Что такое баклинг эффект в бурении

buckling

Полезное

Смотреть что такое «buckling» в других словарях:

Bückling — Ein Bückling, auch Bücking oder Pökling, ist ein gesalzener und bei über 60 °C geräucherter, (früher nicht ausgenommener) Hering mit Kopf. Die Haut wird durch den Räuchervorgang goldfarben. Zu Beginn des 20. Jahrhunderts war er ein beliebtes… … Deutsch Wikipedia

Buckling — Buc kling, a. Wavy; curling, as hair. Latham. [1913 Webster] … The Collaborative International Dictionary of English

Bückling [1] — Bückling (Hareng sor, H. fumé), geräucherter, vorher leicht gesalzener Häring. An der Nord u. Ostseeküste werden viel bereitet, dazu aber gewöhnlich die schlechtern nach Bartholomäi gefangenen genommen, roh eingesalzen, d.h. 24 Stunden in eine… … Pierer’s Universal-Lexikon

Bückling [2] — Bückling, Johann David, so v.w. Büchling … Pierer’s Universal-Lexikon

Bückling — (Bücking, Böckling, Pückling, Pickling oder Pökling), leicht gesalzener und geräucherter Hering. Die meisten Bücklinge liefern Holland, Schweden, Mecklenburg, die Ostküste Holsteins etc., von wo sie, in Kisten verpackt, in den Handel kommen. Die… … Meyers Großes Konversations-Lexikon

Bückling — (Bücking, Böckling, Pöckling), nach leichtem Einsalzen geräucherter, nicht ausgeweideter Hering, benannt nach Willem Beukelsz oder Bökel, einem Fischer in Biervliet (seeländ. Flandern), gest. 1397, der die Methode des Heringseinsalzens… … Kleines Konversations-Lexikon

buckling — ● buckling nom masculin Hareng saur, salé pendant 12 à 24 heures et fumé à chaud (70 °C) … Encyclopédie Universelle

Bückling — »geräucherter Hering«: Das schon in spätmhd. Zeit übernommene mnd. bückinc ist, wie auch mniederl. bucking, eine Ableitung von dem unter ↑ Bock behandelten Wort. Der geräucherte Hering ist nach seinem unangenehmen Bocksgeruch benannt worden. Die… … Das Herkunftswörterbuch

Buckling — In engineering, buckling is a failure mode characterized by a sudden failure of a structural member subjected to high compressive stresses, where the actual compressive stress at the point of failure is less than the ultimate compressive stresses … Wikipedia

Bückling — Bücking; geräucherter Hering; Pökling; Räucherhering * * * 1Bück|ling [ bʏklɪŋ], der; s, e (ugs. scherzh.): Verbeugung: einen Bückling machen; er verabschiedete sich mit einem tiefen Bückling. Syn.: ↑ Diener. 2Bück|l … Universal-Lexikon

Источник

Комбинированные бурильные колонны для проходки горизонтальных участков и боковых стволов малого диаметра с применением алюминиевых труб

Combined drilling strings to drill horizontal sections and offshoots of small diameter with using of aluminum pipes

V. Basovich, I. Buyanovskiy, «Aquatic-Drilling pipes» LLC, V. Sapunzhi, «Drilling pipes» LLC

При бурении горизонтальных скважин и боковых стволов малого диаметра основными ограничениями являются силы сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны, преодоление которых вызывает возникновение в трубах повышенных сжимающих усилий и крутящих моментов в процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту.

В статье показано, что использование комбинированных бурильных колонн, включающих алюминиевые бурильные трубы, дает возможность удлинить горизонтальные участки скважин и снизить вероятность осложнений при их проводке.

The article shows that using of combined drilling strings (including aluminum drill pipes) allows to increase length of wells’ horizontal parts and to decrease complication probability during their drilling.

Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны (БК), преодоление которых вызывает в трубах повышенные сжимающие усилия и крутящие моменты в процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту.

Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря БК продольной устойчивости сначала в форме плоской синусоиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей нагрузки, к виду пространственной спирали – так называемый «баклинг». Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «БК – стенки скважины», что приводит к подклинке инструмента в скважине. Наиболее часто «баклинг» наблюдается при бурении в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК при корректировке пространственного положения ствола скважины. При бурении с вращением инструмента «баклинг» проявляется также в формах колеблющейся плоской синусоидальной или пространственной змейки, планетарно обкатывающейся вокруг оси скважины.

Установлено [1], что квадрат критической нагрузки, приводящей к «баклингу» в горизонтальном стволе, прямо зависит от распределенного веса труб в буровом растворе и изгибной жесткости сечения тела трубы. Следует особо отметить, что, чем короче бурильная труба и чем меньше расстояние между замками и протектором, тем выше ее продольная устойчивость. Проведенные компанией ЗАО «Акватик» теоретические и экспериментальные исследования [2] показали, что критические силы синусоидального и спирального «баклинга» для оснащенных протектором бурильных труб длиной 9,3 и 12,2 м, соответственно, на 25 – 50% выше, чем у таких же труб, не имеющих протектора.

Одним из радикальных методов повышения эффективности бурения и увеличения протяженности горизонтальных участков скважин является применение так называемых комбинированных компоновок БК, в состав которых в нижней части колонны включены секции легкосплавных бурильных труб повышенной надежности (ЛБТПН).

К основным свойствам, отличающим алюминиевые бурильные трубы от стальных (СБТ), относятся небольшой вес, высокий коэффициент плавучести в буровом растворе, коррозионная стойкость в агрессивных средах (сероводород и углекислый газ), более высокая по сравнению с СБТ гибкость, облегчающая вписываемость труб в сильно искривленные участки ствола и т. п.

Замена на горизонтальных участках ствола СБТ на ЛБТПН, собственный вес которых в буровом растворе более чем в три раза меньше, приводит, соответственно, к снижению прижимающих нагрузок, а следовательно, сил и моментов трения, а также напряженно-деформированного состояния всей БК. Однако ограничением для алюминиевых труб могут явиться критические силы «баклинга», которые у СБТ при близких габаритных размерах выше, чем у ЛБТПН, за счет большей жесткости, т.е. эффективность замены СБТ на ЛБТПН, в том числе для увеличения длины бурения горизонтальных участков ствола, зависит, в конечном счете, от соотношения весовых параметров и критических сил «баклинга» для сопоставляемых труб.

Благодаря достигнутым высоким эксплуатационным характеристикам ЛБТПН (ЛБТВК) получили широкое распространение при бурении скважин роторным и комбинированным способами практически во всех нефтяных компаниях страны.

Для бурения горизонтальных стволов диаметром 120,6 – 132,0 мм ООО «Акватик – Бурильные трубы» разработаны и рекомендуются к применению алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 90х9П; а для стволов диаметром 139,7 – 152,4 мм следует использовать ЛБТПН 103х11П и ЛБТПН 103х11С. Изготовление таких труб осуществляется в ООО «Бурильные трубы» и ОАО «Серовский механический завод».

Для повышения продольной устойчивости, лучшего центрирования в горизонтальном стволе скважины, а также с целью долговременной защиты основного тела трубы от абразивного износа ЛБТПН 90х9П и ЛБТПН 103х11П снабжены протекторами, расположенными в средней части трубы.

Бурильная труба ЛБТПН 103х11С имеет сплошное спиральное оребрение наружной поверхности, что способствует не только повышению продольной устойчивости трубы, но и обеспечивает лучшее центрирование и более качественную очистку «лежачей» стенки ствола горизонтальной скважины от выбуренного шлама.

Конструкция этих труб приведена на рис. 1 и 2; а номинальные геометрические размеры, весовые параметры и основные прочностные характеристики – в табл. 1.

Источник

Применение осцилляторов для бурения скважин

Experience in using oscillators for drilling boreholes

KRUTIK E.N. 1
BORISOV M.S. 1
FUFACHEV O.I. 1
PATLASOV A.Yu. 1
POPOV A.M. 1
SINITSKIKH S.Yu. 1
1 Gidrobur-Servis LLC
Perm, 614025,
Russian Federation

Бурение наклонных и горизонтальных участков скважин с большим отходом от вертикального ствола осложняется недостаточной передачей нагрузки на долото из-за трения колонны о стенки скважины. В особенно сложных случаях возможны подвисания бурильной колонны, с ее последующим срывом и ударом о забой скважины. Удары крайне негативно сказываются на ресурсе оборудования, установленного в компоновку низа бурильной колонны. Одним из методов снижения трения колонны о стенки скважины является использование осцилляторов. В ООО «Гидробур-сервис» разработаны два типа осцилляторов. Изготовлены опытные образцы осцилляторов, создающих радиальные вибрации. В статье приведены результаты промысловых испытаний указанных образцов.

Drilling of slanted and horizontal sections of boreholes with large distance from the vertical direction is hindered by insufficient transfer of load onto the drill bit due to friction between the drill pipe and walls of a borehole. «Stick-and-slip» effect and hitting the borehole bottom may occur in most complicated cases. Hits have extremely negative impact upon lifetime of drilling tools installed in the bottomhole assembly. One of the methods to reduce friction of the pipe against borehole walls is to use oscillators. Two types of oscillators have been designed by «Hydrobur-service» LLC. Pilot specimen of the oscillators, emitting radial vibrations, have been produced. This article contains results of field tests of the mentioned specimen.

В настоящее время интенсивно увеличиваются объемы бурения скважин, имеющих значительное отклонение от вертикали и увеличенный горизонтальный участок. При этом возрастают риски прихватов, подвисаний компоновки низа бурильной колонны (КНБК) с ее последующим срывом и ударов о забой скважины. Удары крайне негативно влияют на дорогостоящее оборудование КНБК, в частности на долото, телесистему и забойный двигатель, значительно снижая их ресурс. Для уменьшения (предотвращения) подвисаний и срывов бурильной колонны в состав бурового раствора вводят смазывающие добавки (нефтепродукты) или применяют растворы на углеводородной основе (РУО). Однако следует учитывать, что производители винтовых забойных двигателей (ВЗД) устанавливают ограничение на содержание нефтепродуктов в буровом растворе, обусловленное используемым в качестве обкладки статора материалом, и при бурении в данных условиях требуется использование винтовых забойных двигателей специального исполнения с маслобензостойкой эластомерной обкладкой.
Кроме того, эффективность использования данного способа для борьбы с подвисаниями КНБК снижается по мере увеличения протяженности горизонтального участка. Одним из устройств, позволяющих снизить негативные последствия срывов КНБК, является механизм подачи долота, разработанный компанией ООО «Гидробур-сервис» и проходящий опытно-промышленные испытания. Другим способом, позволяющим снизить вероятность подвисания КНБК, а также увеличить протяженность горизонтального участка скважины, является использование в составе бурильной колонны осцилляторов. Они, в общем случае, могут быть трех типов, в зависимости от направления вибраций: радиальные, осевые и радиально-осевые.
В ООО «Гидробур-сервис» разработаны осцилляторы двух типов, опытно-промышленные испытания прошли осцилляторы с радиальным направлением колебаний, выполненным на основе героторного многозаходного механизма.

Работа осциллятора осуществляется следующим образом. Устройство устанавливается в состав бурильной колонны на расстоянии 200 – 400 метров от долота, в соответствии с опытом применения осцилляторов буровыми подрядчиками на месторождениях. При прокачке бурового раствора через осциллятор приводится в движение массивный ротор, который, осуществляя планетарное движение, создает радиальные вибрации. Данные вибрации, определенной частоты и интенсивности, создают основной эффект при работе осциллятора, а их передача на колонну бурильных труб позволяет уменьшить силы трения колонны о стенки скважины. Наибольший эффект от работы осциллятора достигается в месте его установки при бурении в режиме «слайда».
Наиболее значимыми характеристиками осциллятора являются создаваемая им частота вибраций и сила воздействия на бурильную колонну, которая, в свою очередь, в значительной мере зависит от центробежной силы инерции ротора и жесткости бурильной колонны.
Частота вибраций героторного механизма определяется по формуле:

где n – частота вращения выходного вала, z2 – число зубьев ротора.
Параметры, требуемые для определения частоты вибраций, согласно [1]:
1. Частота вращения выходного вала

где Q – расход бурового раствора.
2. Рабочий объем механизма –

где S – площадь живого сечения рабочих органов, T – шаг винтовой поверхности статора.
3. Площадь живого сечения рабочих органов –

где e – эксцентриситет, Dk – контурный диаметр рабочих органов.
Центробежная сила инерции ротора определяется согласно [1] по формуле:

где m – масса ротора осциллятора, ω = 2∙π∙n – угловая скорость.

Согласно формуле (5) инерционная сила в значительной мере зависит от угловой скорости ротора. Однако данный параметр, связанный с частотой вибраций, требует отдельной оптимизации и подбора для более эффективной работы осциллятора. Значение эксцентриситета находится в крайне узком диапазоне, таким образом, масса ротора является оптимальной переменной для задания инерционной силы.

При выборе инерционной силы следует учитывать следующие факторы и параметры: усталостную прочность материала корпусных деталей осциллятора и бурильных труб; склонность резьбовых соединений к самопроизвольному развинчиванию при воздействии на них вибраций; повышение перепада давления, создаваемого осциллятором.

Жесткость бурильной колонны – постоянно меняющаяся величина, даже в пределах бурения одного интервала и с использованием одной и той же бурильной колонны, т.к. зависит от приложенной осевой нагрузки и крутящего момента, точек опоры бурильной колонны о стенки скважины, траектории скважины, проявления «баклинг» эффекта (потеря устойчивости бурильной колонны), геометрии бурильных труб и непосредственно корпусных элементов осциллятора и др. Определение жесткости бурильной колонны на заданном интервале является темой отдельного исследования, выходящего за рамки данной статьи. Для предварительной оценки и сравнения осцилляторов одного габарита и типа достаточно владеть информацией о его рабочей частоте и инерционной силе источника колебаний.
С целью проведения опытных работ в ООО «Гидробур-сервис» была изготовлена партия осцилляторов 178-го габарита. Был использован героторный механизм, создающий вибрации с частотой, зависящей от расхода рабочей жидкости, согласно рис. 1, и инерционной силой в зависимости от расхода рабочей жидкости, согласно рис.2. Рабочим расходом для рассматриваемых осцилляторов является от 25 л/с до 38 л/с.

Произведенные осцилляторы прошли испытания на скважинах Западной Сибири:
1. Еты-Пуровского месторождения, куст № 237,
скв. № 1923;
2. Еты-Пуровского месторождения, куст № 238,
скв. № 3770;
3. Еты-Пуровского месторождения, куст № 238,
скв. № 3771;
4. Месторождения «Крайнего» — куст № 103,
скв. № 6708;
5. Еты-Пуровского месторождения, куст № 259,
скв. № 3761;
6. Еты-Пуровского месторождения, куст № 259,
скв. № 3765.
Осцилляторы устанавливались на расстоянии 225 – 400 метров от долота.
Бурение осуществляется в режиме «слайда» (скольжения колонны без ее вращения) или при вращении бурильной колонны ротором. При бурении с помощью забойных двигателей управление траекторией скважины (изменение зенитного или азимутального углов) осуществляется только в режиме «слайда» за счет заранее установленного угла перекоса шпиндельной секции двигателя (при условии, что не используются роторные управляемые системы). Положение бурильной колонны определяется по показаниям телесистемы.

Закономерно, что при сокращении времени, потраченного на ориентирование КНБК (происходящего только в режиме «слайда»), увеличивается доля от общего времени бурения с вращением ротора и в связи с этим учитывалась общая фактическая средняя скорость на интервале, бурение которого происходило с использованием осциллятора. Для оценки полученных результатов было произведено их сравнение с плановой скоростью и с результатами, полученными при бурении с использованием осцилляторов других производителей. Сравнительная диаграмма с полученными результатами приведена на рис. 3. На рис. 4 показаны линии тренда мгновенной механической скорости проходки (МСП) в режиме «слайда» в зависимости от глубины бурения. На рисунках применено следующее обозначение:
«№ скважины (Производитель осциллятора)», где ГБС — ООО «Гидробур-сервис», др. произв. – другие производители осцилляторов.
Анализируя данные, представленные на рис. 3 и рис.4, можно обнаружить, что при бурении с использованием осцилляторов производства «Гидробур-сервис» (ГБС) выполнение запланированной скорости находилось в пределах от 90 % до 170 %. При использовании осцилляторов другого производителя фактическая МСП по отношению к запланированной была в пределах 70 % – 85 %. Также при бурении с осцилляторами ГБС скорость в режиме «слайд» (рис. 4) в среднем выше, чем при бурении с осцилляторами другого производителя, несмотря на меньшую запланированную МСП. Профиль скважины, геологические условия, оборудование КНБК и параметры бурового раствора для проведения сравнительного анализа были подобраны максимально идентичными. Часть обозначенных параметров приведена в табл.

ВЫВОДЫ
Использование осциллятора в составе бурильной колонны позволяет сократить время на ориентирование, снижает количество подвисаний и срывов КНБК на забой при бурении в режиме «слайда», тем самым позволяет пробурить участок в режиме направленного бурения более качественно, снижает количество или полностью исключает необходимость введения смазывающих добавок. Однако были случаи, когда положительный эффект от работы осциллятора не наблюдался. На данный момент продолжаются опытно-промышленные испытания осцилляторов.

Источник

Баклинг эффект в бурении это

Комбинированные бурильные колонны для проходки горизонтальных участков и боковых стволов малого диаметра с применением алюминиевых труб

Combined drilling strings to drill horizontal sections and offshoots of small diameter with using of aluminum pipes

V. Basovich, I. Buyanovskiy, «Aquatic-Drilling pipes» LLC, V. Sapunzhi, «Drilling pipes» LLC

При бурении горизонтальных скважин и боковых стволов малого диаметра основными ограничениями являются силы сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны, преодоление которых вызывает возникновение в трубах повышенных сжимающих усилий и крутящих моментов в процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту. В статье показано, что использование комбинированных бурильных колонн, включающих алюминиевые бурильные трубы, дает возможность удлинить горизонтальные участки скважин и снизить вероятность осложнений при их проводке.

The article shows that using of combined drilling strings (including aluminum drill pipes) allows to increase length of wells’ horizontal parts and to decrease complication probability during their drilling.

Основным ограничением при бурении протяженных горизонтальных участков стволов малого диаметра и боковых стволов являются силы сопротивления перемещению и вращению бурильной колонны (БК), преодоление которых вызывает в трубах повышенные сжимающие усилия и крутящие моменты в процессе передачи осевой нагрузки и момента долоту. Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря БК продольной устойчивости сначала в форме плоской синусоиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей нагрузки, к виду пространственной спирали – так называемый «баклинг». Превышение сжимающих усилий сверх критических нагрузок «баклинга» сопровождается прогрессирующим ростом прижимающих усилий в контакте «БК – стенки скважины», что приводит к подклинке инструмента в скважине. Наиболее часто «баклинг» наблюдается при бурении в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК при корректировке пространственного положения ствола скважины. При бурении с вращением инструмента «баклинг» проявляется также в формах колеблющейся плоской синусоидальной или пространственной змейки, планетарно обкатывающейся вокруг оси скважины. Установлено [1], что квадрат критической нагрузки, приводящей к «баклингу» в горизонтальном стволе, прямо зависит от распределенного веса труб в буровом растворе и изгибной жесткости сечения тела трубы. Следует особо отметить, что, чем короче бурильная труба и чем меньше расстояние между замками и протектором, тем выше ее продольная устойчивость. Проведенные компанией ЗАО «Акватик» теоретические и экспериментальные исследования [2] показали, что критические силы синусоидального и спирального «баклинга» для оснащенных протектором бурильных труб длиной 9,3 и 12,2 м, соответственно, на 25 – 50% выше, чем у таких же труб, не имеющих протектора. Одним из радикальных методов повышения эффективности бурения и увеличения протяженности горизонтальных участков скважин является применение так называемых комбинированных компоновок БК, в состав которых в нижней части колонны включены секции легкосплавных бурильных труб повышенной надежности (ЛБТПН). К основным свойствам, отличающим алюминиевые бурильные трубы от стальных (СБТ), относятся небольшой вес, высокий коэффициент плавучести в буровом растворе, коррозионная стойкость в агрессивных средах (сероводород и углекислый газ), более высокая по сравнению с СБТ гибкость, облегчающая вписываемость труб в сильно искривленные участки ствола и т. п. Замена на горизонтальных участках ствола СБТ на ЛБТПН, собственный вес которых в буровом растворе более чем в три раза меньше, приводит, соответственно, к снижению прижимающих нагрузок, а следовательно, сил и моментов трения, а также напряженно-деформированного состояния всей БК. Однако ограничением для алюминиевых труб могут явиться критические силы «баклинга», которые у СБТ при близких габаритных размерах выше, чем у ЛБТПН, за счет большей жесткости, т.е. эффективность замены СБТ на ЛБТПН, в том числе для увеличения длины бурения горизонтальных участков ствола, зависит, в конечном счете, от соотношения весовых параметров и критических сил «баклинга» для сопоставляемых труб. Благодаря достигнутым высоким эксплуатационным характеристикам ЛБТПН (ЛБТВК) получили широкое распространение при бурении скважин роторным и комбинированным способами практически во всех нефтяных компаниях страны. Для бурения горизонтальных стволов диаметром 120,6 – 132,0 мм ООО «Акватик – Бурильные трубы» разработаны и рекомендуются к применению алюминиевые бурильные трубы ЛБТПН 90х9П; а для стволов диаметром 139,7 – 152,4 мм следует использовать ЛБТПН 103х11П и ЛБТПН 103х11С. Изготовление таких труб осуществляется в ООО «Бурильные трубы» и ОАО «Серовский механический завод». Для повышения продольной устойчивости, лучшего центрирования в горизонтальном стволе скважины, а также с целью долговременной защиты основного тела трубы от абразивного износа ЛБТПН 90х9П и ЛБТПН 103х11П снабжены протекторами, расположенными в средней части трубы. Бурильная труба ЛБТПН 103х11С имеет сплошное спиральное оребрение наружной поверхности, что способствует не только повышению продольной устойчивости трубы, но и обеспечивает лучшее центрирование и более качественную очистку «лежачей» стенки ствола горизонтальной скважины от выбуренного шлама. Конструкция этих труб приведена на рис. 1 и 2; а номинальные геометрические размеры, весовые параметры и основные прочностные характеристики – в табл. 1.

Рис.1. Конструкция алюминиевых бурильных труб ЛБТПН 90х9П и ЛБТПН 103х11П

Рис. 2. Конструкция алюминиевой бурильной трубы ЛБТПН 103х11С

Для оценки эффективности применения алюминиевых бурильных труб малого диаметра в сравнении с СБТ близких типоразмеров на рис. 3 представлены графики максимальной осевой нагрузки, которую можно довести до долота при горизонтальном участке ствола без риска потери БК продольной устойчивости в форме синусоиды, в зависимости от длины участка, при бурении в режиме «слайдинга», т. е. без вращения БК.

Рис. 3. Максимальная нагрузка на долото в зависимости от длины горизонтального ствола

Табл. 2. Сравнительные расчеты напряженно-деформированного состояния БК

Как следует из табл. 2, при бурении нижнего интервала ствола долотом диаметром 152,4 мм, использование легкосплавных бурильных труб ЛБТПН-103х11П из алюминиевого сплава Д16Т в составе комбинированной компоновки БК, в сравнении со стальной компоновкой, обеспечивает увеличение запаса прочности, снижение основных параметров напряженно-деформированного состояния БК и дает возможность удлинить горизонтальный участок скважины. Эффективность применения ЛБТПН 90х9П в составе БК была убедительно доказана при бурении боковых стволов в весьма сложных геологических условиях Приобского месторождения. По материалам ООО «Катобьнефть» [3], вертикальная глубина залегания продуктивных пластов на этом месторождении превышает 2700 м. Для бурения применяется СБТ в габарите 73 и 89 мм. Из-за опасности нефтегазопроявлений бурение нижних интервалов проводится на утяжеленных буровых растворах плотностью до 1600 кг/м3. S-образный типовой профиль скважин, представленный на рис. 4, содержит по меньшей мере 2 участка с высокой интенсивностью искривления, достигающей 5 град/10 м.

Рис. 4. Типовой профиль основного ствола и бокового отвода скважин Приобского месторождения

Комментировать этот материал »

Обоснование выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения оси скважины, свойств промывочной жидкости и состояние скважины.

Выбрать аппарату­ру для контроля и регистрации параметров режима бурения, показате­лей работы долот, параметров режима работы буровых насосов, для опе­ративного контроля зенитных и азимутальных углов ствола скважины и положения плоскости симметрии отклонителя в процессе бурения наклонно-направленных скважин, для дефектоскопии бурильных труб и замков, для контроля состояния скважины (своевременного обнаружения начи­нающихся осложнений); пояснить мотивы выбора конкретных видов аппа­ратуры.

Выбрать аппаратуру для контроля и регистрации пара­метров режима бурения, показателей работы долот, параметров режима работы буровых насосов; аппаратуру для оперативного контроля зенит­ного и азимутального углов и положения плоскости симметрии отклони­теля при бурении наклонно-направленных скважин; аппаратуру для изме­рения и – по возможности – регистрации свойств промывочной жидкости; аппаратуру для контроля состояния скважины (своевременного обнару­жения начинающихся осложне-ний); пояснить мотивы выбора конкретных видов аппара­туры; сформулировать задачи исследования зон осложнений.

Это спе­циальный вопрос, подлежащий углубленной проработке выпускной квалификационной работы и являющийся важнейшей составной частью последнего. Тема разрабатывается индивидуально с руководителем работы с учетом реальных условий месторождения (площади), проблем, которые возникают при строительстве скважин на этом месторождении, а также научных интересов самого обучающегося. УНИРС может выполняться по материалам, со­бранным в период практик, по материалам лабораторных исследований, выполненных студентом самостоятельно, либо по материалам научно-исследовательской работы. В качестве УНИРС может быть представлено решение обучающегося нестандартной теоретической задачи, либо обобщение литературных материалов по вопросу, пред­ставляющему интерес для того бурового предприятия, где обучающийся проходил преддипломную практику, и т.д. Научные направления кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» приведены в таблице 3.

Перечень актуальных тем для написания выпускной квалификационной работы по разделам: Бурение. Текущий, капитальный ремонт скважин.

1. Эффект баклинга в бурении и пути его преодоления.

2. Анализ эффективности применения ТБТ (толстостенные бурильные трубы) вместо УБТ (утяжеленные бурильные трубы) при бурении ГС (горизонтальная скважина).

3. Технология подготовки ствола скважины, в том числе и боковых горизонтальных стволов к спуску набухающих пакеров.

4. Технология исследования горизонтальных скважин с целью определения притока и состава флюида с применением гибкой трубы с запасованным забелем и пакерных систем.

5. Технология селективной большеобъёмной ОПЗ на основе вязкоупругих самоотклоняющихся составов.

6. Технология пенокислотной ОПЗ в карбонатных коллекторах.

7. Технология поинтервальной большеобъёмной ОПЗ в карбонатных коллекторах скважин с необсаженным горизонтальным окончанием.

8. Технология водоизоляционных работ с применением нефтеводонабухающих пакеров.

9. Технология изоляции заколонной циркуляции с вырезанием участка обсадной колонны и установкой набухающего пакера.

10. Технология восстановления скважины с БС путём ликвидации существующего бокового ствола с удалением верхней части хвостовика.

11. Исследование эффективности опытно-промышленных работ по внедрению новых технологи в области бурения и ремонта скважин в ПАО «Татнефть» (ГС, МЗС, БГС, БС и ГС с МГРП).

12. Низкая успешность работ по ликвидации заколонных перетоков.

13. Временная блокировка пласта, нарушений перед внедрением «хвостовика» или дополнительной колонны малого диаметра.

14. Снижение приёмистости интервалов с катастрофическим уходом жидкости (удельная приёмистость более 4м3/Па∙час).

15. Производство ОПЗ после ранее проведённых работ по ликвидации заколонного перетока (щадящие технологии).

16. Обработки горизонтального ствола скважины (точность, снижение влияния сил гравитации).

17. Обработки скважин с малой приёмистостью (нет возможности глубокого проникновения кислоты в пласт).

18. Ликвидация внутрискважинных осложнений в скважинах со 102 и 114мм колоннами (нет инструмента).

19. Промывочные жидкости с изменяемыми реологическими свойствами.

20. Строительство горизонтальных скважин на Девон.

21. Заканчивание скважины в два этапа.

22. Бурение скважин долотами PDC.

23. ОЛКС для ликвидации поглощений при бурении скважин.

24. Бурение скважин с применением верхнего привода.

25. Строительство скважин малого диаметра.

26. Бурение горизонтальных участков скважин на месторождениях ПАО «Танефть».

27. Уменьшение прихватоопасности в наклонно-направленных скважинах.

28. Техника и технология бурения с отбором керна.

29. Применением профильного перекрывателя для ликвидации катастрофических поглощений.

30. Промывочные жидкости, применяемые при бурении боковых стволов.

31. Бурение скважин с большой протяженностью горизонтального ствола.

32. Бурение боковых и боковых горизонтальных стволов.

33. Применение новых типов полимерных буровых растворов.

34. Процессорное и проектное управление в строительстве скважин.

Содержание УНИРС отражается в задании выпускной квалификационной работы в профилирующем разделе

4. Безопасность и экологичность работы

— Проанализировать условия труда при бурении проектной скважины: охарактеризовать техническую оснащенность труда; дать эргономическую оценку основным буровым машинам и механизмам, расположению их на рабочей площадке, пультам и органам управления; охарактеризовать с точки зрения охраны труда технологические особен­ности бурения скважин на данной площади (осложнения и аварии, связан­ные с ними; спуско-подъемные опера-ции, сборка и разборка компоновки низа бурильной колонны на буровой); охарактеризовать санитарно-гигиенические условия труда (метеорологические условия; наличие вредных веществ и их воздействие на работающих; шум и вибрации, генерируемые на буровой; уровень освещенности основных рабочих мест; возможность поражения работающих электрическим током.

— Проанализировать существующую организацию безопасности труда при бурении скважин, обратив особое внимание на организационные, со­циально-психологические, технические, технологические и санитарно-гигиенические мероприятия, которые осуществляются в данном предприя­тии для улучшения условий и безопасности труда.

— Разработать, с учетом результатов выполненного выше анализа, комплекс мероприятий по созданию здоровых и безопасных условий труда при бурении проектной скважины. Акцент при этом следует делать на обеспечение безопасности труда в связи с предлагаемыми в дипломной работе технологическими и техническими решениями, которые ранее в работе предприятии не осуществлялись.

Промышленная безопасность обеспечивается по 2 направлениям:

1) обеспечение безопасности технических систем и технологических процессов при бурении нефтяных и газовых скважин;

2) обеспечение комфортных условий труда рабочих и служащих.

Безопасность в технической системе технологических процессов обеспечивается выполнением комплекса организационных и инженерно-технических мероприятий.

Проводят следующие организационные мероприятия:

— планирование мероприятий по охране труда

— учет и расследование несчастных случаев

— организация обучения, инструктирования, проверки знаний и аттестации по охране труда.

— разработка и утверждение правил охраны труда и ТБ

В комплекс инженерно-технических мероприятий входит:

— обеспечение пожаро- и взрывобезопасности при проведении буровых работ.

— защита работников от токсических выбросов

— действие виброакустических факторов

— обеспечение безопасности эксплуатации герметических систем, находящихся под давлением.

— защита рабочих от механического травмирования.

Обеспечение комфортных условий труда:

1) обеспечение оптимальных параметров освещения буровой и бытовых помещений;

2) создание комфортных климатических условий бытовых помещений. Безопасность труда и промышленная безопасность при бурении скважины

Выбрать способ при­готовления промывочной жидкости для бурения куста скважин и оборудо­вание для этой цели; пояснить мотивы выбора способа, оборудования ипроизводительности этого оборудования; выбрать оборудование для очистки промывочной жидкости от частиц выбуренных пород и для регулиро­вания содержания твердой фазы, пояснить мотивы выбора оборудования и его производительности; выбрать оборудование и приспособления для приготовления химических реагентов и равномерного ввода их в промы­вочную жидкость при обработке последней; выбрать емкости для хране­ния промывочной жидкости и реагентов и обосновать выбор объема этих емкостей; выбрать способ и оборудование для регенерации утяжелителей; выбрать оборудование для дегазации промывочной жидкости и обосновать выбор производительности его. Разработать схему размещения выбранно­го оборудования, способ ввода порошкообразных и жидких реагентов (как в циркулирующую в скважине, так и в свежеприготовленную промывочную жидкость), обеспечивающий равномерное распределениеих в объеме жид­кости при минимальных потерях. Разработать мероприятия по предотвращению загрязнения окружающей среды и опасности отравления персонала в процессе строительства куста скважин как промывочной жидкостью и реагентами для ее обработки, так и агрессивными компонентами, поступающими в нее из разбуриваемых пород; выбрать способ нейтрализации агрессивных компонентов. Разработать способ утилизации или захороне­ния промывочной жидкости и выбуренной породы по окончании бурения ку­ста скважин, обеспечивающий соблюдение законов об экологической безопасности о природной среды.

Экологическая безопасность в районе действия буровых работ проводится путем:

— совершенствования технологических процессов строительства скважин – использование спецтехнологий нейтрализации и утилизации отходов.

Первое направление природоохранных технологий включает:

— разработка и внедрение комплекса мероприятий по предотвращению выбросов нефти, газа и пластовой воды.

— осуществление технических и технологических мероприятий по ограничению масштаба возможного загрязнения.

По второму направлению природоохранных технологий проводятся:

— очистка и утилизация сточных вод и растворов, химреагентов;

— защита от нефтяных загрязнений;

— гидроизоляцию и ликвидацию шламовых амбаров и химреагентов;

— защита атмосферы от газовых выбросов;

— защита питьевой воды от засолонения.

Безопасность труда и промышленная безопасность при бурении скважины

Согласно закону РФ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» [3] и РД 03-616-03 к категории опасных относятся объекты, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются и уничтожаются опасные вещества (воспламеняющиеся, окисляющиеся, горючие, взрывчатые и токсичные).

Нефть является жидким токсичным природным продуктом, обладающим высокой испаряемостью и повышенной пожаро- и взрывоопасностью. По химическому составу нефть представляет сложную природную смесь углеводородов (89÷90,5%), примеси присутствуют в виде азотосодержащих органических соединений, асфальтенов, смол, сульфидов, свободной серы, в очень небольших количествах присутствует хлор, йод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций.

Попутный нефтяной газ является смесью углеводородов, обладающей повышенной пожаро- и взрывоопасностью.

Контакт с нефтью вызывает сухость кожи, пигментацию или стойкую эритему, приводит к образованию угрей, бородавок на открытых частях тела.

Острые отравления парами нефти вызывают повышение возбудимости центральной нервной системы, снижение кровяного давления и обоняния.

На человека нефть и газ оказывают наркотическое действие с изменениями крови и кроветворных органов, углеводороды поступают в организм человека через дыхательные пути. Первым признаком при отравлении парами углеводородов являются период возбуждения, характеризующийся беспричинной веселостью, затем наступает головная боль, сонливость, головокружение, тошнота. При тяжелых отравлениях наступает потеря сознания, судороги, ослабление дыхания, появляется желтушная окраска белой оболочки глаз.

Характеристика вредных веществ приведена в таблице 2.

Таблица 2 – Характеристика вредных веществ, обращающихся на объекте

Таблица 3 – Тип анализируемых объектов и признаки опасности

— Проанализировать организацию безопасности труда при заканчивании сква­жин в данном буровом предприятии, обратив особое внимание при этом на организационные, социально-психологические, технические, технологи­ческие и санитарно-гигиенические мероприятия которые осуществляются в данном предприятии для улучшения условий и безопасности труда.

— Разработать с учетом результатов выполненных выше анализов ком­плекс мероприятий по созданию безопасных условий труда при заканчивании проектной скважины. Акцент при этом следует делать на мероприятиях, связанных с реализацией новых технологических и тех­нических решений, которые предложены в дипломной работе, но пока не применяются в данном предприятии. Необходимо также обратить внимание на соблюдение требований современных нормативных документов по безопасноститруда; разработать мероприятия по обеспечению взрывопожаробезопасности при выполнении работ по заканчиванию проектной скважины.

Анализы и рекомендации в этом разделе работы должны быть подкреп­лены соответствующими инженерными расчетами.

Безопасность труда и промышленная безопасность при креплении скважины

— Сделать анализ организации труда при креплении скважин в данном буровом предприятии; отразить организационные, социально-психологические, технические, технологические и санитарно-гигиениче­ские мероприятия, которые осуществляются в данном предприятии для улучшения условий и безопасности труда.

— Разработать с учетом результатов выполненных выше анализов ком­плекс мероприятий по созданию безопасных условий труда при креплении проектной скважины, сделав акцент на мероприятия, свя­занные с реализацией новых технологических и технических решений, ко­торые предложены в дипломнойработе, но пока не применяются в данном предприятии. Необходимо также обратить внимание на соблюдение требо­ваний современных нормативных документов по безопасности труда при крепле­нии скважин; разработать мероприятия по обеспечению взрывопожаробезопасности в процессе крепления проектной скважины.

5. Экономическая оценка работы.

Обосновать продолжительность ведения работ, стоимость работ, организацию их проведения; определить экономическую эффективность мероприятий, предлагаемый в магистерской диссертационной работе. Всё это должно быть связано с темой выпускной квалификационной работы конкретными технологическими и техническими решениями, сделанными в работе.

Взаключении суммируются теоретические и практические выводы и предложения, которые были сделаны в результате исследования. Они должны быть краткими и четкими, дающими полное представление о содержании, значимости, обоснованности и эффективности разработок.

Список использованных источников.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

Перспективы применения алюминиевых бурильных труб при бурении горизонтальных скважин большой протяженности

Prospects aluminum drill pipe application while drilling horizontal wells great length

V. BASOVICH, I. BUYANOVSKIY, «Akvatik-Drill Pipes» LLC I. PETUNKIN, «Drill Pipes» LLC

Рассматриваются преимущества применения алюминиевых бурильных труб в составе комбинированных колонн при бурении горизонтальных скважин большой протяженности.

The advantages of aluminum drill pipes instead of steel when drilling horizontal wells great length are discussed.

Объемы бурения скважин с протяженным горизонтальным участком с каждым годом увеличиваются как в отечественной, так и зарубежной практике бурения. В 2015 г. ОАО «НК «Роснефть» в составе консорциума проекта «Сахалин-1» успешно завершили бурение самой протяженной в мире горизонтальной скважины (ГСБП) 0-14 [1], пробуренной в направлении крайней юго-восточной оконечности месторождения «Чайво» с буровой платформы «Орлан». Скважина имеет длину по стволу, равную 13 500 м, и горизонтальный участок ствола – 12 033 м.

Как показывает промысловый опыт проводки ГСБП, основными ограничениями при бурении таких скважин являются:

Анализ отечественных и зарубежных технологий, а также технических средств, применяемых для проводки ГСБП, позволяет сделать вывод о том, что рациональная компоновка бурильной колонны (БК) и эксплуатационные характеристики бурильных труб являются определяющими факторами, влияющими на эффективность бурения таких скважин. Применение комбинированных БК с включением легкосплавных бурильных труб (ЛБТ) позволяет при бурении ГСБП не только существенно снизить нагрузки на подъемную часть буровой установки, но и увеличить протяженность горизонтального ствола (ГС) таких скважин [2].

Повышенная надежность ЛБТ при знакопеременных нагрузках позволяет эффективно выполнять технологические операции с вращением инструмента и проводить аварийные работы по ликвидации прихвата силовыми методами.

Основные требования к конструкции ЛБТ оговорены в международном стандарте ISO-15546:2007 «Бурильные трубы из алюминиевых сплавов для неф­тяной и газовой промышленности», который введен в действие с 2007 г., и ГОСТ 23786-79 «Трубы бурильные из алюминиевых сплавов». ЛБТ состоит из алюминиевой трубы и привинченных по ее концам элементов стального замка. Для соединения алюминиевой трубы с замком применена правая малоконусная трапециедальная резьба типа ТТ с коническим стабилизирующим пояском и упором по торцу. Гарантированные радиальные натяги по резьбе стабилизирующему пояску и упор в торец в этом соединении обеспечиваются за счет применения «температурного» способа сборки замков с трубами по специальной технологии. Конический стабилизирующий поясок в соединении частично разгружает резьбу от знакопеременных изгибающих напряжений и, тем самым, увеличивает усталостную прочность и надежность трубного соединения. Благодаря такой конструкции достигается повышенная надежность всех сопряжений ЛБТ при знакопеременных нагрузках, что позволяет эффективно выполнять технологические операции с вращением инструмента и проводить аварийные работы по ликвидации прихвата силовыми методами. Трубные заготовки ЛБТ изготавливаются методом горячего прессования из коррозионно-стойких высокопрочных алюминиевых сплавов Д16Т или 1953Т1. Они имеют утолщенную внутреннюю высадку законцовок, на которых нарезается трубная резьба ТТ. Со стороны муфты у трубы есть удлиненное внутреннее утолщение для возможности безопасной работы в клиновом захвате или спайдере. В базовом исполнении ЛБТ (рис. 1) номинальный наружный диаметр трубных заготовок постоянен. Кроме того, могут быть поставлены алюминиевые бурильные трубы следующих модификаций: – в протекторном исполнении ЛБТ-П (рис. 2), предназначенном для защиты от износа основного тела трубы, повышения продольной устойчивости БК, а также ее лучшего центрирования в стволе скважины;

– со спиральным оребрением наружной поверхности ЛБТ-С (рис. 3) – для улучшения очистки ствола от выбуренной породы и повышения продольной устойчивости при бурении ГСБП. Основная часть наружной поверхности трубы выполнена с утолщением за счет наружного спирального оребрения правого направления.

Основные преимущества алюминиевых БТ достигаются благодаря приведенным в табл. 1 специфическим физико-механическим свойствам алюминиевых сплавов Д16Т или 1953Т1. В процессе бурения ГСБП практически вся БК находится под действием сжимающих усилий, тогда как при проводке вертикальных и наклонных скважин с небольшими зенитными углами основная часть БК является растянутой. Наиболее опасным следствием действия сжимающих нагрузок является локальная потеря БК продольной устойчивости, которая проявляется при бурении в режиме «слайдинга», т. е. без вращения бурильного инст­румента, в форме плоской синусоиды, переходящей, по мере увеличения сжимающей нагрузки, к виду пространственной спирали – так называемый баклинг, соответственно, I или II рода. При бурении с вращением БК и действии сочетания нагрузок, сжимающих продольных и центробежных поперечных, те же формы «баклинга» реализуются в виде колеблющейся плоской синусоидальной или пространственной спиральной «змейки», планетарно обкатывающейся вокруг собственной оси и оси скважины. Повышенные силы и моменты сопротивления в ГСБП формируются нагрузкой, прижимающей элементы БК к стенке скважины, и, при отсутствии «баклинга», зависят, в первую очередь, от собственного веса колонны с учетом ее облегчения в буровом растворе. Опасность возникновения «баклинга» выше для невращающейся БК, поскольку при вращении продольные силы сопротивления существенно ниже.

Анализ отечественных и зарубежных технологий, а также технических средств, применяемых для проводки горизонтальной скважины, позволяет сделать вывод о том, что рациональная компоновка бурильной колонны и эксплуатационные характеристики бурильных труб являются определяющими факторами, влияющими на эффективность бурения таких скважин.

Наличие протекторного утолщения на алюминиевых бурильных трубах, так же как и снижение расстояния между замками и протектором, заметно увеличивает продольную устойчивость трубы. Расчеты показывают, что оребрение наружной поверхности алюминиевой трубы способствует увеличению ее продольной устойчивости, за счет повышения жесткости, а сокращение длины усиливает этот эффект. Так как критерием начала «баклинга» является потеря БК продольной устойчивости в форме синусоиды, то в практике бурения обычно должно соблюдаться условие, чтобы допустимая действующая сжимающая нагрузка в различных сечениях БК была меньше критической нагрузки синусоидального «баклинга», при превышении которой сила контакта БК со стенками скважины резко возрастает. Потеря устойчивости БК в ГС зависит от жесткости и веса труб в жидкости, а также от обобщенного радиального зазора между БК и стенкой скважины.

Согласно современным представлениям, БТ на горизонтальном участке ствола могут потерять продольную устойчивость в форме синусоиды при действии критической сжимающей нагрузки Ркр, величина которой оценивается [3, 4] по формуле:

(1) где: Е – модуль Юнга материала трубы; I – осевой момент инерции по сечению основного тела трубы; w – вес погонного метра трубы в буровом растворе; δ – обобщенный радиальный зазор между стенками скважины и БТ; КL – коэффициент длины трубы, учитывающий расстояние между опорными сечениями БТ.

ЛБТ, оснащенные протектором и имеющие спиральное оребрение наружной поверхности, позволяют при бурении в режиме «слайдинга» с одной и той же осевой нагрузкой на долото увеличить максимально достижимую по условиям сохранения продольной устойчивости БК максимальную длину ГС.

Теоретические исследования, выполненные компанией ЗАО «Акватик», показали, что для практической оценки возможности возникновения «баклинга» в сжатых БТ значение КL, в зависимости от рабочей длины трубы и наличия протектора может изменяться в диапазоне: 1,0≤КL ≤1,5. В табл. 2, в качестве примера приведены расчетные значения критических сил синусоидального «баклинга» для наиболее применяемых для проводки ГСБП алюминиевых бурильных труб типоразмера ЛБТ 147х13 рабочей длиной 12 м, в том числе в протекторном (П) исполнении, а также ЛБТ 147х11С длиной 9,3 м со спиральным оребрением наружной поверхности. Там же для сравнения приведены критические усилия синусоидального «баклинга» для стальных труб (СБТ) близких типоразмеров. Все расчеты выполнены применительно к бурению ГС долотом ∅215,9 мм при плотности бурового раствора, равной 1200 кг/м3.

Опытная партия ЛБТ 103х11С была изготовлена и испытана в ОАО «Татнефть» при бурении ГС и показала хороший результат по выносу шлама. Повышенный вынос шлама, в совокупности со стабильным крутящим моментом, подтвердили эффективность применения ЛБТ 103х11С для улучшения очистки ствола от выбуренной породы.

ЛБТ 147х13, у которых модуль Юнга и погонный вес в растворе ниже, чем у работающих в тех же условиях СБТ близких типоразмеров, могут потерять продольную устойчивость при меньших значениях критических сжимающих нагрузок. Введение протектора повышает на 50% их сопротивление продольному изгибу, а спиральное оребрение еще больше увеличивает эффект, позволяя довести продольную устойчивость этих труб до уровня, несколько превосходящего СБТ 127х9,19. Однако основной эффект от включения ЛБТ в состав комбинированной компоновки БК при бурении ГСБП заключается в снижении сопротивлений при перемещении и вращении БК в ГС, что достаточно убедительно проиллюстрировано приведенным ниже примером.

При бурении ГС с осевой нагрузкой на долото Gд в режиме «слайдинга», т.е. без вращения БК, максимальная протяженность ствола Lмах, которая может быть достигнута без потери БТ продольной устойчивости, определяется по формуле:

Lмах ≤(Ркр– Gд)/( ƒ w), (2) где ƒ – обобщенный коэффициент сопротивления перемещению БК в стволе.

На рис. 4 представлены рассчитанные с помощью формулы (2) зависимости максимальной длины Lмах от нагрузки Gд на долото ∅215,9 мм, которые могут быть достигнуты в режиме «слайдинга» без потери БК продольной устойчивости с использованием БТ, представленных в табл. 2. При расчетах обобщенный коэффициент сопротивления (трения) в открытом стволе принимался равным ƒ=0,25.

Как следует из графиков на рис. 4, с помощью ЛБТ, как оснащенных протектором, так и имеющих спиральное оребрение наружной поверхности, можно при бурении в режиме «слайдинга» с одной и той же осевой нагрузкой на долото ∅215,9 мм увеличить максимально достижимую по условиям сохранения продольной устойчивости БК максимальную длину ГС. Из приведенных графиков также видно, что при малых проектных длинах ГС применение СБТ позволяет подводить к долоту более высокие осевые нагрузки. Однако по мере удлинения ГС это преимущество переходит к алюминиевым БТ. Физическое объяснение полученным соотношениям заключается в том, что у ЛБТ, более легких, чем СБТ близких типоразмеров, по мере углубления скважины медленнее растут потери на сопротивление перемещению, что позволяет сохранить ресурс сжимающего усилия для поддержания необходимой нагрузки на долото. Проблемы эффективной очистки ГСБП от выбуренной породы инициируются интенсивным накоплением шлама на «лежачей» стенке горизонтальной скважины, что может привести к появлению «желобообразных» выработок и, соответственно, к резкому повышению коэффициента сопротивления (трения) движению и вращению БК, вплоть до ее зависания в стволе и невозможности дальнейшего выполнения бурения или СПО.

Согласно рекомендациям [5], ключевыми факторами эффективной очистки ГСБП являются частота вращения БК, расход и реологические параметры бурового раствора, конфигурация наружной поверхности БТ, а также применение технологии обратной проработки пробуренного ствола, которая предполагает спуск и подъем вращающейся БК с одновременной циркуляцией бурового раствора.

Источник