуляции..............136

8.	РАБОТА С КОЛОННОЙ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ............................................................138

8.1.	Маркировка бурильных труб...................................................................138

8.1.1.	Маркировка отечественных бурильных труб.................................................139

8.1.2.	Маркировка приварных замков отечественных стальных бурильных труб...................140

8.1.3.	Маркировка труб зарубежного производства...................................1........141

9.1.4.	Износ бурильных труб...,,..,........................................................142

8.2.	Хранение бурильного инструмента.......................................................  142

9.	ПОЛОМКИ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ......................................................................144

9.1.	Элементы А0Ю5..................................................................      ...144

9.2.	Разрыв в результате превышения нагрузок на растяжение...................................144

93.	Поломки в результате комбинации нагрузок растяжения и кручения........................  145

9.4.	Поломки в результате скручивания........................................................146

9.5.	Промыв резьбового соединения замка бурильной трубы в результате его недокрепления.......147

9.6.	Усталостные разрушения стальных бурильных труб..........................................147

9.7.	Поломки ЛБ! В РЕЗУЛЬТАТЕ УСТАЛОСТНЫХ разрушений.........................................152

9.8.	Поломки труб в резулыатг избыточных наружного и внутреннего давлений (разрыв и смятие труб).153

9.9.	ДЕЙСТВИЕ нагрузок на бурильную колонну во время бурения, ликвидации прихвата или аварии.154

9.9.1	Осевые напряжения..................................................................    154

9.9.2.	Напряжения, перпендикулярные оси трубы..............................................156

9,9.3.	Результирующие напряжения...........................................................157

9.10.	Складывание инструмента. Синусоидальный изгиб (баклинг)................................159

9.11.	Вибрации бурильной колонны...........................................................  161

9.11.1	Расчет критических оборотов ротора (силового верхнего привода), при которых возможно
возникновение вибраций бурильной колонны......................................................162

9.11.1.1	Для продольных колебаний:........................................................162
9.11,1.2	. Для поперечных колебаний:.............................................................162

10.	НЕКОТОРЫЕ ПРАКТИКИ ВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН.........................163

10.1.	Процедуры отворота бурильных труб.............................................................163

10.1.1.	Отвинчивание (примерный порядок выполнения работ).........................................163

10.1.2.	Химическое резание......................,.................................................................................. 164

10.1.3.	Кумулятивное резание......................................................................165

10.2.	Процедура ловильных работ при сломе инструмента...............................................166

10.3.	Выбор инструмента для проведения ловильных работ при полете труб с устья скважины.............168

10.4.	Процедура работ по извлечению мелких предметов................................................169

10.5.	Работа по извлечению мелких предметов «пауком»................................................170

10.6.	Процедура работ по ликвидации аварий с кабелем................................................171

10.7.	Извлечение из скважины прихваченных пакеров...................................................173

Часть вторая:

Цементирование скважин..................................................................................175

11.	ВИДЫ РАБОТ ПО ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ......................................................................177

12.	ВЫЧИСЛЕНИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН................................................179

12.1.	Расчеты, необходимые для первичного цементирования...........................................  179

13.	ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ЖИДКОСТИ.................................................................183

13.1.	Введение.....................................................................................  183

13.2.	Интерпретация показаний вискозиметра..........................................................185

13.3.	Четыре базовые модели жидкости................................................................185

14.	РАСЧЕТЫ ПОТОКОВ И ПОТЕРЬ ДАВЛЕНИЯ НА ТРЕНИЕ ПРИ ЗАКАЧКЕ ЖИДКОСТЕЙ.................................190

14.1.	Полный расчет параметров жидкости для моделей жидкости, подчиняющихся СП иг иному (акону
(Роууен-1аУ|/) и закону Гершеля - Балкли (Нензснее- Вткееу)...........................................191

14.2.	Полный расчет потерь давления на трение жидкостей.............................................200

14.2.1.	Число Рейнольдса и режимы потока жидкостей................................................201

15.2.2.	Определение числа Рейнольдса для жидкости, подчиняющейся степенному закону................204

15.2.3.	Расчет потерь давления на трение..........................................................205

15.	РАСЧЕТЫ ТЕМПЕРАТУРЫ В СКВАЖИНЕ....................................................................208

15.1.	Введение......................................................................................208

15.2.	Расчет температурного градиента...............................................................208

15.3.	Расчет статической тем лературы.............................................................  209

15.4.	Расчет циркуляционной температуры...........................................................  209

15.4.1.	Расчет циркуляционной температуры для вертикальных и наклонно-направленных
скважин, глубиной свыше 3000м:.....................................................................209

15.4.2.	Расчет циркуляционной температуры для вертикальных и наклонно-направленных
скважин глубиной менее 3000 м.................................................................................................. 210

15.4.3.	Расчет циркуляционной температуры для горизонтальных интервалов...........................212

16.	ФАКТОР ПОТЕНЦИАЛЬНОГО ПЕРЕТОКА....................................................................214

16.1.	Введение......................................................................................214

16.2.	Расчет КСНС...................................................................................215

16.3.	Расчет фактора потенциального перетока......................................................  217

16.4.	Интерпретация значений ФПП....................................................................218

17.	ЗАДАЧИ И ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ...........................................221

17.1.	Пример расчетов для секции «Направление» наружным диаметром 630 мм стермоизолирующими
СТЕНКАМИ..........................................................................................    221
17.2.	Пример расчетов для секции «Направление» 426 мм..............................................226

18.3.	Пример расчетов для секции «Кондуктор» 324 мм................................................230

17.4.	Пример расчетов для секции ОК 245 мм.........................................................240

18.	РАСЧЕТЫ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ...............................................246

18.1.	Общие сведения о цементных мостах..........................................................  246

18.2.	Рекомендации по установке цементных мостов на равновесие.....................................247

18.2.1.	Рекомендации для ВУС в качестве опоры для цементного моста..............................................247

18.2.2.	Объем буферной жидкости..................................................................247

18.2.3.	Протяженность цементного моста...........................................................248

18.2.4.	Рекомендации по параметрам цементного раствора и лабораторному тестированию. ...248

18.2.5.	Рекомендации по компоновке низа бурильной колонны при установке цементных мостов..249

18.2.6.	Рекомендации по закачке и движению инструмента во время установки цементного
моста...........................................................................................  250

18.2.7.	Рекомендации по подъему инструмента и хвостовика из цементного моста.....................250

18.2.8.	Рекомендации по срезке (циркуляции) во время установки цементного моста..................251

18.3.	Расчеты при установке цементных мостов на равновесие.............<...........................251

18.4.	Пример установки цементного моста на равновесие..............................................255

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.......................................................................................260

ФОРМУЛЫ.................................................................................................261
ИИЯНИНН^ИШй