Строительство нефтяных и газовых скважин сложный технологический процесс. На строительство скважины оказывают влияние десятки геолого-технических условий, прогнозировать которые практически невозможно. Влияние всех этих факторов накладывают свой отпечаток при расчете экономической эффективности. Мною произведена попытка — создать упрощенную модель, в которой заложены только очевидные факторы при сравнительно равных остальных.
Внедрение новых долот с большей проходкой, повышенной механической скоростью бурения сокращают цикл строительства скважины.
Ввиду того, что в данной работе рассматривается применение новых долот при бурении под эксплуатационную колону Дк = 146 мм., экономический эффект будет рассмотрен в этом же интервале.
При первом долблении из под кондуктора (h=753м) приходится разбуривать цементный стакан, ЦКОД и башмак предыдущей колонны, это может отрицательно сказаться на дорогих лопастных долотах, поэтому используется относительно недорогое долото 215,9 МЗГВ, фирмы ВБМ-сервис, которое имеет достаточно высокую проходку и механическую скорость в этом интервале.
Болотная. Как зарождалось крупнейшее протестное движение в нашей стране / @Max_Katz
Глубина после первых двух долблений:
где hK — глубина установки кондуктора, м;
hСРД — средняя проходка на долото м (см. табл. (7.2.12.));
2 — количество долблений.
Таблица 3.10 — Сравнительная стоимость бурения
Источник: studentopedia.ru
По бурению наклонно-направленной скважины
1. Гидравлика рассчитывается перед началом работ и подбираются необходимые насадки (данное давление на долоте является приблизительным значением).
2. Разбуривание тех. оснастки PDC долотом производится при нагрузке не более 4тн. В случае применения оснастки не разбуриваемой PDC долотами необходимо использование трёх шарошечного долота.
3. При необходимости проработка ствола скважины и/либо расширки ранее пробуренного участка, скважины нагрузка на PDC долото не должно превышать 3тн.
4. Категорически запрещается превышение допустимых пределов осевой нагрузки на долото и допускать удары инструмента об забой.
5. Для выполнения показателей механической скорости, необходимо выполнять режимы указанные в долотной программе. В случае несоответствия режима фактическая механическая скорость бурения может отличаться от планируемой.
6. В случае перехода на бурение роторной компоновкой и снижении расхода промывочной жидкости (при поглощении бурового раствора), запланированная механическая скорость будет снижена.
Порядок работ на скважине
1. Собрать КНБК №1 с долотом 490мм согласно долотной программе под направление.
2. Начать бурение с малой производительностью насосов во избежание вымывания грунта вокруг основания БУ на бентонитовом растворе плотностью 1.06 г/см3 и условной вязкостью не меньше 55 сек.
Протесты на Болотной: что происходило в России 10 лет назад
3. Пробурить ствол скважины до глубины 30 м от стола ротора. Максимально сокращать время простоев и промывок. Глубина бурения должна быть скорректирована исходя из фактической длины обсадной колонны.
4. По достижении проектного забоя промыть скважину в течение цикла (ориентировочно 5 мин., забой – устье).
5. Произвести шаблонировку пробуренного интервала с устранением всех посадок и затяжек.
6. Произвести промывку в течение цикла с производительностью насоса 50 л/с. с расхаживанием КНБК и вращением ротора 30-80 об/мин, с одновременной установкой в затрубном пространстве пачки с максимальными по вязкости параметрами раствора.
7. Поднять КНБК №1 на поверхность с постоянным доливом.
8. Разобрать КНБК №1.
9. Собрать КНБК №2 с долотом 393, 7мм согласно долотной программе под кондуктор.
10. Разбурить цементный стакан и башмак направления с параметрами, указанными ниже
| 11. Параметры режима бурения |
| Производительность насосов | 48-50 л/сек |
| Диаметр втулок на буровом насосе | 170-180 мм |
| Осевая нагрузка на долото | С навеса, до 3т |
| Обороты ВСП(ротора) | 30-40 об/мин |
12. Из-под направления бурение начать с промывкой буровым раствором при низкой производительности насоса, чтобы предупредить размывание за направлением.
13. Бурение первых 20 м ниже башмака колонны необходимо начать с производительностью насосов 1/2 от расчетной и обороты ВСП (ротора) минимальны;
14. Пробурить интервал под кондуктор до глубины 500м, согласно параметров обозначенных в долотной программе, с соблюдением нагрузок, моментов и др. параметров.
15. При достижении планируемого забоя промыть скважину до полного выхода шлама из скважины, но не менее 2 циклов циркуляции. Во время промывки производить постоянное вращение и расхаживание бурильной колонны на длину свечи. При необходимости произвести прокачку вязкой пачки.
16. Произвести шаблонировку ствола до башмака кондуктора и спустить на забой.
17. Промыть скважину до полного выноса шлама, но не менее 2 циклов циркуляции (расход не менее 48-52 л/сек).
18. Поднять и разобрать КНБК №2.
19. Собрать и спустить КНБК №3 с долотом 295, 3мм для бурения под промежуточную колонну.
20. Разбурить цементный стакан и башмак кондуктора с параметрами, указанными ниже
| Параметры режима бурения |
| Производительность насосов | 48-50 л/сек |
| Диаметр втулок на буровом насосе | 170-180 мм |
| Осевая нагрузка на долото | С навеса, до 3т |
| Обороты ВСП (ротора) | 30-40 об/мин |
и продолжить бурение согласно ГТН и программы бурения. Произвести комплекс ГИС и отбор керна в запланированных интервалах. Пробурить ствол до глубины 2450м (согласовать с технологической службой ООО «Таргин-Бурение»). Проработать пробуренный участок до свободного хождения КНБК.
21. Собрать и спустить КНБК №5 с долотом 215, 9мм для бурения под 168 мм эксплуатационную колонну.
22. Разбурить цементный стакан и башмак кондуктора с параметрами, указанными ниже
| Параметры режима бурения |
| Производительность насосов | 32-35 л/сек |
| Диаметр втулок на буровом насосе | 140-150 мм |
| Осевая нагрузка на долото | С навеса, до 3т |
| Обороты ВСП (ротора) | 30-40об/мин |
и пробурить до глубины 4505м. Нагрузку на долото при бурении с вращением ВСП до 60 об/мин создавать и контролировать по перепаду давления на ВЗД (согласно паспортным характеристикам) и моменту на роторе (максимальный момент составляет 32 кН*м (3, 2 тс*м) при производительности насосов 32-35 л/с, но не более 12 т.
23. Работы вести согласно ГТН и программы бурения. Произвести комплекс ГИС и отбор керна в запланированных интервалах.
24. В интервале 3120-3630м произвести сборку КНБК с телесистемой и углом перекоса на ВЗД. Произвести работы по наклонно-направленному бурению согласно дополнительному плану работ.
Буровые растворы
При бурении необходимо использование не менее 4 степеней очистки бурового раствора (вибросита, гидроциклон, илоотделитель, центрифуга).
8. Технологические рекомендации при бурении
1. Промывка скважины – Во время бурения скважины промывка играет важную роль.
Соблюдение режимов промывки скважины перед наращиванием (минимум 5 минут) с постоянным расхаживанием инструмента и периодическим проворотом инструмента (особенно в свежепробуренном стволе) обеспечат практически 100% очистку ствола скважины от шлама и исключат возможность возникновения как дифференциальных, так и механических прихватов инструмента. Возможна попеременная промывка растворами с низкой и высокой вязкостью и/или периодическое ускоренное вращение ротором при отрыве от забоя для улучшения промывки скважины. Решение по прокачке низко/высоковязких пачек остается за руководителем работ. При необходимости ускоренного вращения ротором в открытом стволе, следует изменять глубину ускоренного вращения и расхаживать инструмент, чтобы избежать образования уступа. При снижении давления на 5-7%, углубление прекратить для выяснения причины снижения давления, при необходимости произвести подъем КНБК для определения негерметичности бурильных труб.
2. Дифференциальный прихват – Чтобы избежать дифференциального прихвата, внимательно отслеживайте изменения момента и затяжки по всему участку и определяйте существенные изменения. Поддерживайте плотность раствора на минимально возможном уровне и работайте инструментом все время, пока он находится в открытом стволе. Не оставляйте без движения колонну бурильных труб более 2 мин. При расхаживание менять положение отклонителя, периодическими поворотами ротора.
3. Прихват – Запрещается спускать в скважину компоновки более жесткие, чем указаны в программе (спуск только по согласованию с техническим руководством).
4. Падение посторонних предметов в скважину – Запрещается производить СПО без установленного на устье герметизатора, для предотвращения попадания посторонних предметов в скважину.
Бурение 0-30м
| Обобщённые результаты | |||||||||||
| Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | КЗ по статической прочности | Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | Крутящ. момент на устье | КЗ по статической прочности | |||
| расчётн. тс | допуст. тс | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП | расчётн. тс | допуст. тс | расчётн. кгс·м | допуст. кгс·м | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП |
| Подъём | Нет | 5, 6 | 133, 5 | 1, 4 | Подъём с вращением | Нет | 5, 6 | 1, 5 | |||
| Спуск | Нет | 5, 6 | 133, 5 | 1, 4 | Спуск с вращением | Нет | 5, 6 | 1, 5 | |||
| Бур. турбин. | Нет | 0, 6 | 133, 5 | 1, 4 | Вращ. над забоем | Нет | 5, 6 | 109, 5 | 8, 767 | 1, 5 | |
| Бурение роторное | Нет | 0, 6 | 97, 9 | 6, 228 | 1, 5 |
Проработка 30-500м
| Обобщённые результаты | |||||||||||
| Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | КЗ по статической прочности | Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | Крутящ. момент на устье | КЗ по статической прочности | |||
| расчётн. тс | допуст. тс | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП | расчётн. тс | допуст. тс | расчётн. кгс·м | допуст. кгс·м | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП |
| Подъём | Нет | 31, 5 | 162, 4 | 7, 226 | 1, 4 | Подъём с вращением | Нет | 31, 5 | 151, 5 | 7, 208 | 1, 5 |
| Спуск | Нет | 31, 5 | 162, 4 | 7, 226 | 1, 4 | Спуск с вращением | Нет | 31, 5 | 151, 5 | 7, 208 | 1, 5 |
| Бур. турбин. | Нет | 26, 5 | 162, 4 | 8, 552 | 1, 4 | Вращ. над забоем | Нет | 31, 5 | 149, 3 | 6, 73 | 1, 5 |
| Бурение роторное | Нет | 26, 5 | 148, 8 | 7, 701 | 1, 5 |
Бурение 500-2450м
| Обобщённые результаты | |||||||||||
| Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | КЗ по статической прочности | Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | Крутящ. момент на устье | КЗ по статической прочности | |||
| расчётн. тс | допуст. тс | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП | расчётн. тс | допуст. тс | расчётн. кгс·м | допуст. кгс·м | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП |
| Подъём | Нет | 157, 9 | 2, 087 | 1, 4 | Подъём с вращением | Нет | 147, 4 | 2, 086 | 1, 5 | ||
| Спуск | Нет | 157, 9 | 2, 087 | 1, 4 | Спуск с вращением | Нет | 147, 4 | 2, 086 | 1, 5 | ||
| Бур. турбин. | Нет | 157, 6 | 2, 389 | 1, 4 | Вращ. над забоем | Нет | 146, 8 | 2, 073 | 1, 5 | ||
| Бурение роторное | Нет | 145, 7 | 2, 343 | 1, 5 |
Проработка 500-2450м
| Обобщённые результаты | |||||||||||
| Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | КЗ по статической прочности | Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | Крутящ. момент на устье | КЗ по статической прочности | |||
| расчётн. тс | допуст. тс | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП | расчётн. тс | допуст. тс | расчётн. кгс·м | допуст. кгс·м | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП |
| Подъём | Нет | 102, 6 | 157, 9 | 2, 156 | 1, 4 | Подъём с вращением | Нет | 102, 6 | 147, 4 | 2, 155 | 1, 5 |
| Спуск | Нет | 102, 6 | 157, 9 | 2, 156 | 1, 4 | Спуск с вращением | Нет | 102, 6 | 147, 4 | 2, 155 | 1, 5 |
| Бур. турбин. | Нет | 97, 6 | 157, 9 | 2, 266 | 1, 4 | Вращ. над забоем | Нет | 102, 6 | 146, 8 | 2, 141 | 1, 5 |
| Бурение роторное | Нет | 97, 6 | 146, 6 | 2, 243 | 1, 5 |
Бурение 2450-4505м
| Обобщённые результаты | |||||||||||
| Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | КЗ по статической прочности | Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | Крутящ. момент на устье | КЗ по статической прочности | |||
| расчётн. тс | допуст. тс | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП | расчётн. тс | допуст. тс | расчётн. кгс·м | допуст. кгс·м | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП |
| Подъём | Нет | 178, 8 | 179, 3 | 1, 405 | 1, 4 | Подъём с вращением | Нет | 178, 7 | 167, 1 | 1, 404 | 1, 5 |
| Спуск | Нет | 179, 3 | 1, 55 | 1, 4 | Спуск с вращением | Нет | 167, 2 | 1, 549 | 1, 5 | ||
| Бур. турбин. | Нет | 157, 3 | 179, 3 | 1, 597 | 1, 4 | Вращ. над забоем | Нет | 167, 3 | 164, 2 | 1, 474 | 1, 5 |
| Бурение роторное | Нет | 162, 2 | 164, 2 | 1, 518 | 1, 5 |
Проработка 2450-4505м
| Обобщённые результаты | |||||||||||
| Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | КЗ по статической прочности | Тип расчёта | Потеря устойч. Баклинг | Нагрузка на устье | Крутящ. момент на устье | КЗ по статической прочности | |||
| расчётн. тс | допуст. тс | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП | расчётн. тс | допуст. тс | расчётн. кгс·м | допуст. кгс·м | мин. расч. | норм. | глуб. мин. КЗП |
| Подъём | Нет | 177, 6 | 179, 3 | 1, 414 | 1, 4 | Подъём с вращением | Нет | 176, 7 | 1, 419 | 1, 5 | |
| Спуск | Нет | 162, 8 | 179, 3 | 1, 542 | 1, 4 | Спуск с вращением | Нет | 163, 2 | 1, 536 | 1, 5 | |
| Бур. турбин. | Нет | 158, 2 | 179, 3 | 1, 587 | 1, 4 | Вращ. над забоем | Нет | 167, 5 | 164, 7 | 1, 476 | 1, 5 |
| Бурение роторное | Нет | 162, 5 | 164, 7 | 1, 521 | 1, 5 |
Гидравлические расчеты
ИНДИВИДУАЛЬНАЯ ПРОГРАММА
по бурению наклонно-направленной скважины
№35 ТРМ месторождения им. Требса (Версия 3.0)
| Состав работ: | Технологическое сопровождение бурения наклонно-направленной скважины. |
Компания-заказчик: ООО » Таргин-Бурение»
Компания-подрядчик: ООО » Траектория-Сервис»
Буровой подрядчик: ООО » Таргин-Бурение»
Источник: lektsia.com
разработка долотной программы использование разных типоразмеров долот
Долотный сервис. разработка долотной программы использование разных типоразмеров долот анализ отработки долот и оптимизация долотной программы для следующих скважин. Отбор керна. разработка программы с использованием ведущих технологий и оборудования компании HALLIBURTON
Uploaded on Oct 27, 2014
- Lana Bradley
- + Follow
Download Presentation
разработка долотной программы использование разных типоразмеров долот
Presentation Transcript
- Долотный сервис • разработка долотной программы • использование разных типоразмеров долот • анализ отработки долот и оптимизация долотной программы для следующих скважин
- Отбор керна • разработка программы с использованием ведущих технологий и оборудования компании HALLIBURTON • комплектация необходимого оборудования • Выполнение работ и технологический • контроль на скважине • Анализ, отбор и оптимизация • программы для следующих • скважин
- ООО «НТП «БУРОВАЯ ТЕХНИКА» РАЗРАБОТКА ДОЛОТНЫХ ПРОГРАММ
- Использование высокоэффективных шарошечных и алмазных долот – один из главных резервов повышения технико-экономических показателей бурениянефтегазовых скважин
- На современном этапе бурения скважин на нефть и газ все больше внимания уделяется повышению технико-экономических показателей строительства скважин. Одним из основных резервов повышения этих показателей является использование высокоэффективного породоразрушающего инструмента. При этом сокращается время механического бурения за счет повышения стойкости долота, меньшего количества спускоподъемных операций и увеличения механической и рейсовой скорости бурения. В сравнении с отечественными аналогами долотной продукции использование шарошечных и алмазных долот импортного производства дает возможность получать экономию времени на строительство скважины от 3 до 5 суток и более в зависимости от глубины бурения.
- Наши результаты на месторождениях Днепрово-Донецкой впадины • С помощью шарошечного долота 17 1/2” EBXT1GSLC было пробурено 1058 м за одно долбление
- Наши результаты на месторождениях Днепрово-Донецкой впадины • алмазным долотом 8 1/2” FX84D при использовании турбинно-роторного способа бурения на глубине 5119 м было пробурено 206 м за одно долбление, механическая скорость бурения составила в среднем 4,1 м в час; • алмазным долотом 8 1/2” FMHX843ZZ ( FX84D ) при использовании роторного способа бурения было пробурено 275 м за одно долбление; механическая скорость бурения составила в среднем 2,6 м в час.
- Наши результаты на месторождениях Днепрово-Донецкой впадины • Долотом 8 1/2” IQ316D, импрегнированным синтетическими алмазами, было пробурено 513 м на глубине 5400 м за одно долбление, механическая скорость бурения составила в среднем 2,3 м в час
- НТП “Буровая Техника» является официальным представителем компании Halliburton Drill Bits and Services, которая входит в группу компаний Halliburton и является одним из лидеров среди квалифицированных подрядчиков по предоставлению сервисных услуг по использованию долот в разных геолого-технических условиях бурения скважин. На сегодняшний день компания Halliburton DBS совместно с НТП «Буровая Техника» имеет возможность предложить для бурения в условиях ДДВ новейшую систему долот, основные из которых:
- Трехшарошечные долота • EQH12S, EQH12R, EQH12DR; • EQH16S, EQ16DS; • EQH20S, EQH20R, EQH20DR; • EQH30R, EQH30DR; где: • E — Energy BalancedTM – серия долот, которая разработана специалистами Security DBS на основе энергетической сбалансированности и равномерного распределения нагрузки на опоры, вооружение и подшипники каждой из шарошек
- Q — Quad PackTM – новая улучшенная надежная серия долот, которая включает все достижения запатентованной серии долот Energy Balanced TM; эта платформа является лидирующей для выполнения долот с наименьшей вибрацией при бурении. Построенный новый завод по производству этой серии долот обеспечивает наилучшие мировые стандарты качества.
- Префикс H – специальное расположение насадок для улучшенного очищения и охлаждения шарошек, для более интенсивного выноса выбуренной породы и очищения забоя.
- Суффикс S – затылочная часть лапы долота защищена от абразивного изнашивания. • Суффикс R – лапы долота защищены специальными карбид-вольфрамовыми вставками сферической формы для максимальной защиты от потери по диаметру и минимизации момента на долоте. • Суффикс D – периферийный ряд с алмазными вставками для защиты от абразивного износа и потери по диаметру.
- Долота типа PDC серий FM, FS 3000 та FX • FMH3855ZR, FMH3753ZR; • FM3651Z, FM3553ZR, FS3553Z; • FX64, FX84D, FX65s; где • Префикс (Суффикс) S – долото с вставленным корпусом; • Префикс М – долото с цельнолитым корпусом; • Префикс H – долото, изготовленное по технологии HyperCutTM для бурения в твердых и абразивных породах; • Суффикс Z – долото, оснащенное резцами премиум-класса, изготовленными по технологии «Z3 Cutters“; • Суффикс R – долото, оснащенное дополнительно резцами «R1“; • Суффикс D – долото имеет двойной ряд резцов.
- Наши предложения НТП «Буровая техника» предлагает следующие виды работ: • поставку шарошечных долот и долот PDC для условий бурения на месторождениях Украины; • поставку долот осуществляем со складов в г. Полтава, Киев; • специалисты ООО НТП «Буровая техника» прошли специализированное обучение по долотной продукции компании Halliburton Drill Bits and Services и могут предложить следующие услуги: • составление долотной программы для указанного геологического разреза скважины; • расчет гидравлической программы бурения с целью оптимизации механической и рейсовой скорости проходки на долото; • сервисное сопровождение отработки долот во время бурения (по желанию заказчика); • проведение оценки отработки долот, разработка рекомендаций их лучшего использования.
- Пример типовой долотной программы
- ООО «НТП «БУРОВАЯ ТЕХНИКА» СЕРВИС ПО КЕРНУ
- Технология и инструменты для отбора керна
- Задачи отбора керна • НТП “Буровая техника” – компания, которая предлагает отбор керна на значительных глубинах бурения (более 5000 м)
- Основные положения • При бурении с отбором керна используется высокоэффективный керноотборный снаряд фирмы Halliburton Drill Bits and Services внешним диаметром 171,45 мм; • Полноразмерный внешний диаметр бурильной головки 215,9 мм не требует проведения дополнительных работ по расширению ствола – экономия времени и средств заказчика; • Увеличенный диаметр керна до 101,6 мм улучшает его информативность; • Возможность использовать снаряд 9м или 18м; • До 100 процентов выноса на поверхность; • Оборудование по отбору керна находится в Украине (производственная база НТП “Буровая техника”, г. Полтава).
- Бурильные головки • Polycrystalline Diamond Compact — в основном для мягких пород и пород средней твердости • СерияFC 3000 • СерияFC3000A – стальной корпус
- Бурильные головки • TSP – (Thermally Polycrystalline) – для твердых неабразивных пород • СерияCT
- Бурильные головки • Серия CB – из натуральных алмазов для твердых абразивных пород
- Бурильные головки • FULL DIAMOND IMPREGNATION – для твердых абразивных пород • Серия CІ3000С
- Снаряд для отбора керна (9 м) Соединительная резьба 4 1/2 IF (З-133) Безопасное соединение (резьбовая часть) Ø 6 3/4″ (171,45 мм) Безопасное соединение (муфта) Ø 6 3/4″ (171,45 мм) Стабилизатор Ø рабочей части 8 15/32″ (215,1 мм) Общая длина 11,45 м Внешняя труба Внешний Ø 6 3/4″ (171,45 мм) Внутренний Ø 5 5/8″ (142,875) Стабилизатор Ø рабочей части 8 15/32″ (215,1 мм) Бурильная головка 8 1/2″х 4″ (215,9 мм х 101,6 мм)
- Снаряд для отбора керна (18 м) 0,34 0,37 Безопасное соединение (муфта) Ø 6 3/4″ (171,45 мм) Безопасное соединение (резьбовая часть) Ø 6 3/4″ (171,45 мм) 1,22 м • Стабилизатор • Ø рабочей части 8 15/32″ (215,1 мм) 7,92 м Внешняя труба Внешний Ø 6 3/4″ (171,45 мм) Внутренний Ø 5 5/8″ (142,875) Общая длина 20,6 м 1,22 м Стабилизатор Ø рабочей части 8 15/32″ (215,1 мм) 7,92 м Внешняя труба Внешний Ø 6 3/4″ (171,45 мм) Внутренний Ø 5 5/8″ (142,875) Стабилизатор Ø рабочей части 8 15/32″ (215,1 мм) 1,22 м 0,39 Бурильная головка 8 1/2″х 4″ (215,9 мм х 101,6 мм)
- Внутренние керноприемные трубы • Одноразовые трубы типаFluted aluminum – алюминиевыекернонесущие трубы с пазами; • Для использования также и в скважинах, где температурапревышает 150°С; • Порезка труб на поверхности,например, по одному метрус последующей герметизациейпеной или воском; • Используются в качестве контейнера для транспортированиякерна в лабораторию; Пазы с внутренней стороны трубы: • уменьшают силу трения керна об трубу; • повышается процент выноса керна; • улучшается замещение БР во время процесса отбора керна; • уменьшается вероятность впрессовывания керна в кернонесущие трубы; • есть возможность прохождения сопутствующих газов мимо керна во время его отбора.
- 1 3 Кернорватель повышенной мощности 2 КернорвательHeavy Duty Catcher • 1. — Большее перекрытие междуконцом верхнего башмака (UHS) и кернорвателем • 2. – Анти-деформационный “V” образный профиль в зоне закрытия • 3. — Фаска для легкого прохождения керна 3
- Система для отбора керна в мягкихпородах Full closure system (FCS)
- Результаты выполненных работ НТП «Буровая техника» и Halliburton DBS в Украине
- Импрегнированная бурильная головка8 ½» х 4″ (215,9х101,6) CI 3146С
- Импрегнированная бурильная головка8 ½» х 4″ (215,9х101,6) CD93Li
- Хранение алюминиевых труб на скважине в контейнере
- Сбор снаряда
- Разлом керна
- Порезка алюминиевых труб пневмопилой
- Извлечение или упаковка керна
- Маркировка керна
- Маркировка и укладка керна
- Упаковка керна
Источник: www.slideserve.com