27 При бурении промывочная жидкость должна:

7. обеспечивать эффективную и полную очистку забоя от выбу­ренных частиц и вынос их на дневную поверхность;

8. удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии и предотвращать осаждение их на забой при прекращении промывки;

9. способствовать повышению устойчивости горных пород, сла­гающих стенки скважины;

10. создавать на стенки скважины противодавление, достаточное для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быть чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин и погло­щения промывочной жидкости;

11. хорошо охлаждать трущиеся поверхности, прежде всего долота;

12. обеспечивать хорошую смазку трущихся поверхностей, осо­бенно опор долота, даже при высоких контактных давлениях между ними;не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;

    8. обладать закупоривающими свойствами, т. е. создавать в по­рах и микротрещинах стенок скважины тонкую, плотную, мало­проницаемую корку, достаточно прочно связанную с горными поро­дами и препятствующую проникновению в них не только самой про­мывочной жидкости, но и ее фильтрата;

    9. иметь высокую термостойкость при проходке высокотемпера­турных скважин и низкую температуру замерзания, а также не­большую теплопроводность при бурении в многолетнемерзлых породах;

    10. быть достаточно инертной к воздействию обломков выбурен­ных пород и минерализованных пластовых вод, но относительно

легко поддаваться химической обработке при регулировании ее свойств;

11)облегчать или не затруднять разрушение породы забоя долотом;

12)не содержать, по возможности, компонентов, способных ока­зывать сильное абразивное воздействие на оборудование;

13)защищать буровое оборудование и инструмент от коррозии;

14)достаточно легко перекачиваться буровыми насосами;

15)состоять в основном из дешевых и недефицитных материалов.

Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов,

установленных па поверхности, забойному двигателю при турбин­ном бурении, а также на забой, особенно при применении гидро­мониторных долот.

КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

Различные требования к составу и качеству промывочной жидко­сти, предъявляемые в конкретных условиях разбуривания объекта, многообразие геологических условий, наличие подходящего сырья обусловили появление промывочных жидкостей нескольких типов. Все промывочные жидкости можно разделить на следующие основ­ные группы.

5. Промывочные жидкости на водной основе:

а) вода (пресная, морская, рассолы);

б) глинистые суспензии;

в) естественные суспензии, образующиеся при разбуривании неглинистых пород и аргиллитов;

г) суспензии на базе гидрогелей;

д) эмульсии типа «масло в воде».

6. Промывочные жидкости на неводной основе:

а) дегазированная нефть и нефтепродукты;

б) многокомпонентные растворы на углеводородной основе;

в) обращенные эмульсии типа «вода в масле».

7. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, вы­хлопные газы двигателей внутреннего сгорания).

8. Аэрированные промывочные жидкости и пены.

32.Аэрированные промывочные жидкости. При значительных водо- притоках бурение с продувкой воздухом экономически нерентабель­но, так как резко возрастает потребная мощность компрессоров. Если к_а <1, целесообразно использовать аэрированные промывоч­ные жидкости. Такие жидкости получают путем смешивания воды или раствора на водной основе с заданным объемом воздуха, нагне­таемого компрессорами в смесительное устройство, которое встраи­вают в нагнетательную линию буровых насосов, либо путем доба­вления к промывочной жидкости пенообразукяцего ПАВ (напри­мер, сульфонола). Последний способ обычно используют при про­ходке сравнительно неглубоко залегающих горизонтов (до 500 м). Степень аэрации, т. е. отношение объемного расхода воздуха, при­веденного к нормальным условиям (давление 0,1 МПа, температура 20° С), к объемному расходу капельной жидкости, регулируют с та­ким расчетом, чтобы не было притока пластовых жидкостей и газов во время бурения либо, если приток допустим, депрессия в пласте не превышала бы критическую, при которой может начаться разру­шение скелета неустойчивой породы. Методика определения степени аэрации в зависимости от заданного забойного давления изложена в специальной литературе.

Аэрирование влияет только на плотность и условную вязкость промывочной жидкости (вязкость глинистых растворов при аэра­ции возрастает). Поэтому свойства ее регулируют методами, опи­санными в предыдущих параграфах. Для лучшего диспергирования пузырьков воздуха и уменьшения проскальзывания их относительно жидкой фазы рекомендуется в аэрированную жидкость добавлять ПАВ (например, аяионоактивные типа «Прогресс»), сульфонат, а при вскрытии нефтяных пластов неионогенные типа ОП-Ю или ОП-7 и др.); при этом улучшается вынос обломков выбуренных пород, уменьшается загрязнение продуктивных пластов, заметно снижается потребный расход воздуха, и следовательно, необходимая мощность компрессоров.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко­стью, особенно минерализованной, заметно интенсифицируется кор­розия оборудования. Для предотвращения коррозии стальных эле­ментов оборудования (например, бурильных труб) целесообразно в поток воздуха (или аэрированной жидкости) в качестве ингиби­тора вводить гидроокись кальция и тем поддерживать рН жидкой среды в скважине не ниже 10.

При бурении с продувкой или промывкой аэрированной жидко­стью несколько усложняется схема обвязки наземного оборудования и увеличивается состав комплекта его. Устье скважины обязательно герметизируют с помощью плашечных превенторов высокого давле­ния (см. гл. IX) и универсального либо вращающегося превентора или при отсутствии последних с помощью специального герметизи­рующего устройства низкого давления. Превенторы служат для герметизации устья в случае интенсивного притока пластовых жидкостей и газов и необходимости создания повышенного давления в скважине. Специальное же герметизирующее устройство предна­значено для предотвращения выхода струи воздуха (или аэрирован­ной жидкости) по кольцевому зазору между обсадной колонной и ведущей трубой непосредственно в буровую. Его размещают над превенторами.

35. Бурильные трубы сборной конструкции с коническими блокирующими (стабилизирующими) поясками (ТБНК – трубы бурильные с высаженными наружу и ТБВК – трубы бурильные с высаженными внутрь концами), применяемые для уменьшения переменных напряжений в резьбовом соединении в опасном сечении по последнему витку резьбы труб. Иногда у стандартных бурильных труб вследствие безупорного резьбового соединения замка с трубой происходят усталостные поломки высаженных концов бурильных труб, особенно при роторном способе проводки скважин. В бурильных трубах с блокирующими (стабилизирующими) поясками за счет удлинения у замковых деталей цилиндр ческой выточки и обточки гладкого пояска на трубе вблизи резьбы достигает плотное сопряжение замка с трубой, навинчиваемого в горячем состоянии. Трубы бурильные с блокирующими поясками позволяют повысить предел выносливости по сравнению со стандартными трубами приблизительно на 40 %.

36. ЛЕГКОСПЛАВНЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

Легкосплавные бурильные трубы применяют при бурении с использованием забойных гидравлических двигателей. Низкая плотность материала – 2,78 г/см3. (у стали 7,85 г/см3) позволяет значительно облегчить бурильную колонну без потери необходимой прочности. Для изготовления трубных заготовок ЛБТ используется дюраль, для повышения износостойкости упрочняемая термообработкой и получившая шифр Д16Т. Предел текучести Д16Т составляет 330 МПа. Бурильные замки для ЛБТ изготовляют из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа) облегченной конструкции – ЗЛ

Рисунок 3.18 - Легкосплавные бурильные трубы сборной конструкции

Основные параметры ЛБТ, наиболее распространенные в Западной Сибири:

- условные диаметры труб 114, 129, 147 мм;

- условная толщина стенки 9, 11, 13, 15, 17 мм;

- типоразмеры замков ЗЛ-140, ЗЛ-152, ЗЛ-172, (где 140, 152, 172, – наружный диаметр бурильного замка), соответственно для труб с условным диаметром 114, 129, 147;

- присоединительная резьба, соответственно, З-121; З-133; З-147;

- средневзвешенная масса одного погонного метра таких труб приблизительно равна 16 кг.

Кроме пониженной массы у ЛБТ есть еще ряд достоинств. Во-первых, наличие гладкой внутренней поверхности, что снижает гидравлические сопротивления примерно на 20 % по сравнению со стальными бурильными трубами одинакового сечения. Во-вторых, диамагнитность, что позволяет зенитный угол и азимут скважины замерять инклинометрами, спускаемыми в бурильную колонну.

Однако ЛБТ имеют и ряд недостатков: нельзя эксплуатировать БК при температурах выше 120 С, так как прочностные свойства начинают снижаться. Недопустимо их эксплуатировать также в агрессивной (кислотной или щелочной среде), при рН < 8

37. РАСЧЕТ БУРИЛЬНЫХ ТРУБ

ПРИ БУРЕНИИ РОТОРНЫМ СПОСОБОМ

Расчет производят на статическую прочность и выносли­вость.

Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200 м.

Расчет на статическую прочность ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Одноразмерная колонна для вертикальной скважины. Подобранные трубы нижней секции рассчитывают на наружное давление (не менее 25 МПа); длины 9 (в м) одноразмерной многосекционной колонны - из условия статической прочности:

=Q_р-1150_т(1-р_ж/р)-р_пР (19.10)

1,15q₁g(1-p_ж/p)

q(2) - „(1)

1 = р^ и т.д.; (19.11)

1,15д₂д1-р_ж/р)

Q(¹) = д₁/1,04л; Q(²⁾ = О₂/1,04п и т.д.,

где Q₁, Q₂ – предельные нагрузки для труб, Н.

Для двухразмерной многосекционной колонны, состоящей в верхней части из труб большего диаметра, длины секций I (нижней) ступени опре­деляют по формулам (19.10), (19.11), длины секций II ступени - по форму­лам (19.8), (19.9), причем

о_р^(ш)=о_ш/1,04л, д(^т+1)=д_ш+1/1,04л; д(^т+2)=д_ш+2/1,04л.

Особенности расчета БК при бурении скв. роторным способом

этапы:

- статический расчет, когда не учитываются знакопеременные

циклические напряжения, а учитываются постоянные

напряжения изгиба и кручения

- на достаточную прочность или выносливость

статический расчет

для вертикальных скв

;

K_з=1,4 – при норм. усл.

K_з=1,45 – при осложн. усл.

для наклонных участков

; ;

38.

39. При бурении с забойными двигателями (турбобуром, электро­буром) в верхней растянутой части колонны возникают напряжения растяжения а_раст , а в нижней части, передающей нагрузку на долото, — напряжения сжатия а_си<.

Потерявшая в сжатой части устойчивость бурильная колонна от действия сжимающих сил испытывает также изгибающие напря­жения а,',_зг, которые, имея максимальное значение у долота, посте­пенно уменьшаются в направлении к нижнему участку растянутой части колонны.

Бурильная колонна испытывает касательные напряжения %' от действия реактивного момепта турбобура, постепенно уменьшаю­щиеся в направлении к вертлюгу и достигающие его только при коротких бурильных колоннах.

При вращении ротором бурильная колонна испытывает касатель­ные напряжения т, уменьшающиеся к долоту.

Расчеты показывают, что о'_нэг в связи с ограничением изгиба колонны стенкой скважины не достигают опасных значений; невелики и напряжения т' и т. Поэтому при бурении с забойными двигателями бурильную колонну рассчитывают с учетом действия на нее только напряжений растяжения и сжатия.

При роторном способе бурения, кроме напряжений растяже­ния а_раст и сжатия а_сж, при расчете бурильной колонны необходимо учитывать касательные напряжения т, возникающие в результате передачи вращающего момента бурильной колонной, и изгибающие напряжения а_нзг, возникающие вследствие действия осевых и цен­тробежных сил.

Касательные напряжения, изменяющиеся по длине бурильной колонны от максимума в верхнем сечении

40. Учет работы, начисление износа и списание бурильных труб

Комплектование бурильных, утяжеленных бурильных и ведущих труб по типоразмерам с оформлением на них отдельных паспорт-журналов и эксплуатация их при проводке определенных конкретных скважин позволяют вести точный учет работы, а также подытожить после списания всех труб величину полной отработки каждого комплекта.

В процессе эксплуатации комплекта бурильных труб буровым мастером в паспорт-журнале регулярно отмечаются подробные сведения о работе комплекта труб.

Сведения об авариях с комплектом труб (в соответствии с актами об авариях) вносятся в специальную форму совместно представителями бурового предприятия и трубного подразделения. Отметки о видах профилактических работ и ремонтах комплекта труб в трубном подразделении также вносит в специальные формы представитель трубного подразделения.

Для своевременного и качественного обеспечения буровых предприятий трубами необходимых типоразмеров, а также с целью планирования работы трубного подразделения в последнем ведется учет: получения, наличия и расхода бурильных труб и замков; движения комплектов бурильных труб; видов и объемов профилактических и ремонтных работ с бурильными трубами.

С целью ежемесячного бухгалтерского учета затрат от проката бурильных труб по статье «Расходы по эксплуатации инструмента при проводке скважин» начисляется условный износ в рублях на бурильные, утяжеленные бурильные, ведущие трубы и замки в зависимости от объема проходки в метрах.

Сумма условного износа, подлежащего начислению на все трубы данного комплекта, рассчитывается с учетом коэффициента увеличения износа труб по мере роста глубин скважин, определенного для каждого интервала глубины через 500 м, и прочих факторов проводки скважины. Значения этого коэффициента, нормы и расценки условного износа приведены в Прейскуранте порайонных расценок на строительство нефтяных и газовых скважин (ППР) и в Справочнике укрупненных сметных норм (ЭСН).

При достижении суммы начисленного на комплект условного износа в рублях 70 % первоначальной стоимости труб и 90 % стоимости замков, навинченных на трубы или приваренных к ним, начисление условного износа прекращается, а комплект труб продолжает эксплуатироваться без начисления износа до полной отбраковки труб.

Бурильные трубы списывают по фактическому их состоянию на основании результатов осмотра, дефектоскопии и инструментальных измерений.

Степень износа замковой резьбы определяется либо по уменьшению расстояния между упорным уступом ниппеля и упорным торцом муфты, либо по уменьшению числа оборотов, необходимого для полного свинчивания бурильного замка.

41. Каждая партия труб, должна сопровождаться документом(сертификатом), удостоверяющим соответствие качества труб требованиям стандарта.

Партия должна состоять из труб одного условного диаметра, одной толщины стенки и группы прочности, одного типа и одного исполнения и сопровождаться единым документом, удостоверяющим соответствие их качества требованиям стандарта, содержащим: наименование предприятия-изготовителя; условный диаметр труб и толщину стенки, мм, длину труб, м; группу длин (для труб исполнения Б), массу труб, кг; тип труб; вид исполнения (для труб исполнения А); группу прочности, номер плавки, массовую долю серы и фосфора для всех входящих в партию плавок; номера труб результаты испытаний; обозначение стандарта.

Подготовленные и оформленные комплекты бурильных труб передаются буровым или нефтегазодобывающим предприятиям в соответствии с действующим руководящим документом.

Формы упомянутых выше «Заказ-заявки», «Акта на составление комплекта», «Описи труб комплекта», «Паспорт-журнала», «Выписки из паспорт-журнала», «Расписки в получении паспорт-журнала» и «Актов на передачу комплекта» приведены в руководящем документе.

Для определения состава индивидуального набора, расчета количественного и качественного состава парка бурильных труб для основных и вспомогательных работ, а также для расчета потребности в бурильных трубах на замену изношенных и для пополнения парка труб следует пользоваться руководящим документом .

Формы для учета работы, аварий, профилактики и ремонта комплекта бурильных труб, предусмотренные паспорт-журналом комплекта, приведены в руководящем документе |2].

Для осуществления дефектоскопического контроля труб в нефтяной промышленности разработаны руководящие документы, содержащие методики контроля участков трубной резьбы, сварного шва и тела труб.

42. Оснастка бурильной колонны, ее функции

Бурильная колонна, ее назначение и составные эл-ты

комплекс соед. деталей, который явл. связующим звеном между долотом и

наземным бур. обор. (от вертлюга до долота)

функции

- подвод энергии к долоту (мех-ки/гидравлически/кабелем)

- создание нагрузки на долото

- для подвода пром. ж-ти к долоту

- для проведения СПО и замены долота

- для проведения аварийных работ

- для спуска геофиз. приборов

- для спуска испытателя пластов

- для спуска секций обсадной колонны

требования

- выдерживать все нагрузки и напряжения, возникающие в

процессе ее работы

- быть достаточно износостойкой

- обладать min возможной в данных условиях стоимостью

и отвечать принципу равнопрочности

- быть устойчивой от корозии

- обладать min гидравлическими сопротивлениями

43. УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

УТЯЖЕЛЕННЫЕ БУРИЛЬНЫЕ СБАЛАНСИРОВАННЫЕ ТРУБЫ

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают утяжеленные бурильные трубы (УБТ), позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото.(возврат к типам профилей скважин)

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

- горячекатанные (УБТ),

- сбалансированные (УБТС),

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная). Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подьемных работах.

Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями. Их изготовляют из сталей группы прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа) методом прокатки, что обуславливает их недостаточную прочность, особенно в резьбовых соединениях. Кроме того, они имеют значительные допуски на кривизну, разностенность и овальность. При вращении УБТ это приводит к биению БК и значительным усталостным перегрузкам.

Сбалансированные УБТ (рисунок 3.19) используют преимущественно при роторном способе бурения. Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели.

Рисунок 3.19 – Сбалансированные утяжеленные бурильные трубы

44.Основные причины выхода из строя бурильных труб при роторном и турбинном бурении.

Большинство аварий связано с воздействием переменных нагрузок. 80% приходится

на резьбовые соед.(срыв/слом резьбы), и только 20% на тело БТ.

Причины:

- износ резьбы с выкрашиванием витков / промыв резьб. соед.

- поперечные/спиралевидные/продольные трещины

- нагрузки и напряжения действующие на разл. эл-ты БК

- места концентрации напряжения

- коррозионное воздействие на БК

- износ пов-ти БТ из-за трения о стенки скв. и воздействия

абразивных частиц в ПЖ

- возникновение колебательных процессов в БК

факторы:

- способ/режим бурения; местоположение проходимого

интервала; состояние траектории ствола скв.

Роторный способ:

- при бурении верхних интервалов и при бурении

искривленных участков скв.

турбинный способ:

- ↑скорости и динамические знакопеременные

нагрузки приводят к износу резьб

46.Зависимость V_мех от осевой нагрузки на долото. Фор-ла Федорова.

V_м=f(P_д) ; n=const; Q=const; V_Мо=f(P_д) и V_ср=f₁(P_д)

I – прямолинейный отрезок кривой

P_д - область поверхностного истерания

P_к<P_у => не происходит обьемного разрушения породы, порода разрушается в рез-те истирания зубцами долота с обр. Пылевидных частичек. PS: работа в этой области не эффективна и не желательна

II – криволинейный участок

- область обьемного усталостного разрушения

P_у<P_к<P_ш => предел усталости – минимум давления зуба на породу, при этом многократное нагружение породы приводит к ее обьемному разрушению. С ↑P_д требуется меньше число ударов для обьемного разрушения породы

III – прямолинейный участок, переходящий в горизонтальный

- область эффективного обьемного разрушения

P_к=>P_м; при каждом ударе зубца происходит обьемное разрушение породы с отломом частички

Вывод: для более мягкой породы область разрушения смещается влево, для более твердых – вправо

Породу целесообразно бурить при нагрузках соотв. III зоне или в крайнем случае во II зоне. [II-III] – наиболее выгодный диапазон нагрузок

Ф-ла Федорова

P_д≥αP_шF_к ; F_к=K_пД_дS/2 ; F_к=S∑∑l_ij ; K_п=∑∑l_ij/(Д_д/2) ; V_м=K_пP_д^B

α – κоэф. учит. заб. усл.(0,33-1,59); F_к – площадь контакта зубцов с породой; S – притупление зубцов долота (для нового долота S=1мм); K_п – коэф. перекрытия зубцами забоя скв.; i – номер шарошки, j – номер венца на шарошке, n – число шарошек, m – число венцов на шарошке; в – зависит от твердости породы (1-3))

47. Влияние частоты вращения долота на механическую скорость бурения.

Зависимость V_м от частоты вращения долота

V_м=f(n) ;

РИСУНОК

К росту V_м ведет:

• увеличение числа ударов в ед. времени

• увеличение энергии удара зубца о забой в рез-то роста секорости соударения

V_м=δn; δ – углубление забоя за 1оборот долота

уменьшение δ происх. При n>n_крит, пром. жид-ть не успевает выносить шлам из забоя => образуются шламовые подушки

n=n_крит; δ~const ; δ= δ_o(1-klnn), k – импер. коэф.(зависит от зашламленности забоя и от времени контакта зубца с г/п и от св-в к/п); V_м= δ_o(1-Klnn)n

при t_к>t_o ; h=h_max ; при t_к<t_o ; h<h_max

уменьшается время контакта зубца с породой

dV_м/dn= δ_o(-kn/n+1-knln)=0 ; 1-k=klnn

n=e^1/k-1 – maxV_м

глины: n~300-400об/мин; карбонаты: n~200-250; абразивные: n~40-50

в мягких породах ↑n приводит к ↑V_м

V_м=ke^a; 0<a<1; V_м=An^B; B<1(~0.8)

V_м=kP_д^Bn^a

Увеличение n для достижения

↑V_м более эффективен в мягких г/п, чем в твердых

48. Непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота, способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать осложнения. Влияние расхода раствора на механическую скорость бурения показано на рисунке 5.4. Как видно из рисунка, при неизменной осевой нагрузке и частоте вращения долота с увеличением секундного расхода бурового раствора улучшается очистка забоя и возрастает механическая скорость проходки. Однако увеличение секундного раствора эффективно лишь пока он не достигнет некоторой величины Qд, при Qмах механическая скорость проходки стабилизируется. Величина Qд зависит от конструкции долота, схемы очистки забоя, удельной осевой нагрузки, частоты вращения, твёрдости породы и свойств бурового раствора.

Рисунок 5.4 – Влияние расхода бурового раствора на механическую скорость Vмех

При дальнейшем возрастании расхода начнёт преобладать повышение потерь напора на преодоление гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, общее давление на забой начнёт расти и механическая скорость будет снижаться.

49.Технологическая оснастка

Качество работ значительно повышается при совместном использовании центраторов и скребков, по некоторым данным в этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.

Анализ центрирующей способности центраторов для принятых на практике соотношений диаметров скважин и обсадных колонн показал, что если вследствие деформации диаметра центраторов уменьшается до диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и образование застойных зон предупреждается при коэффициенте кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличения степени замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.

Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и повышения их жесткости предложена конструкция центратора-турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.

На практике число элементов технологической оснастки не превышает 50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза больше.

51. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ

Под буферной понимают жидкость, которая прокачивается между буровым и тампонажным растворами, предотвращая их смешение и удаляя из затрубного пространства остатки бурового раствора.

Вследствие отсутствия универсальных буферных жидкостей, пригодных для широкого использования при всех условиях бурения, в отечественной практике применяют следующие их виды: утяжеленные (на солевой или полимерной основе) [5, 97]; комбинированные [21]; аэрированные [31, 90]; эрозионные [32, 90]; незамерзающие; жидкости с низкой водоотдачей; вязкоупругий разделитель [19, 24]; нефть и нефтепродукты [63]; растворы кислот [45, 88, 89]; вода [14, 92 и др.

Выбор типа буферной жидкости определяется ее эффективностью и геолого-техническими условиями бурения с учетом затрат на ее приготовление.

Выбор вида буферной жидкости базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкретным буровым и тампонажным растворами.

При смешении буферной жидкости с буровым раствором не должны повышаться реологические параметры зоны смеси, а смесь ее с тампонажным раствором не должна характеризоваться снижением растекаемости и времени загустевания раствора.

Для снижения интенсивности частичного смешения буферной жидкости с контактирующими растворами в процессе движения их в затрубном пространстве должно выполняться условие, при котором вязкость и плотность ее превышали бы аналогичные параметры вытесняемой жидкости или приближались к средним значениям указанных параметров разобщаемых ею жидкостей.

Повышение эффективности очистки затрубного пространства от остатков промывочной жидкости достигается применением комплексных буферных жидкостей.