ИНСТРУКЦИЯ по изоляции зон осложнений ОЛК при бурении
реклама
2 РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ ПО ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ОСЛОЖНЕНИЙ ОБОРУДОВАНИЕМ ЛОКАЛЬНОГО КРЕПЛЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН Приказом ОАО «Татнефть» № 46 от 19.02.2004 Вводится впервые Срок действия установлен с 1.03.2004 Для обеспечения высокого качества строительства скважины необходимо уделять особое внимание борьбе с осложнениями при бурении. На стадии проектирования производится анализ геологического разреза по зонам крепления, рассматриваются и намечаются экономически эффективные технологические мероприятия, направленные на максимальное увеличение интервала совместимости условий бурения и снижение металлоемкости скважины. Такой анализ проводится периодически, по мере накопления опыта бурения на данном месторождении. В связи с этим, первостепенное значение приобретает точность прогнозирования осложненности условий бурения, так как изменять проектную конструкцию скважины в процессе бурения уже практически невозможно [1]. Прогнозирование заключается в определении наиболее вероятных условий осложненности процесса бурения при сопоставлении данных об осложненности интервалов соответствующих стратиграфических подразделений при бурении соседних скважин. Тем не менее, вероятность расхождения прогнозных данных и фактических условий бурения для конкретной скважины достаточно велика, что может привести к значительным затратам средств и времени на изоляцию наиболее осложненных зон. Наиболее распространенными и трудоемкими из всех видов осложнений являются поглощения бурового раствора. На месторождениях Татарстана затраты времени на изоляцию зон поглощений составляют около 7% от календарного времени бурения скважин. Количество наиболее осложненных зон поглощения, изоляция которых требует проведения многократных тампонажных операций или применения перекрывателей, составляет всего около 1,6% от общего количества зон поглощений, однако на их изоляцию затрачивается 18% от времени изоляции всех поглощений. Изоляция самых сложных зон успешно осуществляется спуском профильного перекрывателя. Однако на практике в большинстве 3 случаев зону изолировали перекрывателем только после многократных безуспешных попыток изоляции тампонажным способом. Для уменьшения затрат на борьбу с поглощением промывочной жидкости необходимо в процессе бурения постоянно контролировать состояние ствола скважины и использовать методику оперативной диагностики категории осложненности для обоснованного выбора оптимального способа изоляции. Диагностика по данным комплекса исследований позволяет предотвратить развитие осложнения путем своевременной изоляции проблемного пласта непосредственно после вскрытия бурением. На основании обобщения опыта бурения скважин на месторождениях Татарстана и обработки результатов проведенного анализа данных по изоляции наиболее осложненных зон поглощения, в инструкции определена и конкретизирована область применения профильных перекрывателей по данным комплекса исследований поглощающих пластов. Инструкция составлена для работников технологических служб буровых предприятий. Соблюдение инструкции является обязательным для всех буровых предприятий ОАО «Татнефть», ведущих бурение эксплуатационных и разведочных скважин на нефть. При невозможности соблюдения каких-либо пунктов настоящей инструкции, отступления от них в каждом случае должны носить исключительный характер, и работы должны осуществляться по отдельному плану, утвержденному главным инженером бурового предприятия. В составлении инструкции принимали участие: Юсупов И.Г., Фаткуллин Р.Х., Хамитьянов Н.Х., Вильданов Н.Н., Емельянов А.В., Уразгильдин И.А., Филиппов В.П., Манаков Г.П. (ТатНИПИнефть), Абдрахманов Г.С. (ВЭФ ОАО «Татнефть»), Зубарев В.И. (Лениногорское УБР), Кашапов С.А., Камалов Р.Д. (Азнакаевское УБР), Максимов В.Н. (Альметьевское УБР). 4 Содержание 1 Определение области применения профильных перекрывателей для изоляции зон поглощений промывочной жидкости ……………………………………………… 1.1 Краткие сведения о пластах, поглощающих промывочную жидкость …………………………………………… 1.2 Комплекс исследований зон поглощения…………………………. 1.2.1 Механический каротаж процесса бурения при первичном вскрытии зоны поглощения ………………… 1.2.2 Исследование ствола скважины геофизическими методами ……………………………………. 1.2.3 Гидродинамические исследования …………………………... 1.3 Диагностика зоны поглощения, подлежащей изоляции профильным перекрывателем ……………………………………… 2 Технология изоляции зон осложнений оборудованием локального крепления скважин…………………. 2.1 Типы оборудования и их технические характеристики …..…… 2.2 Расчетные затраты времени на изоляцию зоны поглощения профильным перекрывателем ……………….. 2.3 Подготовка оборудования к спуску в скважину ….…..…............ 2.3.1 Подготовка профильного перекрывателя ………………….. 2.3.2 Подготовка расширителя к работе …………………………. 2.3.3 Подготовка развальцевателя ………………………………… 2.4 Подготовка ствола скважины перед установкой перекрывателя ……………………………...................................... 2.5 Технология изоляции зоны осложнения профильным перекрывателем: …………………………..………. 2.5.1 Изоляция без уменьшения диаметра ствола скважины ……………..…………………………….… 2.5.2 Изоляция с уменьшением диаметра ствола скважины ……………………………………………. 2.5.3 Наращивание профильных перекрывателей ……………….. 2.6 Оценка качества изоляции зон осложнений ……….……………. 3 4 5 6 Техническое обслуживание …………………………………………. Возможные неисправности и способы их устранения …………... Транспортирование и хранение ……………………………………. Требования к промышленной безопасности и охране окружающей среды …………………………………………………. Литература ……...………………………………………………………….. 5 5 7 7 9 10 13 15 15 24 25 25 26 28 28 29 29 33 35 37 38 39 40 40 42 5 1 Определение области применения профильных перекрывателей для изоляции зон поглощений промывочной жидкости 1.1 Краткие сведения о пластах, поглощающих промывочную жидкость Явление поглощения представляет собой движение промывочной жидкости из ствола скважины в пласт. Внешне оно выражается уменьшением объема жидкости в приемных емкостях в процессе промывки скважины. Движение жидкости из скважины в пласт происходит при превышении давления в стволе скважины над пластовым. Снижение давления в скважине ниже пластового вызывает обратное движение жидкости – флюидопроявление (в частности водопроявление). Поэтому один и тот же пласт может быть поглощающим и проявляющим. Гидравлические каналы фильтрации промывочной жидкости в породе пласта подразделяют на две категории по их происхождению: - открытые трещины, карстовые полости и каверны, мелкие поры и каналы, образовавшиеся в результате растворения и перекристаллизации породы; - микротрещины, раскрывающиеся под действием давления в стволе скважины при выполнении отдельных технологических операций, таких как: спуск бурильного инструмента на больших скоростях, восстановление циркуляции, механическое бурение, спуск и цементирование обсадной колонны и т.п. Таким образом, непосредственной причиной поглощения в каждом конкретном случае является гидравлическая репрессия на поглощающий пласт и наличие естественных каналов в породе пласта. В большинстве случаев зоны поглощения успешно изолируют намывом наполнителей и цементированием. Однако если размер проницаемых каналов фильтрации в поглощающем пласте превышает размер частиц наполнителя, то изоляция такого пласта как правило осуществляется с большими затратами времени и материалов. Поэтому наиболее осложненные зоны поглощения следует изолировать профильными перекрывателями. По результатам проведенного анализа работ по изоляции зон поглощений при бурении под эксплуатационную колонну в 1532 скважинах ОАО «Татнефть», количество зон, подлежащих изоляции перекрывателем, составляет около 1,6% от общего количества зон поглощений. В среднем, на двадцать бурящихся скважин приходится одна зона, подлежащая изоляции профильным перекрывателем. На практике изоляция более 2/3 таких зон проводилась способом многократных намывов и цементирования, причем в 40% случаев в конечном счете были применены профильные перекрыватели. Затраты времени на изоляцию таких зон составили более 18% от общего времени изоляции всех зон поглощений. 6 Поглощения промывочной жидкости на месторождениях ОАО «Татнефть» приурочены к пермской, верхне- и нижнекаменноугольной и верхнедевонской системам [2]. В пермской системе поглощающими являются казанский и артинский ярусы. Казанский ярус представлен переслаиванием пестроцветных и красных глин с песчаниками и мергелями. В нижней части встречаются известняки и глины. Артинский ярус сложен переслаивающимися известняками и доломитами с линзами гипса и ангидрита. Как правило, поглощающие пропластки артинского яруса приурочены к его верхней (15-20 м) части, перекрываемой кондуктором. Но в некоторых районах, особенно в местах с низкими отметками рельефа, интервалы поглощения встречаются по всей мощности артинского яруса. В этом случае они представлены разрушенными, трещиноватыми известняками и крупными кавернами, образованными за счет выщелачивания гипсов. Эти зоны являются трудноизолируемыми и обычно перекрываются технической колонной. В каменноугольной системе поглощающими являются верхний карбон, намюрский ярус, серпуховско-окский надгоризонт и турнейский ярус. Верхний карбон сложен серыми известняками и доломитами, участками окремнелыми и иногда загипсованными с глинистыми пропластками. Намюрский ярус состоит из пористых известняков и доломитов. Доломиты мелко- и крупнокавернозные, трещиноватые с включением ангидритов. Серпуховско-окский надгоризонт представлен доломитами и известняками с включениями ангидрита и гипса. Известняки – участками мелкокавернозные, трещиноватые, доломитизированные. Доломиты – пористокавернозные и трещиноватые. В нижней части встречаются глинистый известняк с прослоями черных глин. В верхнедевонской системе зоны поглощения встречаются в основном в нижнефаменском и верхнефранском подъярусах. Все зоны поглощения связаны с доломитизированными, трещиноватыми, пористо-кавернозными, в отдельных случаях брекчиевидными, с прослойками гипса и ангидрита, известняками. В кровельной части нижнефаменского подъяруса широко распространено частичное поглощение промывочной жидкости. Как правило, оно связано с пористыми и трещиноватыми известняками. В средней части нижнефаменского подъяруса зоны поглощения встречаются реже, но имеют большую интенсивность. Кроме пористости и трещиноватости, в этой зоне встречаются участки выщелачивания, сопровождающиеся крупными кавернами. Изоляция этой зоны поглощения требует больших затрат материальных средств и времени. 7 Интенсивность поглощения в верхнефранском подъярусе достигает значительных величин. Поглощение в верхнефранском подъярусе связано в одних случаях с крупной кавернозностью, в других – с настолько мелкопористыми участками, что цементные частицы в эти поры не проникают, но при переходе на глинистый раствор наблюдается поглощение. Таким образом, все зоны поглощения приурочены к карбонатным отложениям, представленным пористыми, трещиноватыми известняками и кавернозными зонами выщелачивания. 1.2 Комплекс исследований зон поглощения По мере вскрытия бурением поглощающего пласта производят комплекс исследований зон поглощения. По результатам исследований определяют необходимость использования профильного перекрывателя. Комплекс исследований для диагностики осложненности зон поглощения включает: - механический каротаж процесса бурения при первичном вскрытии пласта; - геофизические исследования (радиоактивный каротаж, кавернометрия); - гидродинамические исследования (ГДИ). Последовательность проведения исследований зоны поглощения показана на рисунке 1. 1.2.1 Механический каротаж процесса бурения при первичном вскрытии зоны поглощения Вскрытие поглощающего пласта сопровождается полной или частичной потерей циркуляции и часто характеризуется увеличением механической скорости бурения и провалами бурильного инструмента, а также его заклиниванием, зависанием и появлением проработок [3, 4]. Сочетание этих параметров позволяет по разуплотненности горных пород ориентировочно определить интервал залегания поглощающей зоны. 8 Рисунок 1 - Последовательность проведения исследований 9 Буровая бригада отмечает в буровом журнале: − глубину вскрытой зоны поглощения с точностью до 0,5 м; − интенсивность поглощения по уменьшению количества промывочной жидкости, выходящей из скважины; − интервалы увеличения механической скорости бурения; − интервалы провалов бурильного инструмента; − интервалы зависаний, заклиниваний бурильного инструмента; − интервалы проработок. При наличии на буровой станции геолого-технологических исследований (ГТИ) контроль параметров процесса бурения при вскрытии пласта и оперативную интерпретацию диаграмм механического каротажа осуществляют с помощью станции. Данные, полученные при вскрытии поглощающего пласта, должны быть переданы начальнику смены ЦИТС и занесены в суточный рапорт бурового мастера. По данным механического каротажа определяют необходимость проведения геофизических исследований. Если при вскрытии пласта наблюдается полная потеря циркуляции или отмечены интервалы двукратного увеличения механической скорости бурения и провалов инструмента, проводят исследования ствола скважины геофизическими методами. 1.2.2 Исследования ствола скважины геофизическими методами Геофизические исследования ствола скважины (ГИС) в интервале поглощающего пласта производят для уточнения границ высокопроницаемых пропластков и оценки состояния ствола скважины. Комплекс геофизических исследований, применяемый для выделения поглощающих интервалов, состоит из стандартных радиометрических методов и кавернометрии. Стандартные методы радиометрии включают регистрацию естественной гамма-активности горных пород ГК и гамма-активности, возбужденной действием потока нейтронов НГК. Радиометрия позволяет оперативно уточнить границы зоны поглощения. По характеру изменения кривых ГК и НГК в интервале поглощающего пласта отбивают кровлю и подошву каждого высокопроницаемого пропластка, подлежащего изоляции. Кавернометрия – метод, дающий представление о состоянии ствола скважины по его кавернозности. 10 По данным ГИС определяют: - кровлю и подошву высокопроницаемых пропластков; - диаметр ствола скважины и местоположение кавернозных участков. Результаты исследований ГИС используют для определения глубин установки гидравлико-механического пакера, а также для определения интервала установки профильного перекрывателя и выбора его оптимальной компоновки. 1.2.3 Гидродинамические исследования Фильтрационно-емкостные свойства проницаемого интервала характеризуются положением индикаторной линии пласта Pм = f (Q) , построенной по результатам гидродинамических исследований с помощью гидравлико-механического пакера [3, 4]. Пример построения индикаторной линии показан на рисунке 2. Для проведения ГДИ пакер устанавливают в кровле исследуемого пласта. При наличии в этом интервале каверн или при низкой механической прочности стенок скважины установку пакера производят в вышележащих устойчивых породах. Место установки пакера уточняют по данным механического каротажа и геофизических исследований. Нагнетание технической воды в поглощающий пласт при исследовании производят не менее чем на четырех режимах при помощи цементировочного агрегата (ЦА) или бурового насоса. При исследовании зоны поглощения цементировочным агрегатом необходимо закачать 2-5 м3 технической воды до установившегося давления по манометру, после чего приступить к нагнетанию воды соответственно на I, II, III и IV скоростях ЦА, фиксируя давление нагнетания для каждого режима. Данные, полученные в ходе исследования, и расчетные значения интенсивности поглощения Q заносят в таблицу 1. Таблица 1 Скорость ЦА I II III IVнорм. IVмакс. Объем закачки V , м3 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Давление Pм , МПа (кгс/см2) Время закачки t , с Интенсивность поглощения Q , м3/ч 11 Рисунок 2 – Построение индикаторной линии зоны поглощения 12 Расчет интенсивности поглощения Q , м3/ч производят по формуле Q= 3600 × V , t (1) где V - объем жидкости, закачиваемый в данном режиме, м3; t - время закачки, с. Исследование поглощающего пласта буровым насосом допускается производить только при наличии мерной технологической емкости. Всасывающую линию бурового насоса обвязывают с мерной емкостью. На манифольде устанавливают выкид насоса с задвижкой, направленный в мерную емкость. Исследование производят следующим образом: Мерную емкость заполняют водой, включают буровой насос при открытой задвижке. Постепенным закрытием задвижки создают репрессию на пласт. При постоянном давлении производят закачку жидкости в пласт в течение времени t . Объем жидкости, закачиваемый в пласт, определяют в установившемся режиме по изменению уровня в мерной емкости. Результаты исследований заносят в таблицу 2. Таблица 2 Давление на манометре Pм , МПа (кгс/см2) 2 (20) 3 (30) 4 (40) 5 (50) 6 (60) 5 5 5 5 5 Время закачки t , мин Объем закачиваемой жидкости 3 V, м Интенсивность поглощения Q , м3/ч При исследовании буровым насосом интенсивность поглощения Q , м3/ч определяют по формуле Q= 60 × V , t где V - объем жидкости, закачиваемый в данном режиме, м3; t - время закачки, мин. (2) 13 По данным таблиц 1 или 2 строится индикаторная линия в координатах Pм - Q , как показано на рисунке 2. Для исследованной зоны поглощения определяют коэффициент индикаторной линии Cср , 10м3/(ч·МПа), численно равный котангенсу угла наклона индикаторной линии к оси Q : Cср = Qn − Q1 , Pмn − Pм1 (3) где Qn, Q1 – наибольшая и наименьшая интенсивность поглощения, м3/ч; Pмn , Pм1 – давление на манометре при интенсивности поглощения соответственно Qn и Q1, МПа·10-1 (кгс/см2). Так как величина гидравлических потерь в обвязке принимается постоянной, использование коэффициента индикаторной линии Cср позволяет определить характеристику зоны поглощения без учета значений пластового давления, глубины залегания зоны и гидравлических потерь в обвязке [2]. 1.3 Диагностика зон профильным перекрывателем поглощения, подлежащих изоляции Изоляции профильным перекрывателем подлежат зоны поглощения, индикаторная линия которых в координатах Pм - Q расположена в области IV, ограниченной осью абсцисс Q и разграничительной линией Pм = 0,5Q , как показано на рисунке 2. Если индикаторная линия пересекает разграничительную линию, то ее относят к области, в которой находится точка с наибольшим значением интенсивности поглощения Q . Значение коэффициента индикаторной линии зон, подлежащих изоляции перекрывателем: C ср ≥ 2,0 Критерии применения профильных перекрывателей для изоляции зон поглощения приведены в таблице 3. (4) 14 Таблица 3 – Критерии применения профильных перекрывателей для изоляции зон поглощения промывочной жидкости Наименование параметров поглощающего пласта Единицы измерения Значение область IV 10м3/(ч·МПа) ≥2,0 м 0,1-2 Кратность увеличения механической скорости бурения раз ≥2 Потеря циркуляции % 100 Диаметр каверн мм ≥300 м ≥2 Основные: Местоположение индикаторной линии в координатах Pм - Q Коэффициент индикаторной линии Вспомогательные: Провал бурильного инструмента Суммарная толщина каверн 15 2 Технология изоляции зон осложнений оборудованием локального крепления скважин 2.1 Типы оборудования и их технические характеристики Оборудование для локального крепления скважин (ОЛКС) предназначено для изоляции зон осложнений без цементирования при бурении скважин. Область применения – в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, бурящихся долотами диаметром 215,9 мм. При применении оборудования ОЛКС-216-Р, ОЛКС-216-С и ОЛКС-216-РС диаметр ствола скважины не уменьшается, и дальнейшее бурение после установки профильного перекрывателя производят долотом диаметром 215,9 мм. При использовании оборудования ОЛКС-216У-Р, ОЛКС216У-С и ОЛКС-216У-РС диаметр ствола скважины уменьшается, и дальнейшее бурение производят долотом диаметром 190,5 мм. Между собой двухканальные профильные трубы оборудования ОЛКС-216-Р и ОЛКС-216У-Р соединяют с помощью резьбы ОГ1м-194. При применении ОЛКС-216-РС и ОЛКС-216У-РС трубы соединяют между собой с помощью резьбы ОГ1м-194 по цилиндрическим концам и с помощью сварки по профильному сечению (комбинированный вариант соединения). При наличии большой кавернозности в зонах осложнения, возникающих при бурении скважин, рекомендуется безрезьбовой, т.е. сварной вариант соединения профильных труб ОЛКС-216-С и ОЛКС-216У-С. Основные параметры и размеры профильного перекрывателя должны соответствовать указанным в таблице 4 и на рисунке 3. Оборудование состоит из: - профильных труб; - верхнего и нижнего пакеров; - посадочной муфты; - чугунного башмака. Профильные перекрыватели могут быть укомплектованы разбуриваемым или извлекаемым из скважины башмаками. Длину профильного перекрывателя определяют в зависимости от длины интервала осложненного участка ствола скважины. Перед сборкой профильного перекрывателя элементы соединения (резьбы или места сварки) должны быть очищены и обезжирены. 16 Сборка резьбовых соединений профильных труб должна производиться с применением герметиков: − анаэробного – марки «СТОПОР-9» по ТУ 2257-004-25669359-98; − тиоколового – марки У-30 МЭС-5НТ «А» по ТУ 38 605462-91 в соответствии с требованиями инструкции по их применению. Технические данные составных частей оборудования приведены в таблице 5 и на рисунках 4, 5, 6. Таблица 4 – Технические характеристики профильных перекрывателей Значения Наименование составных частей оборудования, их параметров и размеров Условное обозначение оборудования ОЛКС-216-Р ОЛКС-216У-Р ОЛКС-216-С ОЛКС-216-РС ОЛКС-216У-С ОЛКС-216У-РС 200+0,5 200+0,5 195-1 195-1 8 8 П1* 752±3 - П2** 740±3 - П3*** - 678±3 16 16 1 Профильный перекрыватель 1.1 Наружный диаметр перекрывателя по цилиндрическим участкам, Д, мм 1.2 Диаметр описанной окружности по профильной части перекрывателя, Д1, мм 1.3 Номинальная толщина стенки перекрывателя, мм 1.4 Периметр профильной части труб перекрывателя, мм, в т.ч.: 1.5 Длина перекрывателя, м, не менее 17 Окончание таблицы 4 Значения Наименование составных частей оборудования, их параметров и размеров Условное обозначение оборудования ОЛКС-216-Р ОЛКС-216У-Р ОЛКС-216-С ОЛКС-216-РС ОЛКС-216У-С ОЛКС-216У-РС 2.1 Наружный диаметр пакеров по цилиндрическим участкам, Д, мм 200+0,5 200+0,5 2.2 Диаметр описанной окружности по профильной части пакеров (с учетом нанесенного герметика), Д2, мм 195-1 192-1 8 8 0,97 0,97 0,9 0,9 10-12 10-12 216 194 218 198 2 Пакеры 2.3 Номинальная толщина стенки пакеров, мм 2.4 Длина пакеров, м - нижнего - верхнего 3 Установка перекрывателя в скважине 3.1 Первый этап установки – внутренним давлением, МПа, в пределах 3.2 Второй этап установки развальцовкой развальцевателями до диаметра, мм - минимального - максимального 3.3 Рабочая среда буровой раствор Периметры профильной части трубы соответственно получены после изготовления из трубных заготовок по ГОСТ 10705-80: * П1=752 мм (Ø240)- диаметр исходной трубной заготовки 245 мм, ** П2=740 мм (Ø235,5)- диаметр исходной трубной заготовки 240 мм, *** П3=678 мм (Ø216)- диаметр исходной трубной заготовки 219 мм. 18 4 2 Д2 Д Д1 1 Д Д2 3 6 5 а б а - перекрыватель в сборе с разбуриваемым башмаком; б - башмак подъемный 1 - труба профильная; 2 - пакер верхний; 3 - пакер нижний; 4 – переводник; 5 - башмак разбуриваемый; 6 - башмак подъемный Рисунок 3 - Профильный перекрыватель 19 Таблица 5 – Технические характеристики составных частей оборудования Условное обозначение оборудования Наименование составных частей оборудования, их параметров и размеров ОЛКС-216-Р ОЛКС-216У-Р ОЛКС-216-С ОЛКС-216У-С ОЛКС-216-РС ОЛКС-216У-РС 1.1 Наружный диаметр в транспортном положении, мм, не более 200 - 1.2 Максимальный диаметр в рабочем положении, мм 237 - 4 - 1.4 Осевая нагрузка при расширении ствола скважины, кН, в пределах 20-50 - 1.5 Длина, мм, не более 1500 - 1.6 Масса, кг, не более 200 - 2.1.1 РШ-196 196 196 2.1.2 РШ-208 208 - 2.1.3 РШ-216 216 - 2.2 Допустимая осевая нагрузка на развальцеватель в процессе спуска в скважину, кН, не более 50 50 2.3 Осевая нагрузка на развальцеватель при вальцевании перекрывателя, кН, не более 150 150 З-117 3-117 1 Расширитель РРМ 216/237 1.3 Давление, необходимое для вывода плашек в рабочее положение, МПа, не более 2 Одношарошечный развальцеватель РШ 2.1 Диаметр описанной окружности шарошки, мм 2.4 Присоединительная резьба 20 Окончание таблицы 5 Условное обозначение оборудования Наименование составных частей оборудования, их параметров и размеров ОЛКС-216-Р ОЛКС-216У-Р ОЛКС-216-С ОЛКС-216У-С ОЛКС-216-РС ОЛКС-216У-РС РР-170/218М1 РР-156/198 3.1 Диаметр в транспортном положении, мм, не более 216 198 3.2 Диаметр в рабочем положении, мм 218 3.3 Длина, мм 775 198 740 3.4 Допустимая осевая нагрузка на развальцеватель в процессе спуска в скважину, кН, не более 30 3 Развальцеватель роликовый 3.5 Осевая нагрузка на развальцеватель при вальцевании перекрывателя, кН, не более 3.6 Рабочая среда 3.7 Масса, кг, не более 3.8 Присоединительная резьба на концах развальцевателя 30 50 50 буровой раствор 140 103 З-133 3-133 21 1 – переводник верхний; 2 - поршень; 3 - плашка; 4 - корпус; 5 втулка; 6 – пружина; 7 - втулка; 8 – переводник нижний; 9 - ось; 10 - шплинт; 11- стопор; 12 – шарошка; 13 - основание плашки; 14 - манжета; 15 - тяга; 16 – ствол Рисунок 4 - Расширитель РРМ – 216/237 22 1- корпус; 2 - переводник; 3 - штифт; 4 - фиксатор; 5 - ролик; 6 - ось; 7 - уплотнитель; 8 - шайба; 9 – штифт; 10 – втулка Рисунок 5 - Развальцеватель роликовый РР – 170/218М 23 А А Рисунок 6 - Развальцеватель шарошечный РШ 24 2.2 Расчетные затраты времени на изоляцию зоны поглощения профильным перекрывателем Расчетные затраты времени на установку профильного перекрывателя приведены в таблице 6. Таблица 6 – Расчетные затраты времени Количество профильных труб Длина перекрывателя, м Затраты времени на установку перекрывателя, ч 1 10 22 26 29 33 41 49 58 66 2 18 25 28 32 35 48 56 65 73 3 26 28 31 35 38 54 63 71 80 4 34 30 34 37 41 61 70 78 87 5 42 33 37 40 44 68 77 85 94 6 50 36 40 43 46 78 88 98 107 7 58 39 42 46 49 85 95 104 114 8 66 41 45 48 52 92 102 111 121 9 74 44 48 51 55 99 108 118 128 10 82 47 50 54 57 105 115 125 135 11 90 50 53 57 60 112 122 132 142 12 98 53 56 60 63 122 133 144 155 13 106 55 59 62 66 129 140 151 162 ОЛКС-216У-Р, ОЛКС-216У-С, ОЛКС-216У-РС на глубине ОЛКС-216-Р, ОЛКС-216-С, ОЛКС-216-РС на глубине 500 м 1000 м 1500 м 2000 м 500 м 1000 м 1500 м 2000 м 25 2.3 Подготовка оборудования к спуску в скважину 2.3.1 Подготовка профильного перекрывателя По данным механического каротажа, геофизических и гидродинамических исследований скважины определяют интервал установки перекрывателя и его длину с учетом следующих факторов: Концы перекрывателя должны выходить за пределы зоны осложнения вверх и вниз не менее чем на 4 м с тем расчетом, чтобы при установке они расположились вне кавернозных участков ствола скважины. Если в интервале установки перекрывателя резьбовые соединения профильных труб оказываются против каверн, то вместо этих труб следует использовать трубы, соединенные встык с помощью сварки по профильному сечению, как показано на рисунке 7. При этом концы свариваемых труб должны: - иметь фаски под углом 450 с притуплением 1-2 мм; - совпадать по контуру (отклонение размеров профильного сечения стыкуемых концов труб допускается не более 2 мм); - совмещаться по осям свариваемых труб. Сварку стыковых соединений производят постоянным током электродами Phoenix K50R или Фокс ЕВ-50. Режим сварки следует выбирать согласно рекомендациям, указанным на этикетке, наклеенной на пакет электродов. Электродами диаметром 2,5-3,0 мм проваривают корень шва, удаляют шлак и продолжают сварку электродами диаметром 4 мм. Сварку стыка во впадинах профиля, обозначенных на рисунке 7 линией А-Б-В, следует производить без прерывания сварочной дуги. Сварной шов зачищают шлифовальной машинкой до поверхности трубы. Производят локальный термический отжиг сварного шва путем нагрева газовой горелкой его до соломенного цвета. При этом визуально проверяют качество шва. Наличие в сварном шве пустот проявляется в виде темных пятен и полосок. Инструментальный контроль качества сварного шва осуществляют неразрушающим методом (ультразвуковой дефектоскоп «СКАНЕР»). Примечание: Способ соединения профильных труб между собой указывают в плане работ по изоляции зоны поглощения. Профильные трубы и пакеры, предназначенные для сборки перекрывателя, подвергают визуальному осмотру. При этом проверяют целостность стенок труб и резьбовых соединений. 26 На поверхности труб не должно быть пленок, раковин, расслоений, трещин, продольных рисок глубиной более 2 мм. Зачеканка дефектных мест не допускается. Резьбовые поверхности не должны иметь заусенцев, забоин и других дефектов, нарушающих их непрерывность и герметичность соединения. Резиновая поверхность на пакерах должна быть гладкой, без разрывов и посторонних включений. Периметр профильной части труб перекрывателя измеряют рулеткой. Данные замера должны соответствовать значениям, указанным в таблице 4. С целью сокращения времени на сборку перекрывателя на скважине часть работ выполняют на базе производственного обслуживания (БПО), в частности: Из профильных труб подготавливают плети длиной 14-18 м с помощью сварки двух труб встык по профильному сечению. Затем к концам плети из двух профильных труб с помощью сварки встык по круглому сечению присоединяют пакеры. На верхний пакер 2 навинчивают переводник 4, а на нижний пакер 3 навинчивают башмак 5, как показано на рисунке 3. Необходимо проверить наличие шара внутри башмака. 2.3.2 Подготовка расширителя к работе На рисунке 4 показана конструкция расширителя РРМ-216/237. Диаметр расширителя измеряют в рабочем положении плашек 3. Для этого отвинчивают верхний переводник 1. Осевым усилием на поршень 2 выводят плашки 3 в рабочее положение, при этом торцевые поверхности «Б» плашек 3 должны быть на уровне поверхности «А» корпуса 4 расширителя. На устье скважины проверяют выход плашек расширителя в рабочее положение. Для этого в нижний переводник расширителя ввинчивают гидромониторное долото, а верхний его переводник соединяют с ведущей трубой, опускают в стол ротора и путем нагнетания жидкости в камере «Г» создают давление до 4 МПа. Под действием давления плашки расширителя выдвинутся в рабочее положение. Если плашки не выдвигаются в рабочее положение, то необходимо определить неисправность и устранить ее (возможные неисправности расширителя приведены в разделе 4, а порядок разборки и сборки расширителя – в разделе 3). 27 а – подготовка концов труб; б – размеры профильного сечения концов труб, подлежащие контролю; в – совмещение осей свариваемых труб; г – зачистка сварного шва Рисунок 7 – Соединение профильных труб встык с помощью сварки по профильному сечению 28 2.3.3 Подготовка развальцевателя При подготовке к работе одношарошечного развальцевателя типа РШ, показанного на рисунке 6, осуществляют замер диаметра шарошки перпендикулярно оси А-А. При этом диаметр описанной окружности шарошки должен соответствовать значениям, указанным в таблице 7. Таблица 7 – Диаметр описанной окружности развальцевателей РШ Тип развальцевателя Диаметр описанной окружности шарошек, мм РШ-196 РШ-208 РШ-216 196 208 216 Развальцеватель роликовый РР, показанный на рисунке 5, при подготовке к работе подвергают визуальному осмотру. При этом проверяют целостность: - резьбовых поверхностей корпуса 1 и переводника 2; - штифтов 3 и фиксаторов 4. - проверяют вращение роликов 5. Измеряют диаметр описанной окружности по калибровочной части вокруг роликов 5 развальцевателя в их транспортном положении. 2.4 Подготовка ствола скважины перед установкой перекрывателя По данным геофизических исследований уточняют интервал зоны осложнения и интервал установки перекрывателя. При изоляции зоны осложнения перекрывателем ствол скважины и интервал установки прорабатывают компоновкой инструмента, включающей: долото диаметром 215,9 мм, калибратор диаметром 210-212 мм, УБТ-165 длиной 50 м и бурильные трубы. Проработку ствола скважины проводят со скоростью не более 10 м/ч. При изоляции зоны осложнения перекрывателем ОЛКС-216-Р, ОЛКС-216-С или ОЛКС-216-РС ствол скважины в интервале его установки расширяют компоновкой инструмента, включающей долото диаметром 215,9 мм, расширитель РРМ-216/237, УБТ-165 длиной 50 м и бурильные трубы. При этом в последнюю бурильную трубу устанавливают фильтр. Расширитель спускают в скважину на бурильном инструменте до глубины, указанной в плане работ. 29 Врезание расширителя в породу осуществляют следующим образом. При нахождении расширителя на заданной глубине включают ротор и осуществляют вращение с частотой 1,0-1,25 с-1 (60-75 об/мин). Затем включают насос и путем нагнетания жидкости в скважину создают давление в камере «Г» расширителя. Под действием давления 3-4 МПа плашки расширителя выдвигаются в рабочее положение и тем самым в течение 5-7 минут осуществляется их врезание в породу. Чтобы убедиться в этом, плавной подачей бурильной колонны вниз определяют наличие посадки инструмента. Осевая нагрузка при этом не должна превышать 50 кН. Если посадка инструмента отсутствует, врезание расширителя продолжают, а если она зафиксирована, осуществляют расширение ствола скважины с осевой нагрузкой 10-15 кН. Ресурс работы шарошек расширителя составляет около 50 м в зависимости от горно-геологических условий. Для прекращения расширения прекращают подачу промывочной жидкости в скважину и останавливают вращение ротора. Плавно осуществляют подъем инструмента. После подъема расширителя из скважины производят внешний осмотр вооружения расширителя и замеряют диаметр плашек при выходе их в рабочее положение. Диаметр должен быть не менее 230 мм. 2.5 Технология перекрывателем изоляции зоны осложнения профильным 2.5.1 Изоляция без уменьшения диаметра ствола скважины При изоляции зоны осложнения перекрывателем ствол скважины в интервале его установки расширяют до диаметра 237 мм, как показано на рисунке 8, и результаты расширения проверяют каверномером. Для установки перекрывателя в необходимом интервале скважины колонну бурильных труб компонуют так, чтобы общая ее длина вместе с присоединенным к ней перекрывателем соответствовала общей длине компоновок инструмента, которыми производили расширение ствола скважины по 2.4. Для точной привязки глубин целесообразно использовать локатор муфт. На первую секцию профильных труб 2 с нижним пакером и башмаком закрепляют хомут 1, как показано на рисунке 9. С помощью хомута и элеватора трубы поднимают с мостков, отворачивают башмак, промывают, проверяют наличие шара, завинчивают до упора, отвинчивают на 0,5 оборота и спускают в скважину до посадки на ротор. При помощи второго хомута и элеватора поднимают вторую секцию перекрывателя и соединяют между собой сваркой. 30 а б в г а – расширение ствола скважины б – выправленный давлением перекрыватель в – развальцовка перекрывателя г – продолжение бурения Рисунок 8 - Схема установки перекрывателя без уменьшения диаметра 31 1 2 1 – хомут, 2 – труба профильная Рисунок 9 - Хомут 32 Сварной шов зачищают шлифовальной машинкой до поверхности трубы, как показано на рисунке 7. Производят локальный термический отжиг сварного шва путем нагрева до соломенного цвета. При этом визуально проверяют качество шва. Наличие в сварном шве пустот и непровары проявляются в виде темных пятен и полос. В такой последовательности производят сборку всего перекрывателя. Последней присоединяют профильную трубу с верхним пакером и переводником. Собранный перекрыватель на бурильных трубах спускают в интервал установки. При этом: - крюк талевого блока расстопоривают; - промывка скважины через перекрыватель не допускается; -скорость спуска не должна превышать 0,5 м/с. Цементировочным агрегатом в колонне бурильных труб создают давление от 10 до 12 МПа, выдерживают не менее 3 мин, а затем снижают до нуля. Под действием давления профильные трубы выправляются (почти до круглого сечения) и прижимаются к стенке скважины. Проверяют устойчивость перекрывателя в скважине разгрузкой и натяжением бурильной колонны в пределах 150-200 кН (15-20 тс). При этой нагрузке перекрыватель не должен смещаться. Если будет зафиксировано смещение перекрывателя, повторно создать давление от 12 до 14 МПа и повторить проверку на устойчивость от осевого смещения. Затем снижают натяжение бурильной колонны до величины, при которой ее вес превышает собственный на 12-15 кН и, вращая ее вправо с частотой вращения ротора 20 об/мин, отвинчивают переводник от перекрывателя. В начальном этапе отвинчивания после трех-четырех оборотов бурильной колонны останавливают ее вращение и проверяют плавность отвинчивания, а также после семи-восьми оборотов вновь создают натяжение на 12-15 кН и продолжают отвинчивание. После 24 оборотов колонны проверяют отсоединение инструмента от перекрывателя и осуществляют подъем инструмента. Развальцовывание перекрывателя осуществляют компоновкой инструмента, включающей развальцеватель РШ-196, УБТ-165 длиной 50 м и бурильные трубы. Развальцеватель спускают до начала профильного перекрывателя, создают циркуляцию бурового раствора и при вращении колонны бурильных труб с частотой от 60 до 75 об/мин начинают развальцовывание с осевой нагрузкой от 50 до 150 кН до отвинчивания башмака и полного выхода развальцевателя из перекрывателя. 33 После завершения развальцовывания перекрывателя осуществляют подъем РШ-196 и смену развальцевателей в компоновке на РШ-208 и РШ-216, поэтапно развальцовывают перекрыватель и проверяют диаметр шарошек развальцевателей. При наличии в сборке перекрывателя подъемного башмака 6, показанного на рисунке 3, развальцовывание перекрывателя осуществляют компоновкой инструмента, включающей роликовый развальцеватель РР-170/218М1, УБТ-165 длиной 50 м и бурильные трубы. Роликовый развальцеватель плавно спускают до начала профильного перекрывателя, создают циркуляцию бурового раствора и при вращении колонны бурильных труб с частотой 60-75 об/мин начинают развальцовывание с осевой нагрузкой 10-25 кН до отвинчивания башмака и полного выхода развальцевателя из перекрывателя. После завершения развальцовывания перекрывателя развальцеватель с подъемным башмаком поднимают из скважины, отвинчивают башмак и проверяют диаметр описанной окружности по калибровочной части роликов развальцевателя кольцевым шаблоном. Если после подъема из скважины диаметр описанной окружности развальцевателя РШ-216 или РР-170/218М1 составляет менее 216 мм, операцию по развальцовыванию перекрывателя осуществляют повторно новым развальцевателем. 2.5.2 Изоляция с уменьшением диаметра ствола скважины После проработки ствола скважины компоновкой инструмента, включающей долото диаметром 215,9 мм, калибратор диаметром 210-212 мм и бурильные трубы, производят сборку и установку перекрывателя по 2.5.1, как показано на рисунке 10. Развальцовывание перекрывателя осуществляют компоновкой инструмента, включающей: а) развальцеватель РШ-196, УБТ-146 или УБТ-165 длиной 50 м и бурильные трубы; б) роликовый развальцеватель РР-156/198, УБТ-146 или УБТ-165 длиной 50 м и бурильные трубы при наличии в сборке перекрывателя разбуриваемого башмака. Развальцовывание перекрывателя компоновкой инструмента при наличии в сборке перекрывателя разбуриваемого башмака осуществляют аналогично 2.5.1. Если после подъема из скважины диаметр описанной окружности развальцевателя РШ-196 или РР-156/198 составляет менее 194 мм, операцию по развальцовыванию перекрывателя осуществляют повторно новым развальцевателем. Дальнейшее углубление скважины производят долотом диаметром 190,5 мм. 34 а б в а – выправление перекрывателя б – развальцовка перекрывателя в – продолжение бурения Рисунок 10 - Схема установки перекрывателя с уменьшением диаметра ствола скважины 35 2.5.3 Наращивание профильных перекрывателей Иногда в процессе бурения обвалы пород и осыпания из каверн шлама не позволяют производить работы по вскрытию всего интервала зоны поглощения. В этом случае зону осложнения изолируют способом наращивания профильных перекрывателей, как показано на рисунке 11. Зону поглощения вскрывают бурением до максимально возможной глубины, исключающей вероятность прихвата бурильного инструмента. Производят расширение ствола скважины и устанавливают профильный перекрыватель по 2.5.1. При этом нижний конец перекрывателя должен находиться в кавернозной части ствола скважины. Затем продолжают бурение до полного вскрытия зоны поглощения (или до максимально возможной глубины) и осуществляют расширение ствола скважины для установки второго перекрывателя. Перед установкой перекрывателя нижний конец предыдущего перекрывателя раздают на длине 2,0-2,5 м до диаметра 232 мм с осевой нагрузкой 5-10 кН компоновкой инструмента, включающей развальцеватель РШ-216, расширитель РРМ-216/237 с гладкими шарошками на рабочий диаметр 232 мм, УБТ-165 длиной 25 м и бурильные трубы. Установку второго перекрывателя осуществляют по 2.5.1, так, чтобы верхняя его часть на длине 1,3-1,5 м находилась в расширенном интервале низа первого перекрывателя. 36 1 – первый перекрыватель 2 – второй перекрыватель Рисунок 11 - Наращивание профильных перекрывателей 37 2.6 Оценка качества изоляции зон осложнений Изоляция зоны осложнения профильным перекрывателем считается качественной при выполнении условий: - осложнение в заданном интервале отсутствует; - обеспечено свободное прохождение бурильной компоновки внутри перекрывателя. Для оценки качества изоляции зоны поглощения промывочной жидкости проводят гидродинамические исследования интервала установки профильного перекрывателя и по результатам исследований строят индикаторную линию. Изоляция считается качественной, если индикаторная линия в координатах Pм - Q расположена в области I, ограниченной осью ординат Pм и разграничительной линией Pм = 2,5Q , как показано на рисунке 2. Коэффициент индикаторной линии интервала установки профильного перекрывателя Cср , 10м3/(ч·МПа), численно равный котангенсу угла наклона индикаторной линии к оси Q , определяется: Cср = Cср1 − Cср 2 , (4) где Cср1 – коэффициент индикаторной линии, построенной по результатам исследований подпакерного пространства при установке пакера выше профильного перекрывателя, 10м3/(ч·МПа); Cср 2 – коэффициент индикаторной линии, построенной по результатам исследований подпакерного пространства при установке пакера ниже профильного перекрывателя, 10м3/(ч·МПа). Если установить пакер ниже профильного перекрывателя невозможно, Cср 2 определяют по данным гидродинамических исследований, проведенных до спуска перекрывателя. Значение коэффициента индикаторной линии интервала установки профильного перекрывателя Cср должно составлять не более 0,4. 38 3 Техническое обслуживание Составные части оборудования: переводник с левой резьбой, расширитель и развальцеватели после использования в скважине подлежат техническому обслуживанию. Разборку расширителя РРМ-216/237, показанного на рисунке 4, осуществляют следующим образом. Отвинчивают втулку 5 от переводника 1 и извлекают пружину 6 и втулку 7. Отсоединяют переводники 1 и 8 от корпуса 4. Осевым усилием на поршень 2 совмещают оси 9 с отверстиями «Д» в корпусе 4, демонтируют шплинты 10, выбивают оси 9 и стопоры 11. С корпуса 4 снимают плашки 3 с шарошками 12 и основаниями 13, поршень 2 совместно с манжетами 14, тягами 15 и стволом 16. Детали очищают от раствора и шлама, промывают, визуально проверяют износ резиновых манжет, а также вооружение плашек и шарошек, смазывают. При износе деталей их заменяют на новые. Сборку производят в обратной последовательности. Техническое обслуживание развальцевателя роликового производят после каждого подъема из скважины. Развальцеватель промывают водой, затем дизельным топливом и отправляют на базу производственного обслуживания для произведения технического обслуживания. Разборку развальцевателя производят не позднее двух суток после его доставки. Развальцеватель роликовый, показанный на рисунке 5, разбирают в следующей последовательности. На токарном станке или с помощью шлифовальной машинки снимают сварные швы, соединяющие корпус 1 и переводник 2. Отвинчивают переводник 2, вынимают уплотнитель 7 и шайбу 8, с помощью выколотки выбивают штифты 2. Далее оси 6 с роликами 5, штифтами 9 и втулками 10 демонтируют из корпуса 1. Снимают втулки 10 и ролики 5 с осей 6, на осях прочищают канавку для установки кольцевого фиксатора 4. Все детали очищают от грязи, визуально проверяют их качество. Сборку развальцевателя производят в обратной последовательности согласно маркировке на корпусе 1, осях 6, втулках 10. Корпус 1 и переводник 2 свинчивают крутящим моментом 12+3 кН.м и выполняют между ними три сварных шва длиной 30+10 мм через 1200 в секторах между роликами для предотвращения самопроизвольного отвинчивания переводника. В процессе сборки производят смазку сопрягаемых частей деталей, а также присоединительных резьб развальцевателя литолом и развальцеватель консервируют. Сопрягаемые детали составных частей оборудования смазывают литолом или графитовой смазкой. 39 4 Возможные неисправности и способы их устранения Возможные неисправности расширителя и способы их устранения приведены в таблице 8. Таблица 8 Наименование неисправности, внешнее проявление и дополнительные признаки Вероятная причина Метод устранения 1 Под давлением плашки расширителя не выводятся в рабочее положение Заусенцы, задиры на кромках плашек 3 или повреждены пазы в корпусе 4 (см. рисунок 4) Напильником удалить заусенцы, задиры 2 Неполное выдвижение плашек расширителя в рабочее положение Нет полного хода поршня 2 из-за скопившегося шлама в камере «С» или повреждены манжеты 14 (см. рисунок 4) Слом пружины Удалить шлам или заменить манжеты и нанести смазку. Примечание При отсутствии пружины 6 движение плашек 3 по пазам корпуса 4 от усилия руки должно быть свободным Заменить пружину Возможные неисправности развальцевателя и способы их устранения приведены в таблице 9. Таблица 9 Наименование неисправности, внешнее проявление и дополнительные признаки Ролики развальцевателя вращаются усилия руки Вероятная причина Ржавчина или не загрязнения в зоне от контакта осей 6 и роликов 5 (см. рисунок 5) Метод устранения Примечание Разобрать развальцеватель, зачистить поверхности деталей от загрязнений: контактирующие поверхности осей и роликов очистить от ржавчины мелкозернистой наждачной бумагой и нанести смазку. Ролики должны вращаться свободно и легко, без заеданий. 40 5 Транспортирование и хранение Профильные трубы должны быть упакованы в пакеты по шесть штук для поставки в регионы с умеренным климатом в соответствии со схемой 1, изображенной на рисунке 12. Допускается упаковка профильных труб согласно схеме 2, где стальная упаковочная лента не является приспособлением для застроповки пакетов. Оборудование может транспортироваться любым видом транспорта. При транспортировке должны выполняться требования, установленные для каждого вида транспортных средств. Перевозка оборудования автомобильным транспортом без перегрузок: по дорогам с асфальтированным или бетонным покрытием – на расстояние до 200 км, по булыжным и грунтовым дорогам – на расстояние до 50 км со скоростью 40 км/ч. При перевозке оборудования воздушным или железнодорожным транспортом число перегрузок, а также в сочетании их между собой и с автомобильным транспортом число перегрузок не должно быть более двух. Оборудование должно храниться в закрытых, неотапливаемых помещениях или под навесом с естественной вентиляцией в упаковке или без нее. При хранении оборудования допускается воздействие следующих предельных климатических факторов: температура окружающей среды – от минус 50 до плюс 50 0С, относительная влажность воздуха от 98% при 35 0С. 6 Требования к промышленной безопасности и охране окружающей среды В процессе изготовления оборудования и проведения работ в промысловых условиях необходимо руководствоваться требованиями РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России № 24 от 9 апреля 1998 года с изменениями и дополнениями ИПБ 08-375(200)-00, утвержденными Постановлением Госгортехнадзора РФ №44 от 11.08.2000, а также соблюдать правила и стандарты при: а) работах по газопламенной обработке металла – ГОСТ 12.2.008-75, ГОСТ 12.2.054-81; б) работах электросварочных – ГОСТ 12.3.003-86; в) проведении термической обработки металлов – ГОСТ 12.3.004-75; г) работах погрузочно-разгрузочных – ГОСТ 12.3.009-76. 41 А А -А 1 2 3 4 5 А 1 – профильные трубы; 2 – прокладки; 3 – шпильки; 4 – шайбы; 5 – гайки Схема упаковки 1 Б Б-Б 1 2 3 Б 1 - профильные трубы; 2 – прокладки; 3 – упаковочная лента Схема упаковки 2 Рисунок 12 - Схемы упаковки профильных труб 42 Литература 1 Крепление скважин экспандируемыми трубами. Абдрахманов Г.С. М. «Недра», 2002, 228 с. 2 Техника и технология буровых работ. Бикчурин Т.Н., Ибатуллин Р.Х., Козлов Ф.А., Габидуллин Р.С., Фаткуллин Р.Х. Казань, Таткнигоиздат, 1974, 153 с. 3 Инструкция по исследованию и изоляции пластов, поглощающих промывочную жидкость, при бурении скважин на нефтяных месторождениях Татарской АССР, ТатНИПИнефть, Бугульма 1978. 4 РД-39-2-684-82 Инструкция по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин, ВНИИКРнефть, Краснодар 1982 5 РД-39-0147585-165-98 Инструкция по технологии изоляции зон осложнения бурения с помощью оборудования для локального крепления скважин, ТатНИПИнефть, Бугульма 1998.
