Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Из всего многообразия рекомендованных составов немногие нашли практическое применение, а результативных еще меньше.

Определенный интерес могли бы представить методы, основанные на создании в пласте на уровне ГНК протяженного радиального изолирующего экрана. Наиболее эффективными из проведенных работ по ограничению газопритоков в нефтяные скважины оказались РИР, где в качестве газоизолирующих композиций использовались:

водорастворимый тампонажный состав (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров в КОС;

вязкоупругий состав на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров (ВУС, ГОС). Эти составы в пластовых условиях в широком диапазоне температур вступают в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием геля элементоорганических полимеров, которые селективно закупоривают поры горной породы. Применение ВУС на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров в качестве газоизолирующей композиции опробовано на многих скважинах Лянторского месторождения.

Изоляция достигается в результате адсорбции и механического удержания молекул полимера в пористой среде путем создания вязкоупругой структуры, обеспечивающей блокирование зоны фильтрации газа.



10.4 ОГРАНИЧЕНИЕ ВОДОПРИТОКОВ СОСТАВАМИ АКОР

Одним из способов решения проблемы водо-притоков в нефтяных и газовых пластах и водоперетоков через каналы некачественно зацементированного заколонного пространства является АКОР, разработанный в б.ВНИИКРнефти (Л. А. Скородиевская, А. М, Строганов и др.); и применяющегося в различных модификациях.

Анализ свойств значительного числа водоизолирующих материалов и результатов их применения в различных геолого-технических и климатических условиях приводит к выводу о том, что многие составы имеют определенный набор полезных качеств, однако составы, обладающие комплексом всех необходимых свойств, отсутствуют. В наибольшей степени всем требованиям, предъявляемым к водоизолирующим свойствам, отвечают составы на основе кремнийорганических соединений АКОР.

Эти составы широко применяются последние 15 лет и претерпели изменения от быстро отверждающихся хлорисиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров до водонаполненных композиций. В нефтяной промышленности для ограничения водопритоков в скважины были использованы двух- и трехкомпонентные составы АКОР (АКОР-2, АКОР-4, АКОР-Б), которые готовили из отдельных компонентов непосредственно перед их применением. Первым из водонаполненных кремнийорганических составов является АКОР-4. Он успешно применен почти в 500 скважинах Западной Сибири. Но его приготовление вызывало некоторые затруднения, и поэтому разработан состав АКОР-Б с улучшенными характеристиками. Это одноупаковочный состав. Его можно применять как в товарном виде, так и готовить на его основе водонаполненные составы.

Составы АКОР -- легко фильтрующиеся жидкости вязкостью 1,2-100 мПа. с (АКОР-Б имеет вязкость 1-3 мПа·с) и плотностью 0,97-1,20 г/см³. Селективность воздействия их на водонасыщенные участки пласта, регулируемые время отверждения и вязкость, позволяют с большей эффективностью проводить водоизоляционные работы, Полное отверждение составов по объему обеспечивает продолжительный эффект тампонирования при больших депрессиях. Они могут быть использованы в широком интервале пластовых или забойных температур: от 15 до 300° С, способны отверждаться под действием воды любого типа и любой минерализации. Температура замерзания ниже --50°С, составы АКОР обладают высокой адгезией к породе пласта, достаточной прочностью и др.

Составы АКОР в последних модификациях технологичны, без труда могут применяться в больших объемах. Технология применения отработана и уточнена на тысячах скважин в СНГ и странах дальнего зарубежья.

Существующая технология с применением составов АКОР направлена на снижение добычи воды и повышение текущих дебитов нефти, увеличение межремонтного периода и повышение успешности работ. Технология предназначена для ограничения притока вод при прослойном, подошвенном обводнениях и ликвидации водоперетоков по негерметичному цементному кольцу, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Работы могут проводиться при механическом и фонтанном способах эксплуатации с подъемом и без подъема подземного оборудования. Отсутствие операций по разбуриванию и повторной перфорации ствола скважины значительно снижает трудоемоксть и стоимость ремонтно-изоляционных работ.

Технология предусматривает также совместное использование состава АКОР и цемента. Подобные работы проводят в скважинах, где одной из причин обводнения являются заколонные перетоки из выше- и нижележащих интервалов пласта, а также приток подошвенных вод. Докрепление цементом выполняли в тех случаях, когда необходимо было восстановить крепь скважины. Применение технологии по схеме АКОР + цемент, где используются материалы с различной способностью по закупориванию поровых каналов, обусловливает высокую эффективность изоляционных работ. При последовательной закачке двух тампонажных материалов происходят тампонирование мелких пор и микротрещин фильтрующимся составом АКОР, обладающим высокой проникающей способностью, и заполнение крупных трещин цементным раствором. В результате достигается наибольшая эффективность работ. Высокая технологическая успешность при использовании указанной схемы быть достигнута и в нагнетательных скважинах.

Наибольшая эффективность по предупреждению водопритоков достигнута при обводнении скважин по прослоям, разобщенным непроницаемыми прослоями мощностью более 1 м. Наименее успешны работы по борьбе с обводнением скважин при прорыве фронта нагнетаемых вод по монолитному пласту. Продолжительность водоизоляционного эффекта при этом типе обводнения зависит от местоположения скважины в системе разработки. Если скважина расположена в первом добывающем ряду от нагнетательного ряда, то продолжительность эффекта изоляции в 2-3 раза меньше по сравнению с расположением скважины в стягивающем ряду. Для других видов обводнения такой зависимости не прослеживается. Успешные операции проведены при трех- и пятирядных блоковых системах разработки. Наиболее целесообразно применение селективных материалов АКОР при изоляции пластов-обводнителей в скважинах, эксплуатирующих совместно два и более объектов.

А. М. Строганов, Л. А. Скородиевская и М. Л. Мирная исследовали коррозийную стойкость состава АКОР-Б. Скорость коррозии определяли по изменению массы образцов, выдержанных в испытуемом составе в течение 3 часов. Исследования при 20° С проводили в динамике с использованием лабораторного продольного встряхивателя, при 50° С -- в термостате в статических условиях. Результаты (средние величины по 5 опытам) приведены в табл. 10.10. Для сравнения взят АКОР-Б, не разбавленный водой.

Изучение коррозионной активности АКОР-Б показало, что при водоизоляционных работах можно использовать имеющееся промысловое оборудование.

Для определения температуры замерзания состава проведены исследования в климатической камере. Образцы состава выдерживали в камере в течение 3 ч. при --50°С и далее такое же время при --60°С. Образцы не замерзали.

Сроки хранения АКОР-Б изучали на образцах проб, помещенных в плотно закрытых емкостях и хранящихся при температуре окружающего воздуха в течение 12 мес. Повторные проверки свойств состава проводили через каждые 4 мес. Результаты показали, что свойства материала практически не изменяются в течение года, то есть срок сохраняемости АКОР-Б не менее 12 мес.

Кремнийорганические полимерные материалы обладают высокой термической устойчивостью, однако, в присутствии воды процессы деструкции связи Si -- О -- Si, приводящие к механическому разрушению материала, протекают активно. В целях определения продолжительности эффекта тампонирования и водоизоляции отдельных пластов или интервалов пласта при нормальных (60--100°С) и высоких температурах (100-- 250°С) Л. А. Скородиевской, А. М. Строгановым и Ю. Н. Янковским была изучена гидротермальная стойкость отвержденных составов АКОР-1, АКОР-2, АКОР-4 и АКОР-Б. Вывод: Наиболее устойчивыми являются составы АКОР-Б и АКОР-2. Водоизолирующий экран из АКОР-4 не столь долговечен, как из АКОР-2 и АКОР-Б. Составы АКОР-1, АКОР-2 и АКОР-Б можно использовать для длительного отключения отдельных интервалов или пластов, в том числе с высокими температурами, а АКОР-4 наиболее целесообразен для ремонтно-изоляционных работ в скважинах с пластовыми температурами до 100--120°С. Но в реальных условиях скорость разрушения материала будет значительно ниже.

Высокую тампонирующую способность составов АКОР подтверждают исследования, проведенные теми же авторами на установке УИПК-1М с модельными песчаными кернами. Результаты обработок кернов составами АКОР после суток тер-мостатирования при 250° С и давлении 15 МПа (табл. 10.11) показывают снижение их проницаемости более чем на 99%. Градиент давления прорыва воды через обработанные керны не менее 60 МПа/м.

Таблица 10.10

Коррозионная активность АКОР-Б

Состав	Скорость коррозии стали, г/м3, ч
	в статике при температуре, °С	в динамике при 20° С
	20	50
АКОР-Б: вода =1: 3 АКОР-Б	1,1 0,9	2,5 2,3	1,8 0,8

Таблица 10.11

Изменение проницаемости модельных кернов, обработанных составами АКОР

Водоизолирующий материал	Проницаемость керна, мкм2
	до обработки	после обработки
АКОР-1	0,21	0,10-102
АКОР-2	0,19	0,08-102
АКОР-4	0,22	0,15-102
АКОР-Б	0,22	0,1 3-102

О гидролитической стойкости отвержденного материала можно также судить по изменению проницаемости кернов, обработанных составами АКОР, в процессе выдержки их в пластовой воде при температуре 25°С.

В течение первых дней выдержки образцов в воде наблюдается дальнейшее снижение их проницаемости. Высокие тампонирующие свойства сохраняются в течение длительного времени. Измерение проницаемости образцов, обработанных АКОР, показывает, что даже через 4 года она снижается в 500 и более раз.

Усиление тампонирующих свойств материалов в течение первых дней воздействия воды на керны объясняется более глубоким гидролизом исходных соединений и их дальнейшей поликонденсацией, а также взаимодействием их с поверхностью породы.

Высокая стойкость кремнийорганического полимера к разрушению в пластовых условиях подтверждена продолжительным эффектом проведенных водоизоляционных работ с применением составов АКОР на месторождениях Западной Сибири и Краснодарского края, где скважины работают с эффектом 1,5-2 года, а ряд скважин -- 3-4 года при продолжающемся эффекте. В то же время термическое и гидролитическое разрушения данных материалов с экологической точки зрения имеют и положительную сторону, так как в пласте со временем все же происходит разрушение материала,

причем образуются в основном экологически чистые продукты -- силикаты.

На основании изложенного можно сделать следующие выводы:

Тампонажный материал АКОР является гидролитически стойким при температурах до 250° С и выше, что обеспечивает длительный водоизолирующий эффект.

Гидролитическая стойкость материала в пористой среде повышается в результате его взаимодействия с активными группами поверхности породы.

В результате взаимодействия продуктов гидролитического разрушения полимеров с катионами металлов, содержащимися в пластовой воде, образуются труднорастворимые соли поликремниевой кислоты, которые обеспечивают вторичное тампонирование пористой среды.

Основными продуктами гидролитического разрушения материалов АКОР являются экологически чистые продукты --силикаты.



11. ЗАБУРИВАНИЕ НОВЫХ СТВОЛОВ КАК СПОСОБ РЕМОНТА СУЩЕСТВУЮЩИХ СКВАЖИН

Вырезка окна и бурение второго (и последующего) ствола в бурящихся и эксплуатационных обсаженных скважинах является одним из видов ремонтных работ с целью сохранения прежнего ствола скважины и снижения стоимости добычи углеводородного сырья. Этот способ применяют тогда, когда известными методами ствол скважины нельзя отремонтировать, а бурение новых скважин нерентабельно.

Изложенный в данной главе метод обеспечивает повышение степени извлечения нефти и газа и восстановление бездействующего фонда скважин, закрытых по различным техническим, технологическим и геологическим причинам.

Этот метод заключается в установке цементного моста и клина-отклонителя, вырезке окна в стенке обсадной колонны на заданной глубине по заданному азимуту, бурении с заданным наклоном и кривизной скважины, расширении при необходимости ее диаметра, спуске обсадной колонны-хвостовика, креплении колонны, перфорации (если спуск колонны производится без фильтра). Метод технологически прост, экономически выгоден.

На основе опыта применения зарезки и бурения второго ствола в эксплуатационных скважинах можно следующим образом сгруппировать скважины, где использование метода является наиболее целесообразным.

Бездействующие, в которых в результате сложной аварии с подземным оборудованием забивается ствол.

С наличием дефектов в эксплуатационной колонне (слом, смятие или отвод), не поддающихся исправлению.

Выбывшие из эксплуатации вследствие нарушения призабойной зоны, восстановить которые известными способами невозможно.

В которых при опробовании произошли прорывы высоконапорных нижних вод, не поддающихся изоляции, при этом новый ствол бурят без вскрытия горизонтов, являющихся источниками обводнения нижними напорными водами.

Бездействующие вследствие прорыва верхних вод, не поддающихся изоляции.

Расположенные на участках, где по условиям и состоянию разработки пласта бурить новые скважины нецелесообразно.

При зарезке и бурении второго ствола в каждом случае вновь вскрываемые пласты тщательно исследуют известными методами. В отличие от других известных способов восстановления скважин применение метода зарезки, помимо ввода в эксплуатацию данной конкретной скважины, позволяет детально изучить текущее состояние разрабатываемых пластов и решать следующие задачи:

определять положение текущего водонефтяного контакта (ВНК) в разрабатываемых объектах;

на основе оценки текущего состояния разработки горизонтов выявлять полноту нефтеизвлечения;

вносить коррективы в предшествующую разработку и выявлять отдельные целики нефти;

выявлять объекты эксплуатации, пропущенные предшествующей разработкой;

восстанавливать сетку скважин для пластов, подверженных методам искусственного воздействия, с целью создания равномерной сетки в пределах разрабатываемого объекта, что имеет большое значение для повышения эффективности процессов воздействия на залежи.

Технологический цикл при производстве работ включает в себя следующие этапы:

Организационно-технический (доставка и монтаж оборудования, обеспечение материалами, инструментом, оснасткой и другой технологической техникой; по окончании работ демонтаж и вывоз оборудования, инструмента и т. п.).

Подготовительный (шаблонирование, обследование, выбор места в колонне для вскрытия «окна» и другие работы по мере необходимости).

Основной (приготовление цементного и бурового растворов, установка цементного моста, клина-отклонителя; вырезка «окна», бурение, электрометрические работы, спуск колонны-хвостовика, крепление колонны, перфорация и вскрытие продуктивного горизонта.

4. Оценку качества зарезки второго ствола скважины.Рекомендуется вскрывать «окна» в интервалах, сложенных

Сущность этого метода заключается в том, что в заданном интервале эксплуатационной колонны при помощи набора специальных инструментов прорезают окно-отверстие, через которое пропускают долото на бурильных трубах, бурят новый ствол скважины под необходимым углом наклона до проектной глубины, проводят комплекс геофизических работ, а затем спускают и цементируют обсадную колонну (хвостовик), после чего производят вскрытие и освоение продуктивного пласта скважины.

Для зарезки второго ствола старого фонда скважин используется следующее оборудование.

Буровая машина (установка). Работа по зарезке и бурение вторых стволов скважин выполняются как со стационарных буровых установок, так и с помощью подъемников на базе автомобильных шасси и тракторов. Грузоподъемность талевой системы зависит от глубины зарезки второго ствола скважины и должна быть не менее 75 т.

При использовании комплекса из трех фрезеров-райберов работы начинаются райбером с наименьшим диаметром при нагрузке 20--30 кН и частоте вращения ротора 40--60 об./мин. По мере углубления райбера частота вращения увеличивается до 50--70 об./мин. при той же нагрузке. После вскрытия «окна» длиной 1,4--1,6 м от конца отклонителя (т. е. нижний конец райбера выходит из соприкосновения с колонной) частота вращения увеличивается до 80--90 об./мин., а нагрузка снижается до 10--15 кН. Вторым райбером при нагрузке 10--15 кН разрабатывают и расширяют интервал, пройденный первым райбером по всей длине отклонителя. Третьим райбером обрабатывают стенки «окна» и обеспечивают выход в породу. Если третий райбер без вращения свободно проходит «окно» и имеет при этом диаметр не менее 142 мм, то «окно» считается полностью вскрытым и обработанным. При использовании комбинированного райбера и райберов типа РПМ и РЦ рекомендуется осевая нагрузка 15--30 кН и частота вращения 60--90 об./мин. Насосные агрегаты. Для подачи и циркуляции жидкости при вырезке окна и бурении, а также для подачи цементных (тампонажных) растворов могут быть применены цементировочные агрегаты типа ЦА-320, ЦА-400 и др.

Рис. 11.1. Схема расположения бурового оборудования при бурении вторых стволов:

1-буровой насос; 2-приёмная ёмкость; 3-желоб; 4-редуктор; 5-станция управления; 6-лебёдка; 7-привод ротора; 8-стояк; 9-ротор; 10-нагнетательная линия бурового насоса.

Схема расположения бурового оборудования и оснастки приведена на рис. 11.1.

Инструмент. Процесс зарезки второго ствола обеспечивается следующим инструментом:

бурильными трубами;

насосно-компрессорными трубами;

клином-отклонителем;

комплектом долот;

расширителем;

комплектом райберов-фрез;

шаблоном;

При использовании универсального вырезающего устройства УВУ нет необходимости в отклонителях и райберах.

С помощью УВУ вырезают участок эксплуатационной колонны длиной 5-6 м в намеченном интервале зарезки. Затем с помощью двухшарнирного турбинного отклонителя ОТ2Ш-127 и винтового забойного двигателя Д-127 забуривают новый ствол. Проверка внедрения резцов УВУ в обсадную колонну в начале прорезания «окна» производится без нагрузки в течение 10-15 мин. Затем нагрузка увеличивается до 5--10 кН при расходе жидкости 10-12 л/с. Торцевание обсадной колонны осуществляется увеличением нагрузки от минимальной до 50 кН при том же расходе по мере срабатывания резцов.

Заканчивание и освоение скважины (второго ствола) проводится как обычно.

11.1 ТЕХНОЛОГИЯ ЗАРЕЗКИ ВТОРЫХ СТВОЛОВ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Перед спуском отклонителя колонну необходимо обследовать печатью, диаметр которой должен быть на 10--12 мм меньше внутреннего диаметра колонны. Затем спускают направление (шаблон), чтобы установить возможность спуска отклонителя. Определяют диаметр и длину направления. После этого с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют местонахождение двух или трех муфт обсадной колонны, между которыми будет вскрыто

«окно».

Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства тела трубы резко отличаются от магнитных свойств на участке муфты. Поэтому при прохождении прибора внутри муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются, в результате чего на выходе магнитного зонда появляется импульс ЭДС, записываемый на диаграмме в виде пики.

Рис. 11.2. Глубинный механический фиксатор 1ФГМ-168

Местонахождение муфт гидрорасширителем определяют следующим образом: гидрорасширитель спускают в скважину на бурильных трубах и устанавливают его на 20-30 м выше места, где намечено вскрытие «окна». В колонну бурильных труб закачивают жидкость, в результате чего резцы выходят из корпуса расширителя и упираются во внутреннюю поверхность обсадной колонны. Не прекращая закачки жидкости, гидрорасширитель осторожно спускают вниз. В месте расположения муфты резцы гидрорасширителя упираются в стык обсадных труб, что отмечается на гидравлическом индикаторе веса. Для продвижения гидрорасширителя вниз прекращают закачку жидкости, в результате чего резцы заходят в корпус; затем гидрорасширитель опускают на 0,3-0,4 м и вновь закачивают жидкость, чтобы создать давление для выдвижения резцов. Местоположение последующих муфт определяют так же, как и предыдущей.

Затем гидравлический расширитель поднимают из скважины и создают цементный стакан в колонне с расчетом установки отклонителя между муфтами.

Если место установки отклонителя выбрано неправильно, то райбер в процессе вскрытия «окна» может попасть на муфтовое соединение, а это приведет к значительному увеличению времени на зарезку, к нарушению колонны, а иногда и к другим осложнениям.

Если после бурения второго ствола планом работ предусматривается спуск «хвостовика», а не сплошной колонны, то по окончании срока твердения цемента колонну необходимо испытывать на герметичность.

Для совмещения работ по определению местонахождения одного или нескольких муфтовых соединений эксплуатационной колонны и создания цементного стакана под отклонитель применяют глубинный механический фиксатор.

Глубинный механический фиксатор 1ФГМ-168 (рис. 11.2) состоит из корпуса, узла фиксации, узлов центрирования и патрубка с ловушкой.

Корпус 1 изготовлен в виде ствола с приваренными к нему наконечниками и ребрами. Резьба в верхней части корпуса служит для присоединения к колонне заливочных труб. Узел центрирования представляет собой три центрирующие пружины 9, закрепленные в корпусе. Узел фиксации состоит из трех защелок 3, подпружиненных консольными пружинами 2 и закрепленных в прорезах корпуса пальцем 4 и штифтом 5, а также поршня 6, закрепленного в корпусе установочным винтом 8.Патрубок с муфтой и ловушкой 7, соединяемые с нижним концом корпуса при помощи резьбы, служат для создания цементного забоя и улавливания поршня с целью повторного использования. Зарезку второго ствола скважины осуществляют по одному из двух вариантов установки клина-отклони-теля:

а. первый -- с ориентированием по азимуту;

б. второй -- без ориентирования по азимуту.

Отклонитель для вырезки окна устанавливают как на клиньях с опорой на цементный мост (пробку-мост) за счет зацепления его с колонной, так

и его цементированием в колонне.

Существует три типа профилей отклонения вторых стволов к основному, которые могут быть применены при проектировании (рис. 11.3).

Технологическая последовательность операций при зарез-ке второго ствола скважины обычно следующая:

1. Шаблонирование и выбор интервала в колонне для вырезки окна.

2. Установка цементного моста (опоры).

3. Очистка скребком внутренней поверхности обсадной колонны под якорь в интервале установки клина-отклонителя.

4. Спуск и крепление клина-отклонителя в обсадной колонне.

5. Спуск райбера и вырезка окна в колонне.

6. Бурение второго ствола скважины с набором заданной по проекту кривизны.

Проведение комплекса геофизических работ при необходимости.

Проработка второго ствола (расширение) перед спуском обсадной колонны (хвостовика) при необходимости.

Спуск, цементирование, опрессовка колонны-хвостовика во втором стволе скважины.

Перфорация колонны-хвостовика (если проектом не предусмотрен монтаж фильтра в колонне).

Освоение продуктивного пласта в скважине.

Рис. 11.3. типы профилей, которые могут быть использованы при бурении вторых стволов:

А-отклонение забоя второго ствола от вертикали;

R-радиус ствола на участке набора кривизны;

б-зенитный угол.

Перед началом производства работ по вырезке окна и бурению второго ствола колонну шаблонируют и выбирают интервал для вскрытия окна в колонне.

Диаметр Д_ш и длину L_ш шаблона определяют по формулам:

Д_ш = Д₀ + (3 ч 4) мм,

L_ш = L₀+ (2ч3)м,

где До -- наибольший диаметр отклонителя, мм;

L₀ -- длина отклонителя, м.

При выборе глубины вырезки окна в колонне необходимо учитывать конструкцию скважины, характер залегающих пород, техническое состояние колонны и т. д.

После шаблонирования с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют местонахождение двух или трех муфт обсадной колонны, между которыми производится вырезка окна.

При необходимости операцию шаблонирования можно совместить с очисткой колонны, применяя при этом скребок.

11.2 УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНОГО МОСТА

Цементный мост по известной технологии уста навливают ниже на 3ч5 м глу-

бины вырезки окна в эксплуатационной колонне; он служит опорой для установки клина-отклонителя.

С целью экономии цемента и сокращения времени вместо цементного моста устанавливается пробка-мост (рис. 11.4), которая обеспечивает надежное зацепление с внутренней стенкой обсадной колонны при расширении алюминиевого корпуса пробки под воздействием набухания невзрывчатого разрушающего средства (НРС-1) на водной основе, заправляемого в полость пробки перед ее спуском в скважину.



Рис. 11.4. Пробка-мост ПМ-1:

а) спуск пробки-моста к месту её установки;

б) подъём троса (срез штифта) после установки пробки-моста.

11.3 СПУСК И КРЕПЛЕНИЕ КЛИНА-ОТКЛО-НИТЕЛЯ В КОЛОННЕ

Для вырезки окна в обсадной трубе и бурения второго ствола скважины в эксплуатационной колонне устанавливают на заданной глубине клин-отклонитель, который обеспечивает необходимый угол наклона от оси основного ствола скважины при прорезании окна и проход через окно долота соответствующего диаметра.

Технологический процесс установки клина-отклонителя для вырезки окна в эксплуатационной колонне выбирается в зависимости от следующих условий:

ориентированное или неориентированное бурение второго ствола скважины;

установка клина-отклонителя на цементный мост (опору) путем зацепления его плашек со стенкой обсадной трубы колонны или цементированием его на опору.

Существует несколько разновидностей отклонителей, которые различают по типу конструкции и по виду их крепления в колонне.

Установка клина-отклонителя без ориентации по азимуту с опорой на мост (пробку) путем зацепления его плашек со стенкой обсадной трубы

Рис. 11.5. Отклонитель ОТЗ:

1-муфта; 2-спускной клин; 3-болты;4 - клинотклонитель; 5-надставка; 6 - шпилька; 7 - корпус; 8-плашка; 9-винт; 10-плашкодержатель; 11-специальный патрубок.

Спуск и крепление отклонителя типа ОТЗ (рис. 11.5). Отклонитель медленно (при наблюдении за показаниями индикатора веса) спускают в скважину на бурильных или насосно-компрессорных трубах с опорой специального патрубка и на забой (мост, пробка-мост). При подходе к месту установки отклонителя скорость пуска инструмента (НКТ) замедляют и определяют (уточняют) глубину забоя посадкой отклонителя с усилием 10-20 кН. При создании осевой нагрузки весом инструмента в 40 кН винты 9 срезаются, плашки 8 под весом инструмента выходят из окон плашкодержателя 10, сопрягаясь с внутренней стенкой эксплуатационной колонны, закрепляют отклонитель в скважине.

При повышении инструментом осевой нагрузки до 60 кН шпилька 6, расположенная в стыке соединения надставки 5 с корпусом 7 срезается, и клин-отлонитель 4 перемещается по наклонным плоскостям опоры надставки 5 и корпуса 7, прижимается противоположной стороной желоба к внутренней стенке колонны. С увеличением резкой нагрузки инструмента до 80 кН срезаются болты 3, скрепляющие спускной клин 2 с отклони-телем, который окончательно закрепляется в скважине. Затем спускной клин поднимается на поверхность.

Для сообщения внутренней полости колонны бурильных труб с кольцевым пространством между обсадной колонной и бурильными трубами в муфте (переводнике) 1 имеется боковое отверстие

После подъема спускного клина 2 на поверхность приступают к вырезке окна в колонне.

Ориентированный спуск клина-отклонителя

Для ориентирования клина-отклонителя при установке его в момент спуска в скважину существует несколько способов.

Прямой способ ориентирования:

а) метод визированного спуска;

б) ориентирование инструмента (колонны труб) при помощи меток и сумматора

Меридианный способ ориентирования отклоняющих приспособлений (клина-отклонителя) осуществляется с помощью аппаратов забойного визирования и телеметрии.

Визированный спуск клина-отклонителя осуществляется с помощью двух визирных трубок.

Перед ориентированным спуском клина-отклонителя отбивается направление (репер) проектного азимута искривления ствола скважины на неподвижной части ротора.

Первая визирная трубка закрепляется под отклонителем так, чтобы ее оптическая ось лежала в плоскости действия отклонителя. При помощи визирной трубки поворотом инструмента (первой свечи) отклонитель при помощи ротора устанавливается таким образом, чтобы нить визирной трубки совпала с нитью (риской) репера.

Вторая визирная трубка устанавливается на верхнем замке свечи и после наводки ее нити на репер без движения ротора фиксируется стопорным винтом.

Инструмент снимается с клиньев или элеватора, снимается нижняя визирная трубка, и свеча спускается в скважину и снова ставится на клинья, при этом ведется наблюдение, чтобы не был сбит хомут визирной трубки (положение, зафиксированное наверху). Затем навинчивается и закрепляется очередная свеча, визирная трубка поворотом ротора наводится на репер, и фиксируется верхняя визирная трубка. Снимается нижняя визирная трубка и спускается инструмент в скважину на длину свечи. Далее при спуске клина-отклонителя до заданной глубины при спуске последующих свечей все операции ориентации повторяются в описанной выше последовательности.

Принцип действия ориентированного спуска инструмента при помощи меток и сумматоров

В этом способе каждая спускаемая в скважину свеча инструмента должна иметь на замковых (муфтовых) концах по одной образующей четкие метки, которые наносятся с помощью специального шаблона.

Аналогично визированному спуску отклонителя отбивается направление (репер) проектного азимута искривления ствола скважины на неподвижной части ротора. Во время спуска колонны в скважину на нижнем замке-муфте инструмента, навинченной на отклонитель, наносится метка-крест точно против риски, имеющейся на поверхности отклонителя, которая по направлению совмещается с репером. Затем замеряется угломером дуга между меткой и меткой-крестом на нижнем замке, и при спуске свечи в скважину эта метка-крест наносится на верхний замок этой свечи в том же направлении от существующей на ней метки. После навинчивания последующей свечи метка-крест верхнего замка переносится на нижний замок навинченной свечи, и замеряется дуга между мет кой и вновь нанесенной меткой-крестом, которая переносится на верхний замок после спуска свечи в скважину. И так, в такой последовательности по метке-кресту на верхнем замке последней трубы (свечи) определяется направление отклонителя в скважине. После чего при необходимости метка-крест верхнего замка (муфты) последней свечи поворотом ротора ориентируется на репер.



Рис. 11.6. Ориентированная установка клинового отклонителя:

1-фланец; 2-обсадная колонна; 3-прибор; 4-устройство посадочное; 5-переводник; 6-спускной клин; 7-болты срезные; 8-клин-отклонитель; 9-шпилька; 10-плашки якоря; 11-цем.мост; 12-кабель; 13-пульт управления

Принципы действия инклинометров (аппаратов забойного визирования) И. В. Шевченко ИШ-2, ИШ-3, ИШ-4; аппарата Шангина-Кулигина; аппарата Амбарцумова, аппаратов ЗИ-1, ЗИ-1М, ЗИ-2, а также телеметрических систем, применяемых длянаклонного и горизонтального бурения, описываются в инструкциях, прилагаемых к приборам.

Коллективом (Сугак В. М., Гераськин В. Г.) Научно-технического центра предприятия «Кубаньгазпром» для ориентации по азимуту при вырезке окна в обсадной колонне для зарезки второго ствола скважины разработана телеметрическая система типа «Ориентированная установка клинового отклонителя» для обсадных колонн диаметром 140 мм и выше (рис. 11.6).

Оборудование системы включает в себя (кроме клинового отклонителя, серийно выпускаемого заводом в г. Хадыженске) телеметрическую систему, состоящую из посадочного устройства диаметром 106 мм и скважинного прибора, а также кабельный переводник диаметром 112 мм.

Система собирается и спускается на забой в следующей последовательности: клиновыи отклонитель, посадочное устройство и бурильные трубы, диаметр которых определяется внутренним диаметром эксплуатационной колонны, в которые на каротажном кабеле спускается скважинный прибор -- гироскопический инклинометр совместного производства с предприятием оборонного комплекса. Затем производится ориентирование клинового отклонителя и его разгрузка на искусственный забой (цементный мост). После этого в обсадной колонне вырезается «окно», через которое осуществляется бурение наклонно-горизонтального участка скважины. При этом используются то же посадочное устройство, кабельный переводник диаметром 112 мм и скважинный прибор телесистемы разработки НТЦ предприятия «Кубаньгазпром», который позволяет передавать на поверхность информацию о шести параметрах: зенитном, азимутном угле и угле установки отклонителя, забойных температуре и давлении и данные о естественном гамма-излучении проходимых пород. Эта информация принимается, обрабатывается и передается на ПЭВМ, где в реальном времени строится фактический профиль в двух и трех координатах, а также рассчитываются все его необходимые параметры: проекции на оси координат, на азимутальную плоскость, расстояние от начала координат до проектного профиля и др. Погрешность при определении зенитного угла составляет 15 угловых минут, азимута и угла установки отклонителя ± 1 градус.

При помощи разработанного в НТЦ и изготовленного на п. «Кубаньгазпром» и на БПО ДООО «Кубаньбургаз» оборудования произведено несколько ориентированных установок клинового отклонителя с последующим вырезанием «окон» в заданном азимуте. Эти работы были выполнены как на площадях п. «Кубаньгазпром» (на скважине 5 Южно-Сердюковская в эксплуатационной колонне диаметром 140 мм на глубине 2800 м), так и на площадях п. «Краснодарнефтегаз» (на бурящейся скважине 9 Сладковская в промежуточной колонне диаметром 244,5 мм на глубине 1600 м). Погрешность в ориентированной установке и вырезании «окна» была удовлетворительная: на скважине 5 Южно-Сердюковская она составила 12 градусов.

Установка клина-отклонителя цементированием его на опору

Отличительной особенностью установки клина-отклонителя цементированием его на опору (цементный мост, пробку-мост) является то, что отклонитель не имеет в своей нижней части якоря и после спуска на опору ориентируется при необходимости по азимуту, а его нижняя часть до клина цементируется тампонажным цементным раствором, оставляется на ОЗЦ. Затем при создании расчетной нагрузки срезаются срезные штифты (болты), и спускной клин (патрубок) извлекается на поверхность.



Рис. 11.7 Отклонитель типа ОЗС второго ствола. Наклонная поверхность в виде желоба клина-отклонителя обеспечивает

Отклонители для зарезки второго ствола скважин типа ОТЗ с якорным устройством и типа ОТ цементированием на опору для обсаженных скважин основного ствола обсадными трубами диаметром 146 и 168 мм выпускаются Хадыженским машиностроительным заводом Краснодарского края.

Ниже (табл. 11.1 и 11.2) приведена техническая характеристика отклонителей, применяемых для отклонения райберов-фрезеров от оси основного ствола скважины при вскрытии (прорезании) «окна» в эксплуатационной обсадной колонне и для отклонения инструмента при бурении второго ствола.

Отклонитель представляет собой плоский или желобооб-разный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния. Наиболее распространены отклонители типа ОЗС (табл. 11.1).

Отклонитель типа ОЗС (рис. 11.7) состоит из трех основных узлов: узла 1 опоры, закрепления клина-отклонителя 3 и спускного клина 2. Отклонитель закрепляют на забое в эксплуатационной колонне при помощи Трехпла-шечной системы, которая исключает возможность проворачивания его при вскрытии «окна» и бурении

направление и увеличивает площадь опоры между клином и режущим инструментом. Спускной клин служит для спуска отклонителя в скважину. Фиксация плашек в утопленном положении обеспечивается плашкодержателем, соединенным с корпусом двумя специальными винтами. Узел опоры и , закрепления с клином-отклонителем соединен опорными поверхностями, срезанными под углом 15° или 30° и имеющими профиль поперечного сечения в виде «ласточкина хвоста». Взаимному произвольному перемещению клина-отклонителя и узла опоры и закрепления также препятствует специальный винт 6. Клин-отклонитель соединяется со спускным клином, к которому на резьбе крепится переводник 1 двумя болтами 5.

Перед спуском отклонителя в скважину необходимо проверить его размеры и все основные узлы. Затем спускной клин соединяют с направляющим клином с помощью болтов. Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах медленно спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса.

Таблица 11.1

Отклонитель типа ОЗС (рис. 11.7)

Параметры	Условный диаметр колонны обсадных труб, мм
	146	168
Шифр отклонителя	ОЗС-146	ОЗС-168
Угол отклоняющего клина, градус	2°30'	2°30'
Наружный диаметр, мм	108	136
Длина, мм:	4500	4900
Длина желоба, мм	2500	2600

При подходе к глубине установки отклонителя скорость спуска бурильных труб замедляют, уменьшают нагрузку на 1-- 2 т и определяют глубину забоя. По достижении хвостовиком забоя скважины телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, а отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8--10 т) срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином. Клин поднимают на поверхность и вскрывают окно.

Таблица 11.2

Отклонитель типа ОТЗ

Параметры	Условный диаметр колонны обсадных труб, мм
	146	168
1	2	3
Шифр отклонителя	ОТЗ- 115	ОТЗ- 134
Усилие среза, кН:
-- специальных винтов, крепящих плашки в корпусе	30	40
-- специального винта, препятствующего взаимному перемещению клина-отклонителя и узла опоры	40	60
-- болтов для соединения клина-отклонителя и спускного клина	50	80
Угол наклона отклоняющего клина, градус	2,5	2,5
Наибольший диаметр при утопленных плашках, мм	115	134
Длина, мм:
без спускного клина	5065	5420
со спускным клином	5865	6100
Масса со спускным клином, кг	315	416



11.4 СПУСК РАЙБЕРА И ВЫРЕЗКА ОКНА В ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕ

Конфигурация и размеры «окна» должны обеспечивать свободное прохождение инструмента, приборов, применяемых при бурении вторых стволов.

После выбора и уточнения конструкции скважины подбирается режущий инструмент-райбер для вырезки «окна» в колонне обсадных труб диаметром Д_р.

В табл. 11.3 приведены рекомендуемые диаметры отверстии «окна» (Д_окн), райбера, долота (Д_р, Д_о) и спускаемой колонны-хвостовика (Д_х) для зарезки второго ствола в зависимости от условного диаметра обсадной колонны (Д_ок) первого ствола скважины.

Таблица 11.3

Рекомендуемые диаметры Д_ок, Д_окн, Д_р, Д_о, Д_х

Док	Докн	Др (максим)	До	Дх
140 146 168	100 121 143	100 121 143	97 118 141	76(89) 89(114) 114(127)
Примечание: Хвостовики диаметром Дх, указанные в скобках, желательно не применять.

При прорезании «окна» необходимо соблюдать технологический режим работы райберов:

осевую нагрузку на райбер;

частоту его вращения;

количество циркулирующей жидкости.

Нарушение режимов приводит к получению «окна» с неправильными размерами, что значительно осложняет дальнейшую работу.

Длина «окна» определяется длиной клина-отклонителя и зависит от внутреннего диаметра прорезаемой колонны, угла-скоса клина-отклонителя, диаметра и рабочей длины райбера и определяется по формуле:

где L_окн -- длина окна, мм;

D_вн -- внутренний диаметр прорезаемой колонны, мм;

б -- угол скоса клина-отклонителя б =2°30',

ctgб =22,904

(отклонитель ОЗТ-168)

d₁ -- наибольший диаметр райбера, мм;

(райбер ФРС-168-3, и, = 142 мм)

d₂ -- наименьший диаметр райбера, мм;

(райбер ФРС-168-1, Й₂ = 50 мм)

h -- рабочая длина райбера, мм

(райбер ФРС-168, п = 420 мм).

Подставляем значения в формулу, получим:

Пример правильной и неправильной вырезки окна показан на схеме рис. 11.8.

Вырезку окон осуществляют комплектом номерных райберов или универсальными (ступенчатыми) райберами.

Вырезка «окна» и режим работы с применением комплекта номерных райберов.

Райбер № 1 -- основной, наименьшего размера.

Первичное вскрытие «окна»:

· осевая нагрузка на райбер -- 2-3 т;

· частота вращении начальная -- 40-60 об./мин.;

· по мере углубления райбера частота -- 50-70 об./мин.;

· вращение увеличивается до 80 об./мин.;

· при выходе райбера из соприкосновения с колонной частота вращения ротора увеличивается до 80 об./мин, а осевая нагрузка снижается до 1,0--1,5 т;

· расход бурового раствора -- 10--12 л/с;

Рис. 11.8. Схема вскрытия окна:

а-по всей длине клина-отклонителя; б-преждевременный выход райбера; 1 - эксплуатационная колонна; 2 - отклонитель; 3-райбер; 4-выступ (мертвая зона).

· проход райбером на всю длину клина-отклонителя. Время работы райбером № 1 соответствует 7 - 9 часам, после чего он истирается и теряет свои режущие способности. Этого времени достаточно, чтобы пройти всю длину клина-отклонителя. Но если за этот период времени проходка на райбер будет меньше длины клина-отклонителя, необходимо заменить райбер № 1 на новый и продолжить вырезку окна. В этом случае промежуточная обработка -- замена на райбер № 2 не допускается.

Райбер № 2

Промежуточная обработка «окна»:

осевая нагрузка на райбер -- 0,8--1,2 т;

частота вращения ротора -- 80--90 об./мин.;

расход бурового раствора -- 10--12 л/с;

проход райбером на всю длину клина-отклонителя;

-- механическая скорость проходки райбе ром -- не выше 0,5-0,6 м/ч.

Райбер № 3

Окончательная обработка «окна»:

осевая нагрузка на райбер -- 0,8--1,2 т;

частота вращения ротора -- 80 об./мин.;

расход бурового раствора -- 10--12 л/с;

механическая скорость проходки райбером -- не выше 0,5-0,6 м/ч;

проход райбером на всю длину клина-отклонителя.

В качестве бурового раствора, как правило, применяют глинистый раствор, при этом скорость восходящего потока должна обеспечить нормальную очистку забоя от металлической стружки. Это достигается при скорости восходящего потока жидкости 0,8 - 1 м/с. При меньших скоростях восходящего потока на забое скапливается стружка, что приводит к повторному истиранию ее райбером и отрицательно влияет на эффективность работы и возможность среза трубы выше райбера об острые кромки прорезаемого окна в колонне.

При вскрытии «окна» универсальными райберами (ступенчатый, РПМ, РУ, РЦН, ФРС и др.) рекомендуется следующий режим работы: нагрузка на райбер 1--2 т, (частота вращения 60-90 об./мин,

подача жидкости насосом 10--12 л/с.

«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер (райбер №3) без вращения инструмента свободно проходит в него и выходит. В противном случае рекомендуется обработать «окно» ещё одним райбером диаметром на 1 мм. больше предыдущего (райбер №3).

Техническая характеристика райберов (фрейзеров-райберов), применяемых при вскрытии «окон» в обсадных колоннах, приведена в табл.11.4 и 11.5

Таблица 11.4

Райберы типа РПМ

Условный диаметр обсадной колонны первого ствола скважины, мм	Шифр райбера	Основные размеры, мм	Масса, кг
		присоединительной резьбы	наибольший диаметр	длина
1	2	3	4	5	6
146	РПМ-146	3-88	121	456	25,2
168	РПМ-168	3-88	143	543	38,5

Некоторые виды и типы конструкций райберов-фрезеров представлены на рис. 11.9, 11.10, 11.11, 11.12.

Таблица 11.5

Фрейзеры-райберы

Условный диаметр обсадной колонны первого ствола скважины, мм	Шифр райбера	Основные размеры, мм	Масса, кг
		присоединительной резьбы	наибольший диаметр	длина
1	2	3	4	5	6
146	ФРС-146-1	110	47	340	12,0
	ФРС-146-2	120	62	425	20,5
	ФРС-146-3	120	95	431	25,5
168	ФРС-168-1	130	50	380	26,0
	ФРС-168-2	142	70	496	40,0
	ФРС-168-3	142	110	500	46,0

Некоторые основные виды и причины осложнения в процессе вырезки «окна» и пути их устранения приведены в таблицы 11.6

Таблица 11.6

Осложнения и меры по их устранению

Вид осложнения	Причины осложнения	Пути устранения осложнения
1. Поворот отклонителя; перекрывается прорезаемое «окно» колонны	Недостаточное зацепление отклонителя с колонной. Малые нагрузки на отклонитель в процессе его посадки.	Повторно спускается другой отклонитель и прорезается новое «окно»
2. Смещение отклонителя вдоль оси скважины при его спуске или при райбировании «окна» в колонне	Заклинивание отклониетля при спуске вышезаданной отметки, наличие цементной корки, выступа на внутренней стенке колонны.	Проверка на сдвиг отклонителя с колонной
	Расклинивающее устройство не сработало.	Очистка внутренней стенки колонны скребком
	Непрочно установлен мост	Повторно спускается другой отклонитель и прорезается новое «окно»
3. Преждевременный выход райбера за колонну.Образование «мертвой»	Чрезмерные нагрузки на райбер	Исправление «окна» райберами. (Повторение вскрытия «окна»)
4. Поглощение бурового раствора	Низкое пластовое давление	Дополнительное райбирование (исправление «окна»)
	Рыхлые породы	Применение трехфазной пены при промывки



В практике нередки и другие виды осложнений:

· остановка шаблона, геофизического шаблона;

· оставление шарошечного долота, геофизического шаблона;

· «потеря» ствола;

· недоход обсадной колонны (хвостовика) до проектной отметки;

· несрабатывание переводника при спуке хвостовика;

· отворот хвостовика при спуске;

· деформация хвостовика при перфорации или освоении;

· протирание эксплуатационной колонны первого ствола скважины бурильным инструментом и др.

11.5 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ И КРЕПЛЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Бурение, промывка при бурении, спуск обсадной колонны (хвостовика), цементирование заколонного пространства второго ствола скважины производится по известной технологии.

Бурение вторых стволов осуществляется исключительно роторным способом.

Режим бурения

Число оборотов ротора, n = 120--160 об./мин.

Нагрузка на долото, Q = 6--8 т

Производительность насоса, q = 10 л/с

В отдельных случаях для сложных (твердых) пород применяются щадящие режимы:

число оборотов ротора, n = 60ч80 (52--60) об./мин.;

нагрузка на долото Q = 3ч5 (2ч3) т;

производительность насоса, q = 5ч7 л/с;

механическая скорость бурения -- 2--4 м/час.

В качестве бурового раствора в начальный период может служить вода, затем нарабатывается в процессе работы естественный буровой раствор, с использованием которого и производится бурение. Для качественного вскрытия продуктивного горизонта применяют специальные буровые растворы.

Общим недостатком бурения вторых стволов в эксплуатационных скважинах является невозможность применения форсированных режимов бурения.

Крепление второго ствола эксплуатационной скважины обеспечивается колонной-хвостовиком, диаметр которой выбирается в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны и долота, которым бурится второй ствол.

В качестве обсадной трубы для колонны-хвостовика часто используются насосно-компрессорные трубы с обточенной муфтой по наружному диаметру для свободного ее прохода через «окно».

Например: для спуска хвостовика в эксплуатационную колонну диаметром 168 мм (диаметр отрытого ствола 140 мм) используют НКТ диаметром 114 мм с обточкой муфт до диаметра 122 мм.

Низ хвостовика оборудуется направляющим башмачным патрубком и обратным клапаном. Верхний конец колонны-хвостовика устанавливается на 15-20 м выше окна и оборудуется воронкой. Спуск колонны производится на бурильных трубах. Спуск колонны сопровождается неблагоприятными условиями:

наклонно-расположенный ствол и отсутствие центраторов колонны:

малые кольцевые зазоры;

наличие в разрезе сильно дренированных, поглощающих горизонтов.

Для качественного крепления второго ствола скважины необходимо:

применять расширители в открытом стволе;

производить тщательно промывку ствола скважины перед и после спуска колонны;

применять специальные буферные жидкости, способные удалять трехфазную пену (буровой раствор) из застойных зон;

применять облегченный тампонажный раствор;

производить расхаживание колонны, используя соответствующую схему обвязки на устье скважины;

обеспечивать достаточную скорость восходящего потока раствора при цементировании.



11.6 ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ЗАРЕЗКИ ВТОРОГО СТВОЛА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПЕНЫ

Одним из существенных препятствий в совершенствовании зарезки, бурения и освоения второго ствола скважин является поглощение бурового раствора в скважинах, имеющих низкое пластовое давление. В этих случаях рекомендуется применять аэрированные пенные растворы.

Рациональная технология вскрытия пласта с низким давлением должна предусматривать переход на промывку трехфазной пеной до вскрытия пласта. Это создает благоприятные условия для работы по вскрытию пластов с низким давлением и обеспечивает наименьшее проникновение жидкости в пласт. Промывка трехфазной пеной заключается в аэрации бурового раствора, обработанного ПАВ. Режим аэрации зависит от давления воздуха в воздухопроводе и давления на выкиде насосов. При аэрации бурового раствора, обработанного ПАВ, следует поддерживать давление на стоянке несколько меньше давления в воздухопроводе. Процесс аэрации лучше начинать при минимальном расходе воздуха.

С момента начала аэрации бурового раствора давление на насосе возрастает вследствие различия плотностей пены в колонне бурильных труб и бурового раствора в заколонном пространстве.

Когда пена достигает долота, давление на стоянке увеличивается до максимума, при этом необходимо следить за тем, чтобы оно не поднялось выше давления воздухопровода, что может привести к прекращению поступления воздуха и к прорыву бурового раствора в воздухопровод. Регулировать давление на стоянке нужно изменением расхода воздуха, поддерживая его на уровне давления в воздухопроводе. После выхода пены из долота давление начинает падать, так как плотность жидкости в заколонном пространстве снижается и достигает минимума в момент выхода трехфазной пены на поверхность.

После выхода пены на поверхность, при постепенном увеличении расхода воздуха, достигается необходимая степень аэрации, что обеспечивает снижение высоких давлений и резких колебаний давления в стволе скважины.

Переход на бурение с использованием пены осуществляется после того, как при применении бурового раствора восстановить циркуляцию не удается. В этом случае давление на насосе колеблется в пределах 0-0,1 МПа, а в заколонном пространстве устанавливается динамический уровень бурового раствора. При такой ситуации применяется следующий порядок продолжения работ.

...