Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 [ 211 ] 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

Рис. 9.27. Схема работы шарнирным соединением с отводным крючком

Рис. 9.28. Шарнирное соединение:

1 - верхний переводник; 2 - уплотнение; 3 -пробка с каналом; 4 - кожух; 5 - поршень; 6 - втулка регулируемого рычага; 7 - регулируемый рычаг; 8 - соединительная муфта; 9 -замковое кольцо; 10 - ось шарнира; 11 - уп-лотнительное кольцо; 12 - корпус шарнира; 13 - стрела шарнира; 14 - нижний переводник; 15 - прокладки

пробке с проходным каналом уменьшенного сечения стрела шарнира вместе с овершотом отклоняется от вертикали под углом 7° 30 (рис. 9.28). Не останавливая насос, начинают про-ворачивать ловильную колонну, стараясь зацепить отводным крючком трубы в каверне. Пробку с каналом уменьшенного сечения можно спускать вместе с шарнирным соединением

или продавить промывочной жидкостью после спуска компоновки до нужной глубины.

Шарнирное соединение - это непрочный инструмент, который не рассчитан на сильные удары ясса, поэтому после соединения с трубами выясняется, что они прихвачены, пробку извлекают овершотом малого диаметра, спущенным на проволоке. Затем спускают прихватомер и соответствующую торпеду для отсоединения свободной части труб в интервале, где диаметр скважины близок к номинальному. Отсоединенные трубы поднимают, а в скважину спускают ло-вильную колонну с Яссами и без шарнирного соединения.

Глава ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ 10 БУРЕНИЯ ПРИ РАВНОВЕСИИ

ДАВЛЕНИЯ В СИСТЕМЕ ПЛАСТ - СКВАЖИНА

Длительный опыт проводки скважин показал, что некоторые эффекты, сопровождающие осложнения, могут полезно использоваться в технологии бурения.

Многочисленными данными подтвержден, например, факт резкого увеличения механической скорости проходки при вхождении долота в зоны ЛВПД. Наблюдается увеличение скорости проходки при снижении плотности и вязкости бурового раствора даже при его разбавлении пластовыми флюидами.

Упомянутые эффекты обусловлены, в первую очередь, уменьшением разности давлений между скважиной и разбуриваемыми горными породами.

10.1. РОЛЬ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ В ПОВЫШЕНИИ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Лучше всего показатели работы долота (механическая скорость проходки и проходка на долото) коррелируются с дифференциальным давлением на забое (с разностью между давлением со стороны скважины на забой и внутрипоровым - пластовым давлением). Чем меньше эта разность, тем эффективнее разрушается порода долотом. Очевидно, дифференциальное давление на забое является комплексным гидродинамическим показателем, который значительно влияет на характер взаимодействия долота с породой на забое скважины.

Одна из главных функций циркулирующего бурового раствора - очистка забоя и ствола скважины от обломков породы. От эффективности выполнения этой функции в значительной мере зависит скорость проходки скважины. Однако