Raimondirus.ru

RAiMONDI
4 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Нефтегазовое дело

Нефтегазовое дело

Takahashi T., Takeuchi T., Sassa K.ISRM Suggested Methods for Borehole Geophysics in Rock Engineering // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. 2006. Vol. 43, Issue 3. P. 337 — 368

РД 39-2671699-013-2001. Инструкция по изоляции водопритоков. Азнакаево: ООО «Кварц», 2001

РД 39-2671699-016-2001. Инструкция по технологии обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин суспензий модифицированного дисперсного кремнезема. Азнакаево: ООО «Кварц», 2001

Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.: Недра, 1977. 239 с

Жувагин И.Г., Комаров С.Т., Черный В.Б. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М.: Недра, 1973. 81 c

Zhihui Wang, Xiangmin Cai, Jiayong Yan, Jiming Wang, Yu Liu, Lei Zhang. Using the Integrated Geophysical Methods Detecting Active Faults: A Case Study in Beijing, China // Journal of Applied Geophysics. 2017. No. 156. P. 82 — 91

Булгаков А.А., Терехов О.В., Мантров А.В. Области применения скважинного акустического телевизора // НТВ «Каротажник». 2002. № 98. С. 95 — 101

Yun-wei Zhao, Zi-qiang Zhu, Guang-yin Lu Bo Han. The Optimal Digital Filters of Sine and Cosine Transforms for Geophysical Transient Electromagnetic Method // Journal of Applied Geophysics. 2018. Vol. 150. P. 267-277

Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. Уфа: РИД АНК «Башнефть», 2000. 424 с

Janvier Domra Kana, Noël Djongyang, Danwe Raïdandi, Philippe Njandjock Nouck, Abdouramani Dadjé. A Review of Geophysical Methods for Geothermal Exploration // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2015. Vol. 44. P. 87 — 95

Шматченко С.Н. Геофизические исследования и работы в скважинах. Геолого-технологические исследования в скважинах. Уфа: Информреклама, 2010. 248 c

Стрелков В.И., Загидуллин Р.В. Аппаратура акустического каротажа на отраженных волнах САТ-4 и АРКЦ-4 // Геофизика, Специальный выпуск. 2000. C. 45 — 48

Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. 780 с

Plyushchenkov B.D., Turchaninov V.I. Code for Acoustic Logging Modeling in Radial Layering Medium. Moscow, 2003. 57 p

Стрелков В.И., Терехов О.В. Возможности аппаратуры САТ в исследовании технического состояния скважин // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: матер. Всеросс. науч.-практ. конф. в рамках выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2007». Уфа, 2007. С. 72 — 77

Уметбаев В.Г. Разработка технологий РИРиих внедрение в различных геолого-технических условиях эксплуатации скважин АНК Башнефть: Отчет о НИР / БашНИПИнефть. Уфа, 2002. 164 с

РД 39Р-0135648-005-90. Временный регламент по контролю технического состояния скважин месторождений ПО «Башнефть». Уфа: АНК «Башнефть», 1990. 22 с

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.

(c) 2018 В. Г. Уметбаев, Ю. А. Котенев, Ш. Х. Султанов

alt=»Лицензия Creative Commons» width=»» />
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.

Технология РИР – отсечение межпластовых перетоков по стволу скважин

The article proposes a new technology to extend the operation of wells by a cut interstratal overflows.

РАЗДЕЛ I

Актуальность обсуждаемой проблемы очень значительна для нефтегазодобывающих организаций в Российской Федерации. Общеизвестно, что обводнение скважин при эксплуатации – это нарастающий фонд бездействующих скважин для добывающих предприятий, требующих очень немалых затрат по реанимированию.

Соответственно, стремление продлить жизнь скважинам, выполнить условия лицензий на добычу при разработке месторождений практически всегда становятся прерогативой при формировании бизнес-планов. Имеется немало используемых методов ограничения обводнения скважин, в той или иной форме успешные с различными сроками эксплуатации на приемлемых режимах добычи или зачастую вовсе безрезультатные.

Зачастую, по заключениям ГИС, обводнение продуктивных горизонтов происходит по негерметичному цементному кольцу за эксплуатационной колонной (если этот цемент там был и еще присутствует) с подстилающих водоносных горизонтов. Сколько бы не говорили о возникающих «депрессионных воронках» вокруг ствола скважины в интервале продуктивного пласта, это обводнение в большей степени – результат чрезмерной депрессии в процессе добычи. В таких ситуациях любой флюид пойдет по пути наименьшего сопротивления, т. е. по кольцевому пространству, где уже никаким Дарси (показатель проницаемости) и не пахнет – это хороший канал, с производительностью, достигающий нескольких сотен м 3 в сутки.

Читайте так же:
Ножевые шиберные задвижки для цемента

Заколонные перетоки скважинных флюидов возникают, как правило, «рукотворно». Мы сами волей или неволей разрушаем цементный камень, начиная уже с операции опрессовки, затем перфорации обсадных колонн; или при любых скважинных операциях, связанных с вращением спускаемого инструмента в эксплуатационной колонне (разрушение цементного камня за счет биения инструмента о стенки колонн); или в процессе проведения гидроразрыва пластов, соляно-кислотные обработки, да и элементарное, со временем, корродирование цементного камня и т. д. К сожалению, на сегодняшний день этого практически невозможно избежать.

Никоим образом не претендуя на исключительность предлагаемой технологии, исходя из острой необходимости ликвидации межпластовых перетоков (в т. ч. обводнение скважин) предлагается технология изоляции пластов методом устранения самого рискованного контакта на предмет перетока в кольцевом пространстве: цемент – стенка обсадной колонны. Предлагаемая технология по своей простоте и результативности скорее проходит не как ограничение водопритока, а как отсечение канала миграции флюидов.

РАЗДЕЛ II

Вариант 1. Речь идет о классической схеме залежи – снизу вверх: водоносный горизонт – нефтенасыщенный или газонасыщенный пласт.

Чтобы кардинально решить вопрос отсечения путей миграции пластовых вод по стволу скважины, предлагается следующая принципиальная схема:

1. Определить при помощи ГИС как можно точнее интервал водонефтяного или газоводяного контакта.

2. Отфрезеровать (сплошь) эксплуатационную колонну (по опыту минимум 5 м), захватив при этом нижнюю кромку продуктивной части пласта.

3. Максимально расширить диаметр ствола скважины в интервале фрезерования.

4. Установить в данном интервале на равновесие цементный мост с расширяющими добавками.

5. Провести реперфорацию открытой части продуктивных горизонтов и освоить скважину.

Данную технологию возможно использовать в качестве способов изоляции в зависимости от геологии и типа скважины (в т. ч. скважины для ППД).

Для реализации данной технологии нашим предприятием разработаны и выпускаются различные типоразмеры фрезеров колонных гидравлических, расширителей стволов скважин гидравлических.

С учетом различных скважинных ситуаций мы попытаемся ниже на рисунках отобразить несколько методов проведения технологии отсечения водопритока.

1. Метод отсечения, когда пластовые воды непосредственно подстилают продуктивный горизонт.

Данная технология в 2008 г. была предложена ООО «Газпром добыча Оренбург». Руководство предприятия с большим вниманием отнеслось к проведению испытаний вышеназванной технологии на обводненных газовых скважинах. Были подобраны соответствующие 3 (три) скважины Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) и совместно с бригадами капремонта ООО «Газпром подземремонт Оренбург» выполнены работы по данной технологии.

После освоения вышеназванные скважины, практически бывшие с «нулевыми» дебитами, заработали (насколько позволял потенциал пласта) в безводном режиме – соответственно 104,0, 45,0 и 28,0 тыс. м 3 /сут. После этого провели работы еще на одной скважине – заработала с дебитом в 48,0 тыс. м 3 /сут. На сегодня проведены работы на 11-ти скважинах и, по отзывам заказчика, из-под цементных мостов, установленных по предлагаемой технологии, пока не наблюдалось прорыва пластовых вод, хотя при эксплуатации скважин депрессии создаются не ниже 120 кг/см 2 . До конца этого года планируется выполнить данные операции еще на 2-х скважинах.

2. Метод изоляции нижележащих горизонтов с целью организации ППД в необходимый пласт. Рис. 2 (2-1…..2-5).

Читайте так же:
Как разводить опилки с цементом

Этот способ особенно важен, когда необходимо адресно поддерживать пластовое давление в интервале эксплуатации на соседних скважинах.

3. Метод отсечения водопритока с последующим спуском фильтра для неустойчивых по литологии продуктивных горных пород. Рис. №3 (3-1……3-7).

Вариант 2. Метод отсечения вышележащего водоносного горизонта. Рис. 4 (4-1…..4-8). Данный метод не апробирован, предлагается к испытанию.

РАЗДЕЛ III

Важный момент: данную технологию считаем необходимым применять при ликвидационных работах на скважинах, не ограничиваясь установкой цементных мостов внутри колонн в интервалах перфораций, практически не влияющих на процесс перетоков в кольцевом пространстве.

К сожалению, все имеющиеся «Инструкции о порядке ликвидации и консервации скважин и оборудования их устьев и стволов», утвержденные в 1994, 1999, 2000 и 2002 гг., не рассматривают необходимость удаления в местах установки цементных мостов уже не нужной к этому моменту интервалов эксплуатационных и других обсадных колонн. Порядок установки цементных мостов, согласно инструкции, путем «перфорации» и «нагнетания под давлением» в зонах возможных перетоков флюидов явно не дает гарантии на перекрытие каналов миграции. Это проявляется потом на соседних эксплуатационных скважинах, вызывающих удивление: откуда в продукте пластовая вода? Таким образом, элементарно сокращается жизнь скважин и месторождения в целом.

В целях сохранения недр считаем, что органам Ростехнадзора (специалистам, формирующим новый документ) необходимо внести существенную поправку в инструкции о порядке ликвидации скважин, учитывая, что технически и технологически вышеприведенные методы позволяют гарантированно отсечь пути миграции по стволу скважин.

Тема 1.9.8. Ремонтно-изоляционные работы

Виды ремонтно-изоляционных работ: отключение отдельных обводненных интервалов пласта, отключение отдельных пластов, исправление негерметичности цементного кольца, наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором.

Отключение пластов или их отдельных интервалов методом тампонирования под давлением без установки пакера через общий фильтр или с установкой съемного или разбуриваемого пакера через фильтр отключаемого пласта: глушение скважины; спуск НКТ с ”пером” или пакером (съемным или разбуриваемым); при отключении верхних или промежуточных пластов — операции по предохранению нижних продуктивных пластов (заполнение скважины в интервале от искусственного забоя до отметки на 1,5-2,0 м ниже подошвы отключаемого пласта песком, глиной или вязкоупругим составом, установка цементного моста или взрыв-пакера); гидроиспытание НКТ или НКТ с пакером; определение приемистости вскрытого интервала пласта, работы по увеличению приемистости изолируемого интервала; выбор типа и объема тампонажного раствора; приготовление и закачка под давлением в заданный интервал тампонажного раствора; ОЗЦ, проверка моста и гидроиспытание эксплутационной колонны; дополнительная перфорация эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта; перекрытие дополнительно металлическим пластырем интервала перфорации после проведения тампонирования под давлением при отключении верхних и промежуточных пластов, эксплуатация которых осуществляется при депрессии на пласт более 2 МПа.

Проведение работ по ограничению водопритоков и использование тампонажных составов селективно воздействующих на участки пласта с различными насыщающими жидкостями и селективно отверждающихся в них.

Ремонтные работы методом тампонирования в скважинах, содержащих в продукции сероводород, выполняются с применением сероводородостойких тампонажных материалов на минеральной или полимерной основе.

Исправление негерметичности цементного кольца: глушение скважины; оборудование устья скважины с учетом возможности осуществления прямой и обратной циркуляции, а также расхаживания труб; подъем НКТ и скважинного оборудования, проведение комплекса геофизических и гидродинамических исследований; определение приемистости флюидо-проводящих каналов в заколонном пространстве и направления движения потока, а также степени отдачи пластом поглощенной жидкости. Анализ геолого-технических характеристик и работы скважины: величины кривизны и кавернозности ствола скважины; глубины расположения центраторов и других элементов технологической оснастки обсадной колоны; температуры и пластового давления; типа горных пород; давления гидроразрыва; дебита скважины; содержания и гранулометрического состава механических примесей в продукции химического состава изолируемого флюида. Проверка скважины на заполнение и определение приемистости дефектной части крепи при установившемся режиме подачи жидкости. Оценка объема отдаваемой пластом жидкости. Лабораторный анализ тампонажного состава в условиях ожидаемых температуры и давления. Соотношение времени начала загустевания тампонажного состава и расчетной продолжительности технологического процесса. Дополнительные подготовительные операции при исправлении негерметичности цементного кольца, расположенного над продуктивным пластом. Создание спец. отверстий на участке над эксплуатационным фильтром против плотных пород. Перекрытие интервала перфорации (в интервале продуктивного пласта) песчаной пробкой и сверху слоем глины взрыв-пакером типа ВП. Тампонирование через эксплуатационный фильтр. Замер глубины установки песчаной пробки (взрыв-пакера). Определение приемистости изолируемого объекта. Спуск и установка башмака заливочной колонны. Гидроиспытание колонны НКТ и пакера. Приготовление, закачка и продавка тампонажного раствора в заданный интервал проверка эксплуатационной колонны на герметичность. Разбуривание цементного моста. Вымыв из скважины песчаной пробки. Оценка качества РИР с помощью геофизических и гидродинамических методов исследований.

Читайте так же:
Песчано цементная смесь для теплого пола

Исправление негерметичности цементного кольца, расположенного ниже эксплуатационного объекта (пласта).

Наращиваниe цементного кольца за обсадной колонной. Анализ информации из дела скважины: параметры глинистого и цементного растворов, использованных при первичном цементировании; наличие и интенсивность поглощения в процессе бурения скважины; тип буферной жидкости и другие необходимые данные. Остановка скважины и определение динамики восстановления давления в межколонном пространстве. Глушение скважины. Подъём и ревизия НКТ. Шаблонирование эксплуатационной колонны. Установка цементного моста над интервалом перфорации. ОЗЦ и проверка прочности цементного моста при разгрузке НКТ с промывкой. Проведение комплекса геофизических и гидродинамических исследований. Проведение, при наличии зон поглощений, изоляционных работ, для снижения их интенсивности. Выбор типа тампонажного материала в зависимости от интенсивности поглощения с учетом геолого-технических и температурных условий.

Прямое тампонирование через специальные отверстия на заданной глубине в обсадной колонне: простреливание отверстий, промывка скважины, закачка расчетного объема тампонажного раствора, подъем НКТ, ОЗЦ, определение верхней границы цементного кольца за обсадной колонной, разбуривание цементного стакана в обсадной колонне и проверка| на герметичность.

Технология обратного тампонирования при наличии над наращиваемым цементным кольцом| интенсивно поглощающего пласта.

Технология комбинированного тампонирования, если перед прямым тампонированием не удается восстановить циркуляцию из-за наличия в разрезе одной или нескольких зон поглощений.

Оценка качества работ по результатам гидроиспытания обсадной колонны, определение высоты подъема тампонажного раствора за обсадной колонной, а также по результатам наблюдений за измерением величины межколонного давления при опорожнении обсадной колонны.

Технология применения стальных гофрированных пластырей, если установлена негерметичность обсадной колонны в интервале спец. отверстий.

ТЕХНОЛОГИЯ ВЫРЕЗКИ УЧАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Технология вырезки участка обсадной колонны включает несколько этапов:

1. Определение места вырезки.

Обсадная колонна в зоне фрезерования должна иметь хороший цементный камень. По каротажным диаграммам выбирается интервал с не менее 70 % заполнением и хорошим сцеплением цемента, желательно в песчаном пласте, чтобы обеспечить плавное отклонение бокового ствола.

2. Установка цементного моста.

Устанавливается ниже выбранного интервала выреза колонны на 40-50 метров с целью создания зоны зумпфа для тяжелой металлической стружки и перекрытия остающейся ниже части эксплуатационной колонны.

3. Проведение ГИС (МЛМ, инклинометр)

Проводится с целью определения местонахождения муфт и точного пространственного положения скважины

4. Шаблонировка эксплуатационной колонны.

Проводится при помощи скребка-шаблона соответствующего диаметра и длиной не менее 18 метров для определения возможности прохождения компоновки с вырезающим устройством.

5. Сборка и спуск компоновки с вырезающим устройством (см. рис. № 2 )до рас-четной глубины. Длина УБТ или бурильной трубы, используемой вместо УБТ должна быть не менее 12 метров. Все переводники, применяемые в компоновке должны иметь на торцах фаску под углом 45°. Компоновка должна быть собрана таким образом, чтобы над столом ротора было не менее 2/3 длины ведущей трубы. Спуск компоновки производить со скоростью не более 0,5 м/с. Если в компоновке есть обратный клапан, то при спуске каждые 500 м производить долив инструмента, при этом не превышать расход выше 4 л/с и не вращать колонну.

Читайте так же:
Морозостойкость цементного раствора f100

6. Отрезание эксплуатационной колонны.

· начать вращение бурильной колонны без работающих насосов (рекомендуется начинать с 60 об/мин).

· вращая бурильную колонну, включить насос (рекомендуемая подача Q=10 — 16 л/сек, P=10,0-15,0 МПа), замерить вращающий момент и давление на стояке

· оставить в таком режиме на 5-10 минут, наблюдать за давлением и крутящим моментом. Если падения давления не наблюдается, то необходимо прибавить обороты ротора до 80-90 об/мин. Через 10-15 мин должно произойти падение давления на 0,30-3,0 МПа. Если падения давления не наблюдается, но вращающий момент уменьшился, то резанье колонны закончено. Об этом также говорит наличие в промывочной жидкости шлама заколонного цемента или вид выносимой стружки (ширина стружки примерно равна толщине стенки отрезаемой трубы).

7.Проверка разрезания эксплуатационной колонны

· остановить буровые насосы и вращение ротора

· приподнять бурильный инструмент

· при входе вырезающего устройства в верхнюю часть отрезанной колонны возможны затяжки. Превышение веса при натяжении не должно превышать более 4,5 тонн над собственным весом бурильной колонны.

· включить буровой насос (не вращая ротор). Давление на стояке должно быть больше чем при разрезании колонны.

· выключить буровой насос и опустить бурильную колонну до точки резанья колонны

· Начать вращение бурильной колонны с первоначальным режимом резанья (N=60 об/мин, Q=10-16 л/сек). Постепенно увеличивая число оборотов до 80-90 об/мин наблюдать за моментом. Если увеличения момента нет, то процесс резанья колонны закончен. Если наблюдается рост момента, то повторить процедуру разрезания эксплуатационной колонны.

8.Фрезерование эксплуатационной колонны.

· фрезерование ведут с Р=0,5-2,5 т, производительностью Q=12-16 л/сек и N=60-100 об/мин, при этом вращающий момент не должен превышать предельно допустимый на бурильные трубы.

· после 1 метра проходки остановить вращение и не выключая насоса разгрузить бурильный инструмент не более 2 тонн. В случае положительного результата (снижение веса на крюке) продолжить фрезерование до проектной глубины, не превышая механическую скорость 0,5-1,5 м/час.

· если при фрезеровании крутящий момент резко возрастает, следует остановить вращение и промывку. Поднять инструмент на 1 метр. Затем возобновить вращение до 60 об/мин, включить насос и медленно опускать инструмент до появления крутящего момента, доводя параметры до режима фрезерования

· по окончании фрезерования расчетной длины поднять инструмент на 1 метр и промыть скважину в течении 1,5 — 2 циклов. По окончании промывки остановить вращение и циркуляцию. Поднять инструмент до точки начала резания колонны. В момент входа вырезающего устройства в верхнюю часть колонны может быть затяжка. Превышение веса при натяжении не должно превышать более 4,5 тонн над собственным весом бурильной колонны. Если вырезающее устройство не входит в колонну, то необходимо опустить инструмент на 1 метр и вращать со скоростью 60 об/мин без циркуляции, после чего поднять инструмент в обсадную колонну.

9. Контроль за выносимой стружкой.

Постоянно должен осуществляться контроль за выносимой стружкой. По размеру, форме и количеству выносимой стружки можно судить о качестве фрезерования колонны. Хорошая стружка должна быть слегка загнута, длиной до 35 мм, 1мм в толщину и шириной примерно равной толщине стенки отрезаемой трубы. При недостаточной нагрузке стружка длинная, волокнистая. При слишком большой нагрузке стружка длинная, закрученная и толстая. В выносимой массе может быть порода и цемент. Для улавливания металлической стружки из промывочной жидкости, на виброситах необходимо расположить магнит.

Читайте так же:
Акционерное общество бухтарминская цементная компания

Компоновки для вырезания участка эксплуатационной колонны

1 — ВУ (вырезающее устройство), 2 — УБТ, 3 — центратор,

4 — бурильные трубы, 5 — обсадная колонна

10. Проверка наличия вырезанного «окна».При помощи ГИС (МЛМ или индукционный каротаж) проверяется наличие вырезанного участка

11.Установка цементного моста в интервале фрезерования эксплуатационной колонны. Устанавливается с целью укрепления стенок скважины в интервале вырезанной колонны. Верхняя граница моста должна быть не менее 10 метров выше интервала фрезерования.

12.Определение «головы» цементного мостаи его подбурка на 0,5 метра ниже начала интервала выреза колонны.

13.Сборка отклонителя и телесистемы

14.Спуск отклоняющей компоновки, ее ориентирование и забурка второго ствола.

ВОЗМОЖНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ ПРИ РАБОТЕ С ВЫРЕЗАЮЩИМ УСТРОЙСТВОМ

НеисправностьПричинаСпособ устранения
Перепад давления на УВУ при прокачивании промывочной жидкости в количестве 10-16 л/сек более 4 МПаЗабито отверстие в насадкеИзвлечь поршень и прочистить насадку
Перепад давления при тех же условиях менее 2 МПаРазмыты отверстие насадки или уплотнительные кольца, негерметичность резьбовых соединенийИзвлечь поршень и заменить насадку или уплотнительные кольца, герметизировать резьбовые соединения
При выключении насоса резцы не утапливаются в пазы корпусаТолкатель с поршнем в не возвращается в крайнее по-ложение из-за грязи, зади-ров, поломки пружины, сгиба резцовНа устье: Промыть и смазать цилиндр, поршень, толкатель, резиновое кольцо, заменить пружину На забое: Промыть скважину в течении 1-2 циклов. Дать натяжку бурильной колонны. Превышение веса не должно превышать более 4,5 тонн над собственным весом буриль-ной колонны
В процессе вырезания участка колонны инструмент про-валиваетсяРезцы изношены по перифе-рии, торец колонны раз-вальцован наружу, недоста-точное количество прокачи-ваемой жидкости, размыто отверстие насадкиЗаменить резцы, обработать торец трубы с «навеса», увеличить промывку, заменить насадку
Резкое увеличение механичес-кой скорости фрезерования без увеличения осевой нагрузкиФрезерование трубы происходит не по полному торцуПриподнять инструмент, увеличить промывку и повторно фрезеровать тот же участок колонны. Сменить резцы и повторить фрезерова-ние того же участка колонны.
Резкое снижение механичес-кой скорости фрезерования при увеличении осевой нагрузки до 40 кН (4 т)Сработаны резцыЗаменить резцы
Резкое увеличение механичес-кой скорости фрезерования при снижении осевой нагрузки до 10 кН (1 т)Сработаны резцыЗаменить резцы
Затяжки при подъеме бур.ин-струмента в обсадной колоннеСкопление металлической стружки вокруг низа КНБКПромыть скважину вязким раствором не менее 1-го цик-ла без вращения бур.инструмента
Резкое увеличение момента на роторе. Затяжки при отрыве от забояСработаны резцы, КНБК проваливается в колоннуПоднять КНБК, заменить резцы

При врезании в колонну и ее фрезеровании ЗАПРЕЩАЕТСЯ :

1. Поднимать инструмент выше места врезки в колонну при включенном насосе

2. Менять скорость ротора при нагруженном инструменте и включенном насосе

3. Отрывать иструмент не дав ему разгрузиться. В случае внезапной остановки насоса и загруженном инструменте продолжать вращение ротора до разгрузки инструмента, после чего можно остановить ротор и оторвать инструмент от забоя.

4. Быстрый подьем инструмента в интервале фрезерования и начала врезки (не более 0,5 м/сек)

5. Осуществлять резкую загрузку УВУ

6. Оставлять загруженным УВУ , включать ротор или насос при загруженном инструменте.

7. В случае «полета» УВУ на забой после его ловли и отрыва от забоя КАТЕГОРИЧЕСКИ ЗАПРЕЩАЕТСЯ производит промывку. Необходимо поднять инструмент и произвести разборку, чистку и смазку УВУ.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector