Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

Выбираем башмак типа БП-140.

5. Центраторы. Центраторы облегчают процесс спуска обсадной колонны вследствие снижения сил трения между трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании обсадной колонны в результате образования локальных завихрений восходящего потока жидкостей на участках размещения центраторов.

Выбираем центраторы ЦЦ-140/191-1, устанавливаемые в центральной части трубы, т.е. в том месте, где происходит ее наибольший изгиб. Для оснастки эксплуатационной колонны принимаем установку центраторов на глубинах: 2285 м, 2275 м, 2265 м, 2255 м, 2235 м, 2205 м, 2175 м, 2145 м, 1928 м, 1918 м

Общее количество центраторов ЦЦ-140/191-1 - 25 шт.

2.4.5 Выбор режима спуска эксплуатационной колонны

2.4.5.1 Подготовка ствола скважины к спуску колонны

Запрещается проводить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны и геофизические исследования при наличии газоводонефтепроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации.

После окончания бурения скважины до проектного забоя и проведения электрометрических работ ствол скважины необходимо прошаблонировать КНБК, применявшейся при последнем долблении. Известно, что для успешного спуска обсадной колонны необходимо, чтобы жесткость КНБК соответствовала или превышала жесткость спускаемой обсадной колонны. Спуск КНБК необходимо осуществлять с той же скоростью, которая была при последних СПО, не допуская посадок более 3-5 тс.

В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъёме инструмента после последнего долбления в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить до полной ликвидации посадок при спуске КНБК без промывок, при скорости не более чем 20-25 м/ч[21].

Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. Первая промывка производится перед выходом в открытый ствол.

Восстановление циркуляции производить плавно одним насосом с производительностью не более 8 л/с с постепенным увеличением ее до максимальной, которая была при бурении скважины, не допуская поглощений и потери циркуляции. При промывке скважины должно быть исключено оставление бурильного инструмента без движения.

При достижении забоя промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов до стабилизации параметров раствора до требуемых ГТН, не допуская возникновения гидродинамических нагрузок на пласты в открытом стволе выше допустимой величины. После этого приступить к подъёму инструмента под спуск обсадной колонны, не допуская затяжек более 2-3 т, ликвидируя их шаблонированием ствола скважины[21].

Подъем инструмента осуществлять с постоянным доливом и контролем объема, не допуская снижения уровня раствора в скважине ниже допустимого.

В процессе подготовки скважины к спуску колонны предусмотрены следующие электрометрические работы[16]:

- стандартный каротаж А2М0,5N с ПС, масштаб 1:500 в интервалах: 0-700м, 700-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м;

- БКЗ (7 зондов), ПС, микрозондирование, боковой каротаж, микробоковой каротаж, микрокавернометрия, индукционный каротаж, резистевиметрия, акустический каротаж, масштаб 1:200 в интервалах: 2300-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м;

- профилеметрия, масштаб 1:500 в интервалах стандартного каротажа, масштаб 1:200 в интервалах БКЗ;

- ГК, НГК, масштаб 1:500 в интервале 0-2300м, масштаб 1:200 в интервале 2300-3300м;

- гамма-гамма-каротаж (плотностной), масштаб 1:200 в интервале 2300-3300м;

- инклинометрия ч/з 25м 0-3300м.

Электрометрические работы производятся через бурильный инструмент, низ которого оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производится расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины промывается.

В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при бурении скважины. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100 - 120 м/час, при производительности насосов 30 - 32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважины. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН.

2.4.5.2 Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии).

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона. Диаметр шаблона для труб 114-219 мм должен быть меньше номинального на 3 мм.

На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне от буровой на отдельный стеллаж.

Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью.

Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой.

Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается.

При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).

Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.

Данные о количестве и характеристике труб в каждом ряду необходимо записать в ведомость по форме[21]:

- номер трубы по порядку спуска;

- условный диаметр трубы;

- толщина стенки;

- группа прочности стали;

- длина трубы;

- нарастающая длина колонны;

- дата выпуска трубы;

- завод-изготовитель;

- тип резьбы;

- давление опрессовки на поверхности;

- маркировка трубной базы.

Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы (общей длиной 150 м.) максимальной (по расчету) группы прочности (Д) одного или нескольких типоразмеров в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины.

Внешним осмотром необходимо определять качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).

Необходимо проверять соответствие присоединительных резьб труб, на которые будут навинчиваться башмак, ЦКОД и др. элементы оснастки. При несоответствии типов резьб запрещается перенарезка резьб на башмаке, ЦКОДе и др. элементах оснастки. Для этих целей должны быть использованы проверенные и опрессованные переводные трубы[21].

Все изготовленные трубной базой переводные трубы, патрубки и переводники должны завозиться на буровую вместе с актами об их опрессовке.

2.4.5.3 Технологический режим спуска колонны

Спуск ОК необходимо начинать на пневматических клиньях ротора(ПКР) до глубины, которая берётся из инструкции на ПКР. Затем при спуске используют элеватор.

В табл. 2.15 представлены допустимые нагрузки для обсадных труб диаметром 168,3 мм. в зависимости от группы прочности и толщины стенки.

Таблица 2.15 - Допустимые нагрузки для секций ОК

№№ секций	Группа прочности	Толщина стенки трубы, мм	Суммарный вес секций, кН	Допустимые нагрузки, т
1	N-80	10,54	7	117
2	N-80	9,17	658	104
3	N-80	10,54	286	91

Анализируя таблицу 2.15 можно прийти к выводу, что спуск ОК можно полностью провести на ПКР.

Герметизирующий состав, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать с резьб и заменять другим.

Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений обсадных труб, а также элементов технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен быть одинаковым для всех соединений.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами.

Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава. Условие нормального закрепления резьб для труб диаметром 140 мм VAGT: торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм[21].

"Усиление" резьбовых соединений при ненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом запрещается.

При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром. В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения обсадной колонны.

Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания "от руки", а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак.

После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя. Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на 3 мм.

До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению рулеткой и записана мелом.

Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и докрепляться на роторе.

Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа "трапеция" с плавным ростом скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор. Скорость спуска колонны: в обсаженном стволе не более 1 м/с; до кровли продуктивного пласта не более 0,5 м/с; до забоя скважины не более 0,2 м/с.

При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки.

При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины более 3-5 тс.

При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

- произвести расхаживание колонны с промывкой.

В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции необходимо её восстановить.

Необходимо вести постоянный контроль над заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины.

Контроль над установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов.

При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема. Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину.

При обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать его величину более 25% расчетного допустимого притока. В противном случае спуск колонны следует приостановить.

При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины.

О возникновении газонефтеводопроявления (ГНВП) руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним дальнейшие действия. При этом незамедлительно необходимо:

- подать сигнал "выброс";

- установить на верхнюю трубу открытый шаровой кран;

- закрыть шаровой кран и герметизировать затрубное пространство превентором универсальным гидравлическим(ПУГ);

- при отсутствии ПУГа и при малом весе обсадной колонны присоединить к верхней трубе специальную «аварийную» бурильную трубу с открытым шаровым краном и закрыть кран и верхний плашечный превентор;

- присоединить рабочую трубу, закрыть ДЗУ, открыть шаровой кран, вести наблюдение за давлением в затрубном и трубном пространстве и расхаживать колонну.

Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой.

В случае перелива бурового раствора из колонны необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности.

В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки.

После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции.

В процессе любых промывок скважины необходимо:

- контролировать состояние бурового раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в соответствие ГТН;

- контролировать характер циркуляции с целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений;

- контролировать наличие в буровом растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора;

- вести тщательную очистку бурового раствора.

При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать.

После окончания допуска колонны до проектной глубины необходимо сбросить в колонну обсадных труб запорный шар обратного клапана. Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы без крайней необходимости запрещается.

Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается[21].

2.4.6 Расчёт цементирования обсадных колонн

Расчет цементирования эксплуатационной колонны 140 мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=139,7 мм

2. Глубина спуска колонны 3147 м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=3147 м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=2150 кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1960 кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 3147 м, Р_пл= 61,4МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1,15

9. Водоцементное отношение m=0.8

10. Диаметр скважины D_скв=165,1 мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с=20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора для цементирования ступени

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н) ·Н·к_v+ d²_вн·h_ц.с] (2.93)

V_ц.р=0,785[(0,1651²-0,140²)·1904·1,15+ 0,140²·10]=18,4 м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц ·г_ц· V_ц./1+m (2.94)

где к_ц - коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении;

М_ц=1,05·1610·39,65/1+0,8=1610 кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в·m·М_ц / г_в (2.95)

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0,8·37238 /1000=32,47 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?·Р·d²_вн·(L-h_ц.с)/4

где ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,126²·(3990-10)/4=51 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв-d²_н) ·h_б (2.96)

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а.·р_в)L/г_р-г_буф (2.97)

h_б= (1400-1,32·1000)3990/1400-1080=997.5м

V_буф=0,785·[(0,194²-0,146²)997,5=12,8 м³

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной

h_р=3990-(2683+10)=1297м

Гидравлический расчет

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия [18]:

, (1), , (2) (3)

где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400-1 [Р₁] = 40МПа) стр.368 табл.10.6 [5]

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для ЦА-320М [Р₂] = 32 МПа)

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины в конечный момент цементирования и давление гидроразрыва пород ([Р₃] = 69.8МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп (2.98)

где Р_тр - гидравлический сопротивление в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

Р_зп - гидравлическое сопротивление в момент окончания продавливания, МПа

Р_тр=0,289·10^-7· г_р·Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн (2.99)

где Q- подача насосов в конечный момент продавливания, м³/с

Р_тр=0,289·10^-7·1420·0,003²(2683-10)/ 0,126⁵=0,03 МПа

Р_зп=0,289·10^-7· г_ц· Q ²·Н/(D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1610·0,003²·2683/(0,194-0,146) ³ (0,194+0,146) ²

=0,07 МПа

Р₁=(2683-10)(1610-1420)/ 10⁵+0.03+0,07=5.17 МПа

1) Р₁=5,17 МПа<[Р₁] = 32 МПа,

Р₁=5,17 МПа< Р_у=33,9/1,5=22,6 МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0,8=5,17/0,8=6,46 МПа<[Р₂] = 40 МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц·г_ц/ 10⁵+ Р_зп (2.100)

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=2683·1610/10⁵+0,07=43,26 МПа<[Р₃] = 69,8 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования.

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1,8м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V (2.101)

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h (2.102)

F=(39,65-0,15)/2683=0,0147 м²

Q=0,015·1,8=0,027 м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14,5 л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата для цементирования первой ступени. Находим число ЦА

n=Q/Q4=27/14,5+1=2,8 принимаем 3шт 3ЦА-400А

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц·V_бун. (2.103)

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=37,2/14,5·1,61=1,59 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m (2.104)

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·2=40 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н (2.105)

t_з=39,65/60·0,04=16.5мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q (2.106)

t_пр=51/60·0,027=31,48мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин (2.107)

16,5+16,04+31,48+10,3+15=89,6 мин

t_ц ?0,75·б

где б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0,75·120

89,6мин?90мин что допустимо

Расчет цементирования потайной колонны 194 мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=193,7 мм

2. Глубина спуска колонны 2846-2290 м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h = 1800м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1600кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1160кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 2800м, Р_пл=28МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1,15

9. Водоцементное отношение m=0,8

10. Диаметр скважины D_скв=235,0 мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с=20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н)·Н· к_v+ d²_вн·h_ц.с]

V_ц.р=0,785[(0,270²-0,219²)·1800·1,15+ 0,196²·10]=40,8м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц·г_ц·V_ц./1+m

где к_ц-коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1,05·1800·40,8/1+0,8=42840кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в·m·М_ц / г_в

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0,8·42840 /1000=37,35 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?·Р·d²_вн·(L-h_ц.с)/4

где ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,196²·(2800-10)/4=86,66 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв -d²_н)·h_б

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а.·р_в)L/г_р-г_буф

h_б= (1160-1·1000)2800/1400-1080=1400м

V_буф=0,785[(0,270²-0,219²)1400=27,4 м³

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной

h_р=2800-(1800+10)=990м

Гидравлический расчет

ГУЦ 219-245х320-1 [Р₁] =32МПа

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

где Р_тр -гидравлический сопротивление в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

Р_зп -гидравлическое сопротивление в момент окончания продавливания, МПа

Р_тр=0,289·10^-7·г_р·Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

где Q- подача насосов в конечный момент продавливания, м³/с

Р_тр=0,289·10^-7·1160·0,003²(1800-10)/ 0,196⁵=0,002 МПа

Р_зп=0,289·10^-7· г_ц·Q ²·Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1800·0,003²·1800/(0,270-0,219) ³ (0,270+0.219) ²=0,026МПа

Р₁=(1800-10)(1800-1160)/ 10⁵+0,002+0,026=11,48 МПа

1) Р₁=11,48 МПа <[Р₁] = 32 МПа,

Р₁=11,48 МПа < Р_у=35,7/1,5=23,8 МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0,8=11,48 /0,8=14,35 МПа<[Р₂] = 32 МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц·г_ц/ 10⁵+ Р_зп

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=1800·1600/10⁵+0,026=28,83 МПа<[Р₃] = 33 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1.5м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(40,8-0,4)/1800=0,022 м²

Q=0,022·1,5=0,033м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 3-й скорости Q3=5.98л/с при диаметре втулки 115мм, а давление 14МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q3=33/5,98+1=6,5 принимаем 7шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц·V_бун.

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=42,8/14,5·1,6=1,84 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·2=40л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н

t_з=40,2/60·0,04=16,75мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q

t_пр=86,66/60·0,033=43,7мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

16,75+43,7+15=75,45мин

t_ц ?0,75·б

Где, б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0,75·120

75.45мин?90мин что допустимо

Расчет цементирования промежуточной колонны 245 мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=244,5 мм

2. Глубина спуска колонны 2539 м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=2539 м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1600кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1500кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 2539 м, Р_пл=54 МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1,15

9. Водоцементное отношение m=0,8

10. Диаметр скважины D_скв=295,3 мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с=20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н)·Н·к_v+ d²_вн·h_ц.с]

V_ц.р=0,785[(0,397²-0,298²)·1500·1,15+ 0,273²·10]=93,7м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц· г_ц·V_ц./1+m

где к_ц-коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1,05·1600·93,7/1+0,8=87453кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в·m·М_ц / г_в

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0,8·87453 /1000=76,25 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?·Р·d²_вн·(L-h_ц.с)/4

где ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,273²·(1500-10)/4=90 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв -d²_н)·h_б

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а·р_в)L/г_р-г_буф

h_б= (1500-1,35·1000)1500/1500-1080=536м

V_буф=0,785[(0,2953²-0,298²)536=28,9 м³

Гидравлический расчет

ГУЦ 273-299х250-1 [Р₁] =25МПа

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Р_тр=0,289·10^-7·г_р·Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

Р_тр=0,289·10^-7·1500·0,003² (1500-10)/ 0,273⁵=0,00038МПа

Р_зп=0,289·10^-7· г_ц·Q ²·Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1600·0,003²·1500/(0,397-0,298)³(0,397+0,298)²=0,0014МПа

Р₁=(1500-10)(1600-1500)/ 10⁵+0,00038+0,0014=1,49МПа

1) Р₁=1,49 МПа <[Р₁] = 25 МПа,

Р₁=1,49 МПа < Р_у=15,87/1,5=10,58 МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0,8=1,49 /0,8=1,86 МПа<[Р₂] = 32 МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц·г_ц/ 10⁵+ Р_зп

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=1500·1600/10⁵+0,0014=24 МПа<[Р₃] = 24,3 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(93,7-0,75)/1500=0,06 м²

Q=0,06·1,5=0,09 м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14.5л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q4=90/14.5+1=7.2принимаем 8шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц·V_бун.

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=87,45/14,5·1,6=3,76 принимаю 4шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·4=80 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н

t_з=93,7/60·0,08=19,5 мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q

t_пр=90/60·0,09=16.7мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

19,5+16,7+15=51,2 мин

t_ц ?0,75·б

где б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0,75·120

51,2 мин?90мин что допустимо

Расчет цементирования кондуктора 324 мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=323,9 мм

2. Глубина спуска колонны 1027 м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h = 1027 м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1400кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1050кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 1027 м, Р_пл= 10,2 МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1.15

9. Водоцементное отношение m=0,8

10. Диаметр скважины D_скв = 393,7 мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с = 20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н)·Н· к_v+ d²_вн·h_ц.с]

V_ц.р=0,785[(0,490²-0,426²)·630·1,15+ 0,402²·10]=34,6м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц·г_ц·V_ц./1+m

где к_ц-коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1,05·1400·34,6/1+0,8=28257кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в·m·М_ц / г_в

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0.8·28257 /1000=24,64 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?·Р·d²_вн· (L-h_ц.с)/4

где ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,402²·(630-10)/4=81 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв -d²_н)·h_б

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а. р_в)L/г_р-г_буф

h_б= (1050-1,0·1000)630/1050-1080=1050м

V_буф=0,785[(0,490²-0,426²)630=38,8 м³

Гидравлический расчет

ГЦК 426х50 [Р₁] =5МПа

Давление на цементной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Р_тр=0,289·10^-7· г_р·Q² (Н- h_ц.с)/d⁵_вн

Р_тр=0,289·10^-7·1050·0,003² (630-10)/ 0,402⁵=0.00001МПа

Р_зп=0,289·10^-7·г_ц·Q ²·Н/(D_скв-d_н)³(D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1400·0,003²·630/(0,490-0,426)³(0,490+0,426) ²=0,0007 МПа

Р₁=(630-10)(1400-1050)/10⁵+0,00001+0,0007=2,17 МПа

1) Р₁=2,17 МПа <[Р₁] = 5 МПа,

Р₁=2,17 МПа < Р_у=5,7/1,5=3,8 МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0,8=2,17/0,8=2,71 МПа<[Р₂] = 32 МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц· г_ц/10⁵+ Р_зп

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=630·1400/10⁵+0=8,82МПа<[Р₃] = 9,2 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(34,6-1,62)/630=0,052 м²

Q=0,052·1,5=0,078м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14,5л/с при диаметре втулки 125 мм, а давление 6 МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q4=78/14,5+1=6.4принимаем 7шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц·V_бун.

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=28,25/14,5*·1,4=1,39 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·2=40 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н

t_з=34,6/60·0,04=14,4 мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q

t_пр=81/60·0,078=17,3 мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15 мин

14,4+17,3+15=46,7 мин

t_ц ?0,75·б

где б -время начала схватывания, для холодных скважин б=120мин

t_ц ?0,75·120

46,7 мин ? 90 мин что допустимо

Полученные результаты расчёта цементирования приведём в таблице.

Таблица 2.16 - Результаты расчёта цементирования скважины

Наименование колонны	Объём цементного раствора, м3	Объём воды для затворения, м3	Объём буферной жидкости м3	Кол-во СМН-20, шт	Кол-во АС-400Д, шт	Общее время цемен тирования, мин	Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8
Кондуктор 324	54,3	4	6,0	7	3	149	6,8
Промежуточная 245	70,4	58,3	6,0	9	3	208	4,3
Потайная 194	11,5	8,6	6,0	2	2	196	3,8
Эксплуатационная 140	18,4	15,2	6,0	3	2	103	6,7
Итого	154,6	86,1	24,0	21	10	656

*Примечание: количество агрегатов АС-400Д и число цементосмесительных машин 2СМН-20 принимается по максимальному значению.

2.4.7 Заключительные работы и контроль цементирования

После затвердевания цементного раствора производят следующие работы:

Стравливается избыточное давление в обсадной колонне и заколонном пространстве, если оно сохранилось до этого момента;

Определяется положение кровли цементного камня в заколонном пространстве и оценивают качество цементирования скважины (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной колонной и камнем, камнем и стенками скважины) с помощью геофизических методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии. Если обнаруживаются дефекты в цементном камне, из-за которых могут возникнуть перетоки пластовых жидкостей, необходимо выполнить ремонтные работы и ликвидировать брак;

Производится демонтаж цементировочной головки;

Производится обвязка обсадной колонны с предыдущей при помощи колонной головки типа ОКК1 210 - 146 х 245 (согласно 2.2.6);

Проверку герметичности обсадной колонны, колонной головки и зацементриванного заколонного пространства путём опрессовки на давление 12,38 МПа, с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду.

Обсадная колонна считается герметичной если в течении течение 30 мин давление опрессовки не снизилось более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания давления опрессовки.

После испытания обсадной колонны составляется акт, в котором указывается их результат и заключение комиссии.

2.5 Проектирование процессов испытания и освоения скважины

2.5.1 Вторичное вскрытие пласта

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация отвечает требованиям, предъявляемым к качеству вторичного вскрытия продуктивных пластов. Приемлемое деформационное воздействие на обсадную колонну и цементный камень в этом способе перфорации можно обеспечить правильным подбором перфоратора.

Проведение вторичного вскрытия пласта кумулятивной перфорацией возможно при различных гидродинамических условий в скважине. Наиболее распространенным методом вторичного вскрытия пласта является перфорация при репрессии на пласт. По данному варианту проведения работ давление на забое скважины превышает пластовое давление, что обеспечивает проведение перфорации в безопасном режиме.

На пути применения эффективной с технической точки зрения трубной перфорации сдерживающим фактором остается высокая стоимость сервисных услуг, по сравнению с кабельной перфорацией.

Решающим фактором для выбора перфорации на НКТ является наличие вскрываемых пластов мощностью 3040 м. При такой перфорации появляется возможность проведения её меньшим количеством спускоподъемных операций перфоратора.

Выбирается перфоратор ПКТ-89-АТ-01 производства ЗАО «БашВзрывТехнологии», он спускается в скважину на НКТ и устанавливается в интервале 3102-3132 метров (по вертикали). Технические характеристики выбранного перфоратора представлены в таблице 2.17

Таблица 2.17 - Технические характеристики ПКТ-89-АТ-01

№ п/п	Наименование показателя	Значение
1.	Поперечный габарит, мм	89
2.	Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны,мм	117
3.	Максимально допустимое гидростатическое давление, Мпа	80
4.	Минимально допустимое гидростатическое давление, Мпа	7
5.	Максимально допустимая температура применения, С град
	- время выдержки 48 часов	150
	- время выдержки 84 часа	120
6.	Плотность перфорации, отв/м	10-20
7.	Фазовая ориентация зарядов, градусов	60;90
8.	Максимальная длина сборки перфоратора, м	100

Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР-15021.

Перед спуском перфоратора скважина должна быть прошаблонирована шаблоном диаметром 140 мм.

Оборудование скважины для выполнения спуско-подъемных операций и промывки должно быть исправным и находиться в рабочем состоянии в течении всего времени проведения ПВР.

Проводится дополнительный инструктаж работникам буровой бригады по технологии безаварийного проведения перфорации на НКТ с записью в журнале инструктажа. Члены буровой бригады, привлекаемые для выполнения спуска перфоратора в скважину, допускаются только по личному указанию руководителя взрывных работ и постоянно контролируются им.

Сборка отдельных секций перфоратора, присоединение инициирующей головки ИГ-1 к верхней секции производиться на столе или на специальных козлах оборудованных тисками или другим зажимным приспособлением, непосредственно на месте проведения ПВР.

Снаряженный перфоратор и его отдельные секции следует переносить осторожно, не допуская падения, ударов и волочения.

Сборка перфоратора (стыковка зарядных секций) производится непосредственно при спуске перфоратора в устье скважины.

Подъем секций производится при помощи грузоподъемного приспособления, навинчиваемого на переходники секций. Каждая спускаемая в скважину секция на момент свинчивания фиксируется на устье клиновидными захватами и страхуется двумя воротками, вставляемыми в отверстия переходников. Подъем верхней секции производиться за переходник инициирующей головки.

Через переводник на инициирующую головку перфоратора, с точной мерой длины, навинчиваются две трубки НКТ-73, выше двух трубок НКТ устанавливается реперный патрубок длиной 2-3 метра из НКТ-73, выше трубы НКТ-73 мм.

Производиться спуск перфоратора со скоростью не более 0,5 м/сек без вращения НКТ до заданной глубины с промером и шаблонированием спускаемых труб.

Производится запись ГК, МЛМ с целью определения глубины установки перфоратора. Спускаемый прибор должен быть оборудован наконечником диаметром не менее 55 мм для предотвращения прохождения приборов ниже переводника. После полученного результата привязка перфоратора по ГК, МЛМ (глубина установки реперного патрубка), при помощи подгоночных патрубков НКТ верхний заряд перфоратора устанавливается на кровле заданного интервала.

Производится контрольная запись ГК, МЛМ, с целью правильности установки перфоратора в заданном интервале, а так же производится замер гидростатического давления столба скважинной жидкости в интервале установки перфоратора.

После установки перфоратора в интервале перфорации произвести задействование инициирующей головки (отстрел перфоратора) с помощью штанги сбрасываемой в полость НКТ. Факт срабатывания перфоратора определяется по характерному звуку на устье скважины, притоку флюида, повышению давления в скважине и т.п.

Перед подъемом перфоратора необходимо извлечь штангу на поверхность при помощи ловителя спускаемого в скважину на геофизическом кабеле.

Подъем НКТ с отстрелянным перфоратором производить осторожно, без рывков со скоростью не более 2,2 м/с. При подходе к устью скорость должна быть снижена до величины не более 0,1 м/с. После подъема сработавшего перфоратора он разбирается в последовательности обратной сборке.

2.5.2 Вызов притока пластового флюида

Основная задача работ по вызову притока из продуктивного пласта -уменьшение гидростатического давления столба жидкости, находящейся в скважине на пласт.

Для вызова притока предусматривается применение НКТ диаметром 73 мм и фонтанной арматуры АФ6-65х70К1 (рисунок 2.11). Схема обвязки устья при вызове притока представлена в графическом материале.

Вызов притока на данной скважине будет производится созданием ступенчатой депрессии. методом снижения уровня жидкости - свабированием. При этом уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня равен внутреннему диаметру НКТ.

Свабирование представляет собой процесс периодического спуска сваба под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.

Данный способ обладает следующими преимуществами[25]:

возможность установки над свабом геофизических приборов, что дает возможность совместить процесс снижения уровни с исследованием скважины и контролем притока;

получение качественной пробы флюида и сведений о гидродинамических характеристиках пласта;

многократное снижение энергоемкости;

простота реализации метода;

наносится наименьший урон окружающей среде.



1 - крестовина трубной головки; 2 - планшайба; 3 - тройник; 4 - запорное приспособление; 5 - лубрикатор; 6 - штуцер.

Рисунок 2.11 Схема фонтанной арматуры

2.6 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций по сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий [26].

2.6.1 Осыпи и обвалы стенок скважины

Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушения их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия [27-1]:

1. Для предотвращения резких колебаний давления на стенки скважины при СПО обязательно производят контроль за доливом.

2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

3. Подъем инструмента с сальником в интервале затяжек производится на пониженной скорости до 0,4 м/с.

4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

2.6.2 Поглощения бурового раствора

Поглощение - это безвозвратные потери бурового раствора в окружающих породах. Основная причина поглощений - превышение давления в скважине над пластовым давлением и наличие каналов ухода бурового раствора. Поглощение может происходить как по естественным каналам, так и по искусственным, возникающим в результате гидроразрыва пласта. Следовательно, необходимо обеспечение минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в скважине. Это достигается за счет следующих мероприятий [27]:

1. Снижения плотности раствора до минимально разрешённого правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, в том числе за счёт аэрации.

2. Уменьшения расхода (скорости восходящего потока) раствора.

3. Ограничения скорости спуско_подъемных операций.

4. Расхаживания инструмента перед пуском насосов и плавного восстановления циркуляции.

5. Подбора соответствующих КНБК.

6. Предотвращения образование сальников.

2.6.3 Прихваты бурильной колонны

Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться требований «Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин». При этом должны соблюдаться следующие основные требования [26-1]:

1.Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см³ .

2.Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости.

3.Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильнопористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов. В случае вынужденного оставления бурильной колонны в открытом стволе скважины бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и вменяется в обязанность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами.

4. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2 - 5 мин расхаживать и проворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.

5. При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять ее на длину 15 - 20 м, проработать опасный интервал и только тогда продолжить спуск колонны.