Промывы инструмента

Характерный признак промыва – снижение давления бурового расвора при неизменном расходе на входе. При медленном промыве наблюдается постепенное снижение давления, при усталостном разрушении – резкое падение давления с последующим его снижением. При промыве в верхней части происходит значительное падение давления, рост крутящего момента, сопровождающийся подклинками из-за сильного зашламления, падает механическая скорость проходки, кривая температурызамедляет темп увеличения.

1. Промыв бурового инструмента

2.

3. Промыв бурового инструмента опасен тем, что возможен слом инструмента в месте промыва или прихвата его, т.к. на забой скважины попадает меньшее количество промывочной жидкости, в результате чего происходит неполный вынос шлама.

4. Признаками промыва инструмента являются:

5. - падение давления на насосах,

6. - снижение температуры выходящего из скважины раствора,

7. - уменьшение количества вымываемого из скважины шлама и увеличение механической скорости.

Оператор станции ГТИ должен предупредить бурильщика или бурового мастера о промыве инструмента и рекомендовать произвести подъем.

Перeгрузка давления на манифольде.

Неиcправности насоса.

Сальник на долоте.

Поглощение.

Все действия по установке технологических датчиков, а также проведение сварочных работ должны быть согласованы с руководителем буровых работ.

При установке датчиков следует руководствоваться прилагаемой к датчикам документацией

Датчик положения талевого блока (Датчик Оборотов Лебедки) устанавливается

на жесткой площадке, прикрепленной к основанию буровой лебедки. Разъемный шкив устанавливается на торце вала лебедки и соединяется ремнем со шкивом ДОЛа..

От качества установки датчика обротов лебедки ДОЛ в дальнейшем зависит работа станции. Обороты вала лебедки должны передаватся на датчик без проскальзываний. Монтаж датчика производится персоналом станции ГТИ по согласованию с буровой бригадой с обязательной остановкой буровой лебедки.

Установка датчика веса на неподвижном конце талевого каната должна производится при разгруженной талевой системе. После установки, оператор должен выбрать с помощью регулировочного винта середину шкалы. Это помогает настроить датчик на линейный участок шкалы.

Для установки датчика давленияпромывочной жидкости на входе (Рвх.) надо использовать, если возможно, стакан средоразделителя установленный на манифольде ранее в помешение насосной. Если такой возможности нет, то вваривается стакан средоразделителя поставляемый в комплекте с датчиком (сварочные работы на манифольде выполняются “заказчиком”). Перед установкой датчика надо сбросить остаточное давление на линии манифольда. Средоразделитель заполняется маслом или незамерзающей кремнеорганической жидкостью. В целях уменьшения воздействия вибраций датчик рекомендуется устанавливать на металлической трубке, отведенной от средоразделителя. Если нет возможности установить датчик отдельно, можно, по согласованию с заказчиком, установить его через тройник вместе с манометром, входящим в оборудование буровой.

Установка индикатора расхода промывочной жидкости на выходе не представляет особой трудности на открытом желобе, в закрытом устанавливается только при помощи сварочных работ “Заказчиком”. Этот датчик не должен создавать помех буровой бригаде.

Установка датчиков уровня бурового раствора в емкостях производится при помощи сварки или струбцины. Выбирается такое место для установки датчика, в котором волнение промывочной жидкости минимально.

Установка датчика температуры промывочной жидкости на выходе производится в открытом желобе на участке с хорошей циркуляцией без значительных скоплений шлама. Конец датчика не должен касатся дна желоба.

Датчик момента на роторе (электрический) устанавливается на силовом кабеле привода ротора с разрешения производителя буровых работ, только электриком буровой бригады.

Датчики ходов насоса устанавливаются на буровых с дизельным или с регулируемым приводом оборотов насоса. Крепление датчиков осушествляется с помощью струбцины или сварки. Монтаж осушествляется при остановленных насосах.

Датчик оборотов ротора устанавливается в доступном месте ротора. Монтаж осушествляется при остановленном роторе и открытых защитных устройствах трансмиссии ротора.

Кабели, соединяющие технологические датчики с устройством сбора, должны быть протянуты и уложены так, чтобы не создавать помех буровой бригаде. Датчики и разъемы, установленные на буровой, по возможности закрыты от попаданий влаги и технологической промывочной жидкости. )

.Порядок проведения работ

Прибыв на буровую ответственный за проведение работ проверяет:

-наличие разрешения представителя противофонтанной службы на углубление скважиныиз-под «башмака» кондуктора;

-наличие актов,составленых механиком ПВО,механиком и энергетиком цеха о готовности к работе противовыбросового,бурового и энергетического оборудования;

-наличие двух шаровых кранов и двух обратных клапанов с приспособлениями для ихоткрытия;

-наличие аварийной бурильной трубы с переводником под обсадную колонну с навернутым шаровым краном /первый шаровой кран/ в открытом положении,типоразмер бурильной трубы должен соответствовать трубным плашкам,установленным в плашечном превенторе;

-второй шаровой кран должен быть установлен под ведещей бурильной трубой;

-наличие рабочего и запасного забойного двигателя;

-наличие необходимого количества химреагентов: глинопорошка,барита,пеногасителя и т.д.согласно карты поинтервальной обработки раствора;

-готовность станции ГТИ к работе и величину газопоказаний /при наличиии станции ГТИ/;

-наличие промежуточной колонны на стелажах/с 5% запасом/;

-наличие технологической оснастки промежуточной колонны и соответствие ее плану на спуск;

-наличие необходимого количества стального инструмента для вскрытия газоносных отложений,длина стального инструмента определяется глубиной залегания газоносного пласта;

-исправностьсредств связи;

-укомплектованность буровых вахт;

-знание членами буровых вахт своих обязанностей при ликвидации возможных нефтегазоводопроявлений.

При соблюдении всех вишеуказанных правил ответственный дает разрешение на углубление скважины до глубины на 15-20 метров выше кровли газовой залежи, с соответственной записью в вахтовом журнале