CC BY
202. Кавитация. Материал из Википедии — свободной энциклопедии. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ru.wikipedia.org/wiki/Кавитация/ (дата обращения: 15.10.2017).
3. Кишалов А.Е., Ахмедзянов Д.А. Термогазодинамическое моделирование авиационных двигателей и их элементов: Лабораторный практикум по дисциплине «Математическое моделирование авиационных двигателей и энергетических установок» / Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. Уфа, 2012. 90 с.
СНИЖЕНИЕ ПРИХВАТООПАСНОСТИ ПУТЕМ ВВОДА В ПРОМЫВОЧНУЮ ЖИДКОСТЬ СМАЗЫВАЮЩИХ ДОБАВОК Ахметов Д.С.1, Ахраров И.М.2, Ахраров И.М.3, Мухамадиев И.С.4
1Ахметов Дмитрий Сергеевич - студент;
2Ахраров Ильдар Муслимович - студент;
3Ахраров Ильгиз Муслимович - студент;
4Мухамадиев Ильдар Салимянович - студент, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
г. Уфа
Прихваты бурового снаряда весьма различны. В 1937 г. Хейворд опубликовал первую статью, в которой обсуждались причины этого вида осложнений. В 1940 г. Уоррен сделал попытку объяснить причины прихватов более детально. Оба автора пришли к выводу, что прихваты бурового снаряда вызывались желобообразованием в скважине, скоплением шлама вокруг бурильных труб и забивкой долота разбуренной породой с прекращением циркуляции.
Рассмотрим механизм прихвата бурового инструмента, вызванного перепадом давления, поскольку остальные виды прихвата изложены в других разделах книги или механизм формирования их настолько прост, что не требует специального разбора.
Механизм прихвата, вызванного репрессией на пласт, проявляется в быстром и сильном прижатии бурового инструмента к стенке скважины. При этом вращение и осевые перемещения его в скважине прекращаются. Как правило, прихват развивается при прекращении движения бурового инструмента в скважине на некоторое время, часто исчисляемое минутами, и при наличии на проницаемых породах фильтрационной корки [1].
Известно, что снижение прихватоопасности обеспечивается вводом в промывочную жидкость смазывающих добавок, в качестве которых наиболее часто применяются следующие препараты: кожевенная паста до 3%, смыленная смесь гудронов до 2,5—3%, и серийно выпускаемые специальные концентраты: эмульсол лесохимический ЭЛ-4, эмульсол нефтехимический ЭН-4, ленол 10, ленол 32, морозол 2. Вводить эти добавки в раствор следует в полном соответствии с рекомендациями по их использованию [2].
В отдельных организациях в качестве таких добавок употребляют СМАД-1, реагенты Т-66, Т-80, графит, ГКЖ-Ю + нефть и др.
Для предупреждения затяжек, прихватов бурового инструмента фирма «Добб интернэйшнл» предложила вместо ранее применявшихся пластмассовых шариков вводить в промывочную жидкость стеклянные. Их действие подобно шариковому подшипнику. Стеклянные шарики прочнее пластмассовых в 3 раза. Они выдерживают температуру до 760°С против 185°С для пластмассовых. Фирма выпускает две их разновидности: Стик-лесс-20 для предупреждения развития прихватов и облегчения освобождения прихваченного бурового инструмента и Торк-лесс ДИ-170 для
предотвращения затяжек бурового инструмента и снижения крутящего момента. Определенный интерес представляют результаты их применения. Так, с помощью шариков Стик-лесс-20 диаметром 0,7 мм, закачанных в зону прихвата в количестве 20 кг/м3раствора, осложнение было ликвидировано. С помощью шариков второго типа добились снижения крутящего момента при бурении наклонной скважины до 60% [3].
М.Р. Мавлютов указывает на успешное предупреждение прихватов в высокопроницаемых песчаниках и набухающих глинах с помощью растворов на нефтяной основе и при работе с различными эмульсионными жидкостями, особенно с введением в них органофильных глин в качестве твердой фазы.
Для замены дизельного топлива как одного из компонентов эмульсионных жидкостей фирма «Хромаллойдельта мю» разработала нетоксичный буровой раствор на углеводородной основе [4] .
В качестве других технологических приемов рекомендуется: не оставлять буровой инструмент без движения в открытом стволе скважины, особенно в неустойчивых, сильно проницаемых породах; производить периодическое медленное проворачивание бурового инструмента, не допускать резких колебаний гидродинамического давления на пласт при СПО; не оставлять буровой снаряд на забое или в призабойной зоне при остановке его вращения и прекращении циркуляции промывочной жидкости по скважине. При нарушении циркуляции следует поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на длину ведущей бурильной трубы, а в некоторых случаях — на одну — две свечи. При длительной остановке циркуляции колонну бурильных труб поднимают в обсадные трубы. Все работы при СПО следует производить быстро. Иногда в прихватоопасных зонах со стенок скважин удаляют рыхлую и толстую фильтрационную корку. Рекомендуется также применять квадратные УБТ и центраторы.
Профилактика прихватов при бурении скважин в породах, способных к сужению и кавернообразованию, при загрязнении раствора должна сводиться в первую очередь к предупреждению развития этих явлений. Следует избегать уступов в открытом стволе скважины (телескопических конструкций скважин). При накоплении шлама в кавернах необходимо прибегать к связыванию его с породой в подошве каверны методами тампонирования, отверждающимися растворами и т. д. В этих же случаях можно использовать различные гидрофобизирующие добавки, которые препятствовали бы агрегированию частиц шлама в местах их скоплений, применять гладкоствольную колонну бурильных труб.
С целью предотвращения падения случайных предметов в скважину необходимо иметь простейшие устройства для перекрытия устья скважины как при. наличии, так и при отсутствии в ней колонны бурильных труб. Не следует работать с неисправным спуско-подъемным инструментом.
Список литературы
1. Хузина Л.Б. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком / Л.Б. Хузина, С.В. Любимова // Нефтегазовое дело: научно-технический журнал. № 2, 2012.
2. Янсен М. // Бурение и нефть, 2010. № 3. С. 48.
3. Стадухин А.В. Исследование и разработка технологии применения смазочных добавок для бурения наклонно направленных скважин с горизонтальным окончанием: Автореф. канд. техн. н. Тюмень, 2006. 24 с.
4. КиберЛенинка: (дата обращения: 21.11.2017). [Электронный ресурс]. Режим доступа: https ://cyberleninka. ru/article/n/vliyanie smazochnyMobavoknaharakteristikibu rovyh-rastvorov/ (дата обращения: 15.11.2017).
5. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. 509 с.
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ ПЕРФОРАЦИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГИБКИХ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ Бадретдинов Д.Ф.1, Ахраров И.М.2, Ахраров И.М.3, Осипов Ю.В.4
1Бадретдинов Денис Фанавиевич - студент;
2Ахраров Ильдар Муслимович - студент;
3Ахраров Ильгиз Муслимович - студент;
4Осипов Юрий Владимирович - студент, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
г. Уфа
Технологии гидропескоструйного воздействия используются в различных отраслях промышленности уже сравнительно продолжительное время. В нефтегазовой промышленности, несмотря на публикацию теоретических статей по теме как в советской, а затем российской научной среде, в особенности зарубежной специализированной прессе, реальное применение гидропескоструйной технологии началось только в недавнее время. Связано это, прежде всего, с достижениями в металлурги, обеспечивающими разработку достаточно стойких материалов для применения во время проведения работ в нефтегазовых скважинах. Более того, в последние годы, с развитием прикладного программного обеспечения, появились продукты, обеспечивающие построение моделей, оптимизацию применения и предсказание результата проведения такого вида работ.
Разработанная и внедренная "Weatherford International" технология ГПП с помощью гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) основана на непрерывной работе ф лота ГНКТ, выполняющего помимо основной работы по освоению и нормализации забоя скважин еще и гидропескоструйную перфорацию, и флота ГРП, выполняющего гидравлический разрыв пласта без ограничений по массе проппанта и других осложняющих факторов.
В настоящее время для компенсации снижения базовой добычи нефти требуется ввод скважин из бурения в кратчайшие сроки, качественно и с наименьшими затратами на всех этапах, включая прострелочно-взрывные работы (IBP). Гидропескоструйная перфорация нефтегазовых скважин обладает рядом преимуществ по сравнению с традиционными методами ПВР, что объясняет рост популярности таких работ в последнее время. Связаны они, прежде всего, с необходимостью последующего проведения работ по гидроразрыву пласта для увеличения производительности скважин и увеличением требований к срокам и успешности этих работ.
Абразивные смеси применяются для резки и перфорации НКТ с высокой точностью и эффективностью в том числе и вторичном вскрытии продуктивных пластов. Основная задача вторичного вскрытия создание при гидродинамической связи между скважиной и пластом без повреждения коллекторских свойств призабойной зоны и без значительных деформаций обсадной колонны и цементного камня. Решение этой задачи обеспечивается выбором метода перфорации, среды, типоразмера перфоратора и плотности перфорация. При гидропескоструйной перфорации образование канала осуществляется за счет гидромониторного эффекта высокоскоростной струи, содержащей абразивный песок. При данном способе
