Искусство ловильных работ
реклама
Искусство ловильных работ Бурильщики часто называют оставленные в скважине инструменты и оборудование «потерянными». Однако в реальности эти предметы не потеряны, они находятся на глубине нескольких тысяч футов под поверхностью земли. Подъем оставленных в скважине предметов становится для бурильщиков непростой задачей с первых дней разработки месторождения. Инос Джонсон Хоббс, штат Нью-Мексико, США Джимми Лэнд Марк Ли Хьюстон, штат Техас, США Роберт Робертсон Ставангер, Норвегия «Нефтегазовое обозрение». Сборник I: избранные статьи из журнала «Oilfield Review», том 24, № 3 (осень 2012 г.); том 24, № 4 (зима 2012—2013 гг.); том 25, № 1 (весна 2013 г.). Copyright © 2014 Schlumberger. Данная статья является русским переводом статьи “Landing the Big One—The Art of Fishing,” Oilfield Review, Winter 2012/2013: 24, no. 4. Copyright © 2013 Schlumberger. Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Майкла Мулерра и Эрика Уилсхузена (Хьюстон, штат Техас, США) и Тородда Сольхейма (Ставангер, Норвегия). FPIT является товарным знаком компании Schlumberger. 58 Аварийным инструментом на нефтепромыслах называют любой оставленный в скважине предмет, создающий помехи для дальнейшего выполнения работ. Это широкое определение охватывает всё разнообразие бурового, каротажного и эксплуатационного оборудования, включая долота, трубы, геофизические инструменты, ручные инструменты и любые иные посторонние предметы, которые могли быть потеряны, повреждены, прихвачены или каким-либо иным способом оставлены в скважине. Когда оставленные инструменты и оборудование служат препятствием для выполнения работ, их необходимо извлечь из скважины при помощи так называемых ловильных работ. Первоначальное значение термина «ловильные работы» (по-английски — «fishing») связано с ранним этапом развития ударно-канатного бурения, когда кабель, один конец которого прикрепляли к буровой штанге, использовался для многократного поднимания и бросания тяжелого долота, долбившего породу при строительстве скважины. При разрыве кабеля бурильщики пытались извлечь его из скважины вместе с долотом при помощи импровизированного крючка, спускаемого на отрезке нового кабеля, закрепленного на буровой штанге. Специалистов по извлечению аварийного инструмента из скважины называли «рыбаками» («fishermen»). Со временем такие услуги становились все более востребованными, а искусство «рыбалки» стало узкоспециальной нишей в сфере услуг по подземному ремонту скважин. Каким бы образом инструменты или оборудование ни оказались в скважине, будь то в результате отказа или прихвата, их необходимо извлечь на поверхность. Ловильные работы могут потребоваться в любой момент в течение всего срока эксплуатации скважины, начиная с бурения и заканчивая ликвидацией. На этапе бурения необходимость проведения большинства ловильных работ возникает неожиданно, часто в результате механических поломок или прихватов бурильной колонны. Прихват также может произойти при проведении геофизических исследований на кабеле или при испытании скважины. Затем, на этапе заканчивания, работы могут быть прерваны по множеству причин: прихват перфоратора, преждевременная посадка пакера, поломка гравийного фильтра. После ввода скважины в эксплуатацию ловильные работы можно включить в график общих работ по техническому обслуживанию, замене или извлечению подземного оборудования и труб во время выполнения работ по капремонту или ликвидации скважины. На многих нефтепромыслах при выполнении капитальных ремонтов скважин возникает необходимость очистки или подъема НКТ, забитых песком за много лет эксплуатации, т.е. выполнения ловильных работ в самом начале капитального ремонта. Во время ликвидационных работ на скважинах компании-операторы часто пытаются извлечь трубы, насосы и оборудование заканчивания для повторного использования перед Нефтегазовое обозрение окончательным тампонированием скважины. Прихваченным может оказаться и само ловильное оборудование, в этом случае требуется пересмотр стратегии выполнения ловильных работ. Оказывается, ни одна операция на нефтепромыслах не может быть застрахована от необходимости выполнения ловильных работ. Статистические данные за середину 1990-х годов показывают, что стоимость ловильных работ составляла 25% от затрат на строительство скважин по всему миру. 1 В настоящее время ловильных работ зачастую можно избежать, либо заменить их другими, более экономичными вариантами. Например, современные технологии бурения, такие как технология наклонно-направленного роторного бурения, привели к изменению традиционных подходов к выполнению ловильных работ путем изменения экономических показателей, используемых для определения целесообразности выполнения работ или закупки прихваченного («аварийного») оборудования, бурения бокового ствола или ликвидации скважин по техническим причинам. Каждая связанная с ловильными работами ситуация, плановая или непредвиденная, в открытом или обсаженном стволе, с применением ГНКТ или инструментов на кабеле, является уникальной, обладающей собственным набором условий и проблем, требующих конкретных решений с учетом обстановки. Среди многообразия аспектов темы ловильных работ основное внимание в данной статье уделяется методам выполнения ловильных работ во время бурения; адаптации этих методов применительно к обсаженным участкам ствола, ГНКТ, инструментам на кабеле и КРС. В статье дано описание общих процессов, в результате которых происходит потеря инструмента в скважине, а также описание ловильных инструментов и методов извлечения аварийных инструментов на поверхность. Кроме того, обсуждаются стратегии принятия решений о продолжительности ловильных работ, программы Сборник I Конус подвески Рис. 1. Главный вкладыш ротора. — Главный вкладыш ротора передает крутящий момент от стола ротора на ведущую трубу для вращения колонны бурильных труб. Главный вкладыш ротора лежит вровень с уровнем пола буровой установки (см. фото), поэтому любой предмет , проходящий через конус подвески, может попасть в скважину. обучения специалистов по ловильным работам и навыкам, необходимым для извлечения оставленных в скважине предметов на поверхность. Причины Большинство причин проведения ловильных работ сводится к трем основным случаям: человеческому фактору, отказу оборудования и неустойчивости ствола скважины. Почти все предметы, которые могут пройти в скважину, могут стать аварийным инструментом. При неблагоприятных условиях любой предмет размерами меньше, чем просвет конуса подвески главного вкладыша стола ротора, может стать причиной выполнения ловильных работ (рис. 1). Ручные инструменты, цепи, фонари — все они попали в скважину с пола буровой установки. Попасть в скважину могут также части трубных ключей, клиньев и прочие предметы. К счастью, большинство буровых бригад хорошо осознают опасность попадания посторонних предметов в скважину и уделяют огромное внимание поддержанию чистоты и выполнению требований по обслуживанию оборудования на буровой. Механические поломки бурильной колонны на глубине могут превратить обычные буровые работы в ловильные. Характер поломок может быть самый разнообразный. Трубы — бурильные, обсадные или насосно-компрессорные — могут подвергаться смятию, разрывам, обрывам или поломкам вследствие скручивания (рис. 2). Буровые долота могут разбиваться. Замковые соединения могут отвинчиваться от колонны труб, сами трубы могут застревать в скважине. Каждый случай поломки оставляет за собой аварийный инструмент различного типа, что, в свою очередь, диктует необходимость выбора того или иного метода ловильных работ. Хотя обрыв труб и не является самым распространенным явлением, бурильщики всеми силами стараются предотвратить этот тип поломок. Смятие труб происходит под воздействием высокого внешнего давления, разрыв труб — из-за повышенного давления внутри труб, а обрыв различных частей происхо- 1. Short JA: Prevention, Fishing, and Casing Repair. Tulsa: PennWell Publishing, 1995. 59 Рис. 2. Обрыв бурильной колонны. — Чрезмерный крутящий момент может привести к обрыву бурильной колонны в скважине. Бурильная труба оборвалась вследствие скручивания под замковым соединением (слева на рис). Износу и усталости металла (см. выше) могут быть подвержены даже толстостенные утяжеленные бурильные трубы. дит под воздействием чрезмерного натяжения или крутящего момента. В отрасли введены различные методы снижения риска поломки бурильных колонн, начиная с проверки инструмента, труб и резьбы на предмет износа и коррозии перед спуском в скважину и заканчивая применением специальных трубных манипуляторов и тщательным соблюдением требований к крутящему моменту при свинчивании труб. В современных крутых наклонно-направленных скважинах износ труб может усиливаться в местах резкого изменения траектории ствола скважины. Трубы подвергаются дополнительным переменным напряжениям изгиба при прохождении искривленных участков ствола («doglegs»). 2 Кроме того, крутые наклонно-направленные скважины зачастую требуют тщательной очистки. Для предотвращения образования шламовой пробки 60 вокруг бурильной колонны бурильщик может прибегнуть к вращению колонны с высокой скоростью с одновременной промывкой с высокой скоростью циркуляции промывочной жидкости для очистки ствола. Однако такие методы увеличивают вероятность создания отверстий (размывов) в самой колонне бурильных труб. 3 При образовании размыва в колонне до завершения очистки скважины бурильщик должен сделать выбор: продолжить циркуляцию для очистки ствола или сделать попытку подъема колонны из скважины. Продолжение циркуляции создает риск увеличения размыва и ослабление прочности бурильной колонны; подъем до полной очистки создает риск прихвата труб. 4 Для предотвращения смятия труб необходимо сохранять колонну наполненной буровым раствором, чтобы уравновесить внешнее ги- дростатическое давление бурового раствора в межтрубном пространстве. Бурильщик должен наблюдать за крутящим моментом при свинчивании, за гидравлическим режимом, частотой вращения ротора и нагрузкой на долото и крюк, чтобы не превосходить расчетные ограничения на колонну бурильных труб. Когда поломки труб все же происходят, в скважине остаются отрезки труб произвольной длины с заостренными кромками. С таким материалом и приходится иметь дело специалистам по ловильным работам. Еще одна группа предметов, часто оставляемых в скважине, — буровые долота. Буровые долота сконструированы с таким расчетом, чтобы они смогли выдерживать большой вес, кручение и истирание. Тем не менее, бурильщики должны внимательно наблюдать за нагрузкой на долото, частотой вращения ротора, гидравлическим режимом бурового раствора, параметрами очистки бурового раствора от твердой фазы, характеристиками пласта, временем отработки бурового долота, чтобы предотвратить его чрезмерный износ и связанные с этим проблемы. Иногда происходят прихваты и поломки долот, при этом в скважине остаются шарошки, подшипники и зубья (рис. 3). Хотя эти предметы имеют небольшой размер, они весьма прочные и устойчивые к разрушениям. Их необходимо извлечь из скважины, чтобы предотвратить повреждения вновь спускаемых в скважину долот или оборудования. Иногда происходит самопроизвольное развинчивание замков бурильных труб. Это может произойти из-за приложения недостаточного крутящего момента при свинчивании труб, или когда колонна бурильных труб вращается в направлении, противоположном своему нормальному направлению вращения по часовой стрелке. Однако причиной может быть также износ или повреждение резьбы. Данную проблему частично можно избежать путем аккуратного обращения с замками бурильных труб Нефтегазовое обозрение при наращивании на полу буровой или при помощи наблюдения за уровнем вибрации колонны и частоты вращения ротора во время бурения, чтобы снизить напряжения на колонну бурильных труб. Иногда поломки происходят по вине производителей, как это имело место в одной нефтегазодобывающей компании. После установки хвостовика бурильщик произвел спуск долота на глубину подъема цемента. Хотя верхний силовой привод во время бурения из-под башмака хвостовика останавливался несколько раз, бурильщику удалось пройти около 150 м (490 футов) под башмаком, после чего моментометр на пульте управления бурильщика стал давать хаотичные показания. Затем из скважины на устье буровым раствором было вынесено около 5,5 кг (12 фунтов) стальных опилок, собранных виброситами и магнитными ловителями желоба. Для бурильщика это послужило подтверждением наличия осложнений в скважине. 5 При подъеме из скважины представитель компании-оператора заказал доставку на буровую шламометаллоуловителей (ШМУ) для мелких предметов и торцевой фрезы. (После доставки было принято решение отказаться от использования торцевой фрезы из-за отсутствия сертификата технического осмотра; представитель компании-оператора решил не рисковать созданием дополнительных осложнений в скважине.) Бурильщик выполнил спуск в скважину долота со ШМУ с медленной проходкой 3 м (10 футов), после чего номинальные показания приборов подтвердили отсутствие металлического шлама в скважине. После подъема ШМУ на поверхность было извлечено еще несколько килограммов металлической стружки, еще некоторое количество стружки было изъято из магнитного ловителя желоба. Дальнейшее расследование показало, что резьбовое соединение башмака хвостовика не было рассчитано на тот же крутящий момент, что и сам хвостовик. По заключению компании-оператора, крутящий момент, созданный во Сборник I время прихвата верхнего силового привода, вероятно, и привел к отвороту левосторонней резьбы башмака хвостовика. Большое количество ловильных работ вызывается необходимостью устранения прихватов бурильных колонн (рис. 4). Причина многих подобных инцидентов — неустойчивость пород, однако есть и причины, связанные с режимами бурения: • Рыхлые или слабосцементированные пески или гравий могут скапливаться в стволе скважины и вызывать закупорку бурильных колонн по мере удаления долотом поддерживающей породы. Сланцы, слоистые глины, трещины и разломы могут привести к образованию интервалов рыхлых пород, осыпающихся в скважину и блокирующих колонну. • В регионах с сильными тектоническими напряжениями деформация пород вызывается движением земной коры. В таких регионах может произойти обрушение породы в скважину. В некоторых случаях гидростатическое давление, необходимое для стабилизации скважины, может оказаться намного выше, чем давление образования трещин в данном пласте. • Мобильные породы, обычно соль или глина, проявляют свои пластические свойства. При сжатии перекрывающими породами они могут начать течь, вдавливаясь в ствол скважины, тем самым пережимая или деформируя ствол и вызывая прихваты колонн. • Глины с аномально высоким пластовым давлением характеризуются внутрипоровым давлением, значительно превышающим нормальное гидростатическое давле- 2. Искривленный участок ствола скважины («dogleg») — это резкий поворот, изгиб или изменение направления ствола скважины. Измеряется в градусах или в градусах на единицу расстояния. 3. Давление бурового раствора может привести к эрозии ствола скважины и создать в нем размыв, или вызвать эрозию бурильных труб, также называемую размывом. Рис. 3. Компоненты долота. — Шарошки, насадки и другие детали долота обычно имеют достаточно малый размер и могут быть извлечены из скважин при помощи магнитного ловителя или ШМУ для мелких предметов. ние. Недостаточный удельный вес бурового раствора в таких интервалах приводит к неустойчивости стенок скважины и обвалам породы вокруг колонны труб. • Активные глинистые сланцы и глины поглощают воду из бурового раствора. С течением времени (от нескольких часов до нескольких суток) они могут разбухать в стволе скважины. • Осыпание стенок скважины может быть вызвано вибрацией бурильной колонны. Осыпание породы приводит к образованию пробки вокруг колонны труб и ее прихват. Вибрация инструмента в скважине может контролироваться путем наблюдения за параметрами бурения, такими как нагрузка на долото, скорость проходки и частота вращения ротора. Режим бурения может регулироваться с панели управления бурильщика. 4. Eck-Olsen J and Foster BM: “Backing Off a Free Drillstring: Planning and Execution on a World-Class ERD Well,” paper SPE/IADC 104478, presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 22–24, 2007. 5. Магнитные ловители желоба — сильные магниты, установленные на выкидной линии для улавливания металлического шлама из бурового раствора во время выхода раствора на поверхность. 61 Несцементированная зона Зона трещиноватости или сбросовых нарушений Подвижный пласт Зона аномально высокого Активные породы пластового давления Дифференциальный прихват Желобообразование Сужение ствола Некачественное цементирование Некачественная очистка скважины Смятие обсадной колонны Вибрация бурильной колонны Шлам Геометрия ствола скважины Рис. 4. Механизмы прихвата. — Чтобы достичь проектной глубины, бурильщик должен избегать возможных осложнений или принимать меры по борьбе с ними. 62 Нефтегазовое обозрение • Еще одной распространенной проблемой является дифференциальный прихват инструмента. Дифференциальный прихват происходит, когда колонна бурильных труб прижимается к стенкам скважины из-за перепада гидростатического давления между давлением в стволе и поровым давлением в проницаемом пласте. Наиболее часто дифференциальный прихват наблюдается, когда неподвижная или движущаяся с небольшой скоростью колонна бурильных труб соприкасается с высокопроницаемым пластом, а также там, где имеется толстая глинистая корка. Дифференциальный прихват происходит, главным образом, в истощенных коллекторах. • Образование желобов на стенках скважины имеет место, когда при вращении колонны бурильных труб в стенке скважины создается канавка. При спуско-подъеме колонны КНБК или замковое соединение большего диаметра, чем колонна труб, усаживается в желоб и застревает в нем. Кроме того, желоб может образоваться у башмака обсадной колонны при образовании канавки в обсадной колонне или в случае раскола башмака обсадной колонны. Обычно данная проблема наблюдается на участках резкого изменения угла наклона или азимута скважины, при подъеме и после продолжительных периодов бурения между проработками. Спускаемые на кабеле каротажные приборы и сам кабель также подвержены негативным последствиям образования желобов. • Ствол уменьшенного диаметра может образоваться при проходке твердых абразивных пород. По мере износа долота и стабилизатора при проходке твердых пород образуется ствол, диаметр которого меньше проектного. При последующем спуске долота номинального диаметра наблюдается непроходимость в интервале сужения ствола. При слишком быстром спуске колонны в скважину или при спуске без предварительной проработки в стволе уменьшенного диаметра может произойти заклинивание. Сборник I Данная проблема наблюдается при спуске нового долота, после отбора керна, во время проходки абразивных пород или при спуске долота PDC после работы обычным шарошечным долотом. • Цементный камень может закупорить колонну при сколе твердого цемента вокруг башмака обсадной колонны и падении цементного камня в пробуренный участок ствола из-под башмака. • Незатвердевший цемент может вызвать прихват бурильной колонны после цементирования обсадной колонны. При отбивке верха цементного камня во время спуска инструмента в скважину КНБК может создать гидравлический удар, сила которого может оказаться больше ожидаемой, при этом происходит мгновенное схватывание цемента вокруг КНБК. • Смятие обсадных колонн происходит, когда внешнее давление превосходит номинальное давление, на которые рассчитаны обсадные трубы, а также при износе или коррозии обсадных труб. Кроме того, обсадные трубы могут деформироваться в результате спуско-подъемных операций в форсированном режиме. Как правило, об этом становится известно лишь после прихвата КНБК внутри колонны обсадных труб. • Проблемы при очистке препятствуют выносу твердой фазы из ствола скважины. При осаждении бурового шлама на нижней стенке наклонно-направленных скважин образуются слои осадков, закупоривающие КНБК. Шлам и обвалившаяся порода может уходить вниз по межтрубному пространству при отключении насосов, образуя пробку вокруг бурильной колонны. Данные проблемы зачастую возникают при низкой скорости циркуляции в межтрубном пространстве, несоответствии параметров бурового раствора, недостаточно качественном перемешивании, и недостаточном времени циркуляции. 6 Признаки оставления инструмента в скважине обычно видны непосредственно на рабочей площадке: это внезапные изменения скорости проходки, давления бурового раствора, нагрузки на крюке талевого блока и крутящего момента. Обычно после таких изменений принимается решение о подъеме из скважины. Состояние последней трубы, выходящей из стола ротора, служит для буровой бригады свидетельством произошедшего. Например, зазубренный край трубы вместе с записями из аккуратно ведущейся книги регистрации труб говорят бурильщику не только об обрыве колонны труб, но и о длине оставленной в скважине части колонны. Поврежденное же буровое долото говорит о том, что в скважине остались лишь небольшие металлические обломки. Рабочие инструменты Выбор стратегии ловильных работ диктуется типом оставленного инструмента и условиями в скважине. Для извлечения труб, деталей подземного оборудования и различного шлама были разработаны многочисленные инновационные инструменты и методики. Большинство ловильных инструментов относятся к одной из пяти категорий: • ШМУ, предназначенные для улавливания небольших объектов или обломков, вес которых слишком велик для подъема путем циркуляции раствора. • Инструменты для фрезерования головы аварийного инструмента. • Режущий инструмент для обрезки труб. • Внешние захваты для извлечения аварийного инструмента после соединения с его внешней поверхностью. • Внутренние захваты для извлечения аварийного инструмента после соединения с его внутренней поверхностью. Поиск решений любых задач в области ловильных работ зависит от местоположения аварийного инструмента, причин его оставления в 6. Ali A, Blount CG, Hill S, Pokhriyal J, Weng X, Loveland MJ, Mokhtar S, Pedota J, Rødsjø M, Rolovic R and Zhou W: “Integrated Wellbore Cleanout Systems: Improving Efficiency and Reducing Risk,” Oilfield Review 17, no. 2 (Summer 2005): 4–13. 63 Свинцовая вставка Рис. 5. Скважинная печать. — Если неизвестно, какой тип объекта предстоит извлечь из скважины, в скважину прежде всего необходимо спустить скважинную печать. Это устройство имеет вставку из мягкого свинца, на поверхности которого образуется отпечаток головы аварийного инструмента. Отверстие ШМУ Рис. 6. Шламометаллоуловитель для крупного шлама. — При циркуляции бурового раствора шлам поднимается с забоя скважины. Скорость бурового раствора под замковым соединением падает из-за увеличения диаметра межтрубного пространства. Из-за снижения скорости бурового раствора шлам осаждается в ШМУ, попадая в него через отверстие. 64 скважине, состояния аварийного инструмента, его размеров и ориентации в стволе скважины. Ориентация и размер ствола скважины тоже являются важнейшими факторами; эти параметры могут обусловить выбор типа и диаметра ловильного инструмента, а также ограничить пространство для маневра ловильного оборудования над головой аварийного инструмента. В скважинах большого диаметра, однако, могут возникнуть трудности при отбивке головы ловильного инструмента. При подготовке программы ловильных работ необходимо знать точный размер и форму оставленных в скважине предметов. Отсутствие данных о габаритах оставленных предметов может привести к безрезультатным ловильным работам. Поэтому представители компаниизаказчика требуют точных данных о каждом спускаемом в скважину инструменте, включая замер длины при помощи мерной ленты и ширины при помощи штангенциркуля. Если бурильщик не уверен относительно типа шлама, который необходимо извлечь из скважины, необходимо спустить скважинную печать для определения положения и формы головы аварийного оборудования (рис. 5). Скважинные печати имеют короткий трубчатый корпус из стали, на нижнем конце которого установлен блок из мягкого материала (обычно это свинец). Инструмент спускается на конце колонны до соприкосновения с препятствием. Некоторые печати имеют циркуляционное отверстие для закачки бурового раствора с целью очистки головы аварийного инструмента перед посадкой печати. Вес ловильной колонны помогает прижать свинцовую поверхность торца печати к голове аварийного инструмента и получить отпечаток последней; бурильщик или специалист по ловильным работам тщательно изучают отпечаток после подъема печати из скважины. Эта предварительная информация помогает специалистам установить глубину оставленного инструмента и тип ловильного оборудования, необходимого для его извлечения. Кроме того, печати можно спускать и на скребковой проволоке. Скорость спуска при этом намного быстрее по сравнению со спуском на трубах, однако для этого метода спуска имеются ограничения по весу и размеру печатей. Небольшие фрагменты шлама и металлические обломки, такие как обломки ручного инструмента, шарошек долот или сухарей трубного ключа, можно извлечь из скважины при помощи ШМУ или магнитного ловителя. Существует множество конструкций ШМУ, каждая из которых предназначена для определенного метода извлечения шлама из скважины. Для извлечения мелких обломков с забоя специалисты по ловильным работам иногда используют ШМУ колонкового типа. Медленно вырезая керн из пласта, ШМУ колонкового типа вместе с керном извлекает и шлам. Данная операция производится в породах средней и мягкой твердости. Шламометаллоуловители для крупного шлама, используемые при бурении и фрезеровании, улавливают обломки, вес которых слишком велик для извлечения при помощи циркуляции. Такие ШМУ спускают как можно ближе к долоту или фрезе, иногда спускают сразу два ШМУ для увеличения объема извлекаемого шлама. ШМУ для крупного шлама применяется в призабойной зоне, шлам с забоя поднимается путем циркуляции раствора. Из-за увеличения диаметра межтрубного пространства над ШМУ скорость потока раствора снижается. В результате этого шлам осаждается из взвеси и опускается в ШМУ (рис. 6). В промывающемся ШМУ создается циркуляция раствора, поднимающая с забоя скважины наиболее тяжелые обломки, например, обломки цепей. В основании таких ШМУ имеются специальные отверстия для создания обратной циркуляции, в ходе которой шлам поднимается через проем в центре ШМУ. Промывающийся ШМУ можно спускать в обсаженные или необсаженные участки ствола для извлечения мелких обломков из скважины, он Нефтегазовое обозрение достаточно эффективен и в вертикальных и в горизонтальных скважинах (см. «Специальные средства удаления обломочного материала из скважин», стр. 46). Магнитные ловители используются для извлечения железных обломков, таких как шарошки долот, подшипники, металлическая стружка и штифты, которые трудно извлечь при помощи других методов (рис. 7). Они состоят из сильно намагниченной пластины, заключенной в корпус из немагнитного материала. Магнитные ловители обычно спускают перед спуском алмазных долот для извлечения шлама, который может повредить долота. Если шлам все еще остается в скважине, оператор может принять решение о спуске долота, чтобы попытаться разбурить шлам и промыть скважину. Если и это завершится безрезультатно, шлам может быть размолот на более мелкие части при помощи шламового заряда или фрезы. Шламовый заряд — это кумулятивный заряд, взрывная энергия которого направлена вниз для разрушения объекта. Более традиционный подход заключается в размалывании при помощи вогнутой фрезы (рис. 8). Вогнутость фрезы помогает ей собрать шлам в центре под усиленной режущей поверхностью из карбида вольфрама и размолоть шлам до еще более мелких частиц, которые можно поднять на поверхность при промывке или приподнять циркуляцией раствора для попадания размолотых частиц в шламоуловитель, расположенный над фрезой. Фрезы поставляются в широком диапазоне конструкций для самого разнообразного применения (рис. 9). Они часто используются для обработки головы аварийного инструмента перед захватом его ловильным инструментом, но некоторые фрезы используются также для размалывания цементировочных клапанов обратного давления, мостов-пробок и стопоров. Обломки, образовавшиеся при фрезеровании, могут улавливаться магнитами или ШМУ. Сборник I Методы извлечения крупных предметов Извлечение из скважины крупных предметов, таких как бурильные трубы или утяжеленные бурильные трубы, требует других подходов к выполнению работ. Многие подобные операции начинаются с предположения о том, что любая оставленная в скважине труба может в ней застрять. При отсутствии циркуляции раствора вокруг оставленного предмета происходит осаждение шлама или закупорка, что приводит к ограничению дальнейших движений. Поэтому в случае прихвата, обрыва или отворота бурильной колонны типовой план ловильных работ включает в себя меры по освобождению аварийного инструмента от прихвата. При ловле труб основная стратегия заключается в применении ясов и овершота для зацепления аварийного инструмента и проталкивания труб ясом для их высвобождения с последующим подъемом из скважины. Однако ни одна ловильная операция не является типовой, ни одна не бывает легкой. Голова аварийного инструмента может оказаться поврежденной, при этом требуется ее фрезерование; также могут возникнуть трудности при захвате головы аварийного инструмента, при этом могут потребоваться несколько попыток. 7 Более того, на каждом из этих основных этапов требуется применение многочисленных операций. В случае прихвата бурильной колонны бурильщик обычно начинает работу ясом для освобождения колонны труб с помощью ударной силы. 8 В случае дифференциального прихвата для освобождения труб в скважину обычно закачивают раствор, состоящий из смеси поверхностно-активных веществ, растворителей и/или иных реагентов. Компоненты раствора разрушают фильтрационную корку, образовавшуюся вдоль трубы, в результате чего сокращается площадь поверхности, подверженной дифференциальному прихвату. Это способствует снижению силы, необходимой для страгивания трубы и освобождения Магниты Рис. 7. Магнитный ловитель. — Данный тип магнитов используется для извлечения небольших обломков железосодержащих материалов. Некоторые магнитные ловители снабжены циркуляционными отверстиями для вымывания стружки из шлама. Рис. 8. Торцевая фреза. — Небольшая вогнутость на торце фрезы помогает собрать шлам в центре под режущей поверхностью, чтобы размолоть стружку до ещё более мелких частиц. 7. Adkins CS: “Economics of Fishing,” Journal of Petroleum Technology 45, no. 5 (May 1993): 402–404. 8. Подробнее о ясах см.: Costo B, Cunningham LW, Martin GJ, Mercado J, Mohon B and Xie L: “Working Out of a Tight Spot,” Oilfield Review 24, no. 1 (Spring 2012): 16–23. В русском переводе: Б. Косто, Л. В. Каннингем, Г. Д. Мартин, Х. Меркадо, Б. Мохон и Л. Се: «Оптимизация размещения и применения бурильных ясов», Нефтегазовое обозрение, том 24, № 1 (весна 2012 г.): 20–29. 65 Коническая фреза Фреза с направляющим наконечником Колонная коническая фреза Рис. 9. Скважинный фрезерный инструмент . — Фрезы поставляются в широком диапазоне размеров и конструкций. Коническая фреза (вверху на рис.) предназначена для фрезерования в местах сужения и очистки скважины от смятых или деформированных труб. Фреза с направляющим наконечником (в центре рис.) может применяться для фрезерования обломков труб или обуривания обсадной колонны перед установкой на неё пластыря. Более крупная фреза направляется небольшим наконечником в центре фрезы, который выдвинут на некоторое расстояние впереди самой фрезы. Колонная коническая фреза (внизу на рис.) может применяться для очистки скважины от поврежденных труб, а также для ликвидации желобов в необсаженных участках ствола. Конус в верхней и нижней части фрезы позволяет вести фрезерование в обоих направлениях. колонны. Вероятность успеха данного подхода быстро снижается со временем, поэтому после прихвата бурильной колонны необходимо произвести закачку как можно быстрее. Пока место прихвата обрабатывается раствором, оператор начинает подготовку плана ловильных работ и мобилизацию оборудования и персонала. 9. Подробнее о методах спуска и подъема см.: Billingham M, El-Toukhy AM, Hashem MK, Hassaan M, Lorente M, Sheiretov T and Loth M: “Conveyance— Down and Out in the Oil Field,” Oilfield Review 23, no. 2 (Summer 2011): 18–31. 66 Если применение раствора не привело к освобождению инструмента, может быть принято решение о резке труб и извлечению отрезанной части колонны, чтобы предотвратить дальнейший прихват. Цель на данном этапе заключается в отделении части колонны на как можно большей глубине и извлечении максимально возможного количества труб. Первый шаг данного процесса — определить глубину верхней точки прихвата. В соответствии с законом Гука, при натяжении или кручении колонны ниже предела упругости происходит линейная деформация труб. Это может быть использовано при расчетах количества свободных труб выше точки прихвата. Операторы обычно заказывают локатор верхней точки прихвата для точного определения вытяжки труб и крутящего момента. Локатор верхней точки прихвата спускают на кабеле через колонну бурильных труб, затем фиксируют в определенном положении, когда к колонне прилагается определенное усилие. Тензометрический датчик локатора верхней точки прихвата определяет изменения крутящего момента и натяжения бурильной колонны, соответственно, во время ее вращения или натяжения. Растяжение, создаваемое при вращении или натяжении колонны, зависит от длины свободной части колонны, упругости стали и площади поперечного сечения колонны. При установке ниже точки прихвата инструмент должен регистрировать отсутствие растягивающей нагрузки и вращения. Если восстановлена циркуляция, локатор верхней точки прихвата можно спускать через колонну бурильных труб. Если циркуляции нет, инструмент можно спускать на ГНКТ или при помощи тяговой системы на каротажном кабеле. 9 После определения верхней точки прихвата тот же метод доставки используется и для спуска любых других инструментов, необходимых для отделения свободной части колонны. Для разделения колонны бурильных труб её необходимо отвернуть или отрезать. Отворот труб — наименее трудоемкая операция, при этом в скважине остается часть колонны с резьбой на верхней трубе. Отворот колонны в скважине происходит при вращении колонны против часовой стрелки. По мере увеличения крутящего момента начинается расхаживание колонны. Раскрепительную торпеду, представляющую собой отрезок детонационного шнура, спускают через бурильную колонну на глубину одной трубы над точкой прихвата. После срабатывания заряда давление взрывной волны расширяет резьбовое соединение муфтового конца замка, колонна вращается против часовой стрелки и раскреНефтегазовое обозрение пляется. Данная операция может повторяться до полного освобождения прихваченных труб. Если раскрепление невозможно, для резки колонны могут применяться самые разнообразные методы. Химическая фреза — спускаемый на кабеле инструмент, в котором имеются топливо и реагент для создания ряда близко расположенных отверстий в трубе. Отверстия снижают прочность трубы, и она поддается разделению. Данный метод не требует вращения колонны, реагент оставляет небольшие заусенцы и вызывает некоторое набухание трубы, при этом отпадает необходимость её фрезерования. Еще одно спускаемое на кабеле устройство — взрывной резак для резки труб — создает кумулятивную струю на 360°, разрезающую трубу. Некоторые взрывные резаки оставляют после себя ровный отрез, но другие — расширяющийся конец, который необходимо отфрезеровать для последующего захвата другим ловильным инструментом. Третий метод заключается в применении механических труборезов, которые спускают на промывочных трубах на нужную глубину. Давление раствора внутри трубореза, который спускают внутрь аварийной трубы, заставляет выдвигаться плашки трубореза. Режущие поверхности плашек армированы крошкой из карбида вольфрама, отрезание происходит при медленном вращении инструмента внутри трубы. Отделив свободную часть колонны от места прихвата, бурильщик производит подъем освобожденной части колонны из скважины. На рабочей площадке подъемника присутствует специалист по ловильным работам. Он осматривает нижнюю трубу колонны, извлеченную из скважины. Состояние низа колонны определяет дальнейшие действия для завершения ловильных работ. Захват Обычно для захвата и извлечения аварийного инструмента применяются два метода — внешний захват и внутренний захват. Габариты аварийного инструмента и его ориентаСборник I ция по отношению к стволу диктуют выбор того или иного метода. Внешний захват осуществляется при помощи ловильного метчика или овершота. Ловильный метчик состоит из корпуса с конической резьбой, которая наворачивается на голову аварийного инструмента (рис. 10). Этот инструмент обычно применяется для захвата оборванных труб с рваными краями, он опускается на оставленную часть колонны с медленным вращением. Нижняя кромка инструмента обычно армирована твердыми сплавами или крошкой из карбида вольфрама, что облегчает нарезание резьбы на внешней поверхности аварийного инструмента. Овершот предназначен для захвата, герметизации и извлечения оставленных бурильных труб или утяжеленных бурильных труб (рис. 11). Коническая направляющая воронка овершота снабжена захватом для фиксирования на внешней поверхности аварийного инструмента. По мере опускания овершота на голову аварийного инструмента бурильщик включает циркуляцию раствора и расхаживает колонну для очистки головы аварийного инструмента и промывки внутреннего канала овершота. До захвата аварийного инструмента бурильщик записывает вес колонны и крутящий момент. После промывки головы инструмента бурильщик медленно опускает овершот до легкой разгрузки колонны, свидетельствующей о посадке на голову аварийного инструмента. По мере того как бурильщик медленно опускает и вращает овершот, направляющая овершота скользит по голове аварийного инструмента. Поворотом направо открывается захват, фиксирующий аварийный инструмент. Подъем вверх без вращения колонны приводит к втягиванию захвата внутрь конусной воронки, которая таким образом обжимает голову аварийного инструмента. Когда голова аварийного инструмента надежно захвачена овершотом, бурильщик поднимает ловильную колонну и аварийную колонну из скважины. Рис. 10. Ловильный метчик. — Данное устройство предназначено для захвата снаружи и извлечения труб при невозможности их вращения. В ловильном метчике нарезана остроугольная коническая резьба; размер конуса подбирают под размер головы аварийного инструмента. Верхний переводник Направляющая воронка Захват Направляющая Рис. 11. Овершот . — Овершот состоит из трех основных частей. Верхний переводник соединяет овершот с колонной инструмента. Направляющая воронка сделана в форме конуса с резьбой и имеет захват , удерживающий аварийный инструмент. Направляющая помогает установить овершот над аварийным инструментом. 67 Бурильные трубы Утяжеленные бурильные трубы Рис. 12. Отводной крюк. — Если диаметр ствола намного превышает диаметр аварийного инструмента, овершот может пройти мимо, так и не захватив аварийный инструмент. В этом случае специалист по ловильным работам спускает отводной крюк для выравнивания аварийного инструмента и овершота. Овершоты могут оборудоваться различными захватами, пакерами и вспомогательными устройствами из достаточно прочных материалов, способных выдержать усилия при отвороте колонны и работе ясами. Обычно в число вспомогательных устройств входит фрезерующий направляющий башмак, устанавливаемый на основании овершота и служащий для фрезерования расширенных или зубчатых концов аварийного инструмента, чтобы обеспечить проход аварийного инструмента в захват. Вспомогательные фрезы обеспечивают возможность подготовки поверхности и захват аварийного инструмента за один рейс. В случае расширения или размыва ствола возле головы аварийного инструмента также применяется и другое простое, но полезное устройство. Отводной крюк овер- 68 Яс Ударный переводник Овершот Обрыв колонны Долото Утяжеленные бурильные трубы Рис. 13. Ловильная колонна. — В одной из скважин в штате Нью-Мексико для извлечения аварийной колонны после отрыва от основной колонны бурильных труб использовался типовой вариант ловильной колонны с ясом и овершотом. Нефтегазовое обозрение шота прикрепляется к изогнутой секции трубы или гидравлическому шарниру для очистки размытого участка ствола (рис. 12). После захода овершота на голову аварийного инструмента начинают медленное вращение колонны до тех пор, пока величина крутящего момента не укажет на зацепление ловильной колонны с аварийным инструментом. Во время подъема колонны она продолжает вращаться. Когда крутящий момент снижается, аварийный инструмент проталкивается внутрь, где происходит его захват. Хотя за последние несколько десятилетий базовая конструкция овершота претерпела весьма малые изменения, он все еще остается весьма эффективным инструментом. Одна из нефтяных компаний в штате Нью-Мексико, США, столкнулась с обрывом колонны в скважине. При проходке участка ствола диаметром 7⅞ дюйма произошел обрыв утяжеленной буровой трубы диаметром 6⅛ дюйма. В скважине была оставлена часть утяжеленной буровой трубы с КНБК. Во время подъема из скважины представитель компании обратился к службе ловильных работ компании Schlumberger для извлечения оставленной в скважине колонны труб. Специалист по ловильным работам собрал ловильную колонну из бурильных труб, утяжеленных бурильных труб, яса, ударного переводника и овершота (рис. 13). Бурильщик произвел спуск ловильной колонны в скважину и успешно посадил колонну на голову аварийного инструмента. После захвата овершотом оборванной трубы, по мере того как бурильщик приподнимал ловильную колонну, было отмечено увеличение веса. Когда специалист по ловильным работам убедился в том, что овершот надежно захватил аварийный инструмент, бурильщик произвел подъем колонны из скважины с укладкой извлеченных труб на трубный стеллаж для проведения осмотра. Специалисты объяснили обрыв колонны усталостью металла. Если ориентация или состояние аварийного инструмента не позволяет применить овершот, единственным способом извлечения Сборник I Труболовка Ловильный метчик Конический ловильный метчик Захват Гайка Рис. 14. Устройства для внутреннего захвата. — Ловильные метчики (слева на рис.) вворачиваются в муфту замкового соединения при извлечении труб, вращение которых затруднено. Цельные ловильные метчики (в центре рис.) имеют мелкую резьбу , что позволяет использовать их в качестве резьбонарезного инструмента. Кромки канавок резьбы образуют режущий край, нарезающий резьбу в аварийном инструменте. Труболовка (справа на рис.) предназначена для захвата трубы на большой площади, чтобы свести к минимуму деформацию трубы. становится спуск инструмента для внутреннего захвата. В число инструментов для внутреннего захвата входят ловильный метчик, конический метчик и труболовка (рис. 14). Ловильный метчик используется с аварийными трубами, оставленными после отворотов от колонны. При этом головой аварийной колонны является муфта замкового соединения, которая может соединяться с метчиком. Конический метчик имеет внутренний захват, который может соединяться с трубами ограниченного внутреннего диаметра. У метчика длинный конический профиль, с помощью которого нарезается резьба во время вращения метчика внутри оставленной трубы. Метчик опускают на голову аварийного инструмента и вращают для зацепления резьбы. Он обычно используется в сочетании с разъединительным переводником, который обеспечивает возможность отсоединения ловильной колонны от аварийного инструмента в случае ее прихвата. Труболовка имеет внутренний захват (плашку), выдвигающуюся для захвата внутренней поверхности трубы во время подъема из скважины. Этот инструмент наворачивается на низ ловильной колонны и опускается в оставленную в скважине трубу. Как только специалист по ловильным работам определит, 69 Действие оправки основано на применении механического усилия, создаваемого ударными инструментами, такими как ударный переводник или бурильный яс, для устранения препятствий. Широкий диапазон типоразмеров оправок позволяет восстанавливать трубы с различной степенью смятия. Данный инструмент часто применяют перед спуском эксплуатационного оборудования, чтобы проверить проходимость обсадной колонны. Рис. 15. Оправка для обсадных труб. — Коническая форма оправки позволяет почти полностью восстанавливать размер и форму деформированных обсадных труб. что труболовка зашла достаточно далеко внутрь аварийного инструмента, ловильная колонна начинает вращаться для выдвижения захвата. При натяжении колонны без вращения, по мере того как бурильщик поднимает ловильную и аварийную колонны из скважины, происходит фиксация захвата на поверхности трубы. Некоторые труболовки снабжены вспомогательным инструментом, например, фрезами, которые устанавливаются в нижней части труболовки и предназначены для обработки зазубренных краев и других препятствий. Для устранения препятствий при дальнейшем проведении ловильных работ может потребоваться еще один простой инструмент. Это оправка для обсадных труб, которая используется для почти полного восстановления формы и диаметра деформированных, погнутых или смятых обсадных труб (рис. 15). 70 Экономические соображения Решение о проведении или отказе от проведения ловильных работ должно приниматься с учетом необходимости сохранения ствола скважины, извлечения дорогостоящего оборудования или выполнения нормативно-правовых требований. Каждый вариант влечет определенные затраты, риски и последствия. Перед окончательным выбором конкретного плана действий оператор должен учесть целый ряд факторов: • Технические характеристики скважины: проектная глубина забоя, глубина текущего забоя, глубина головы аварийного инструмента и суточная стоимость работы подъемника; • Стоимость оборудования, оставленного в скважине: стоимость аварийного оборудования минус стоимость всех компонентов, покрытых страховкой инструмента; • Стоимость ловильных работ: суточная ставка за ловильные услуги и суточная арендная ставка за ловильный инструмент и ясы; • График ловильных работ: время на мобилизацию ловильного инструмента и персонала, расчетная продолжительность ловильных работ и вероятность успешного выполнения ловильных работ Стоимость обычно диктует максимальную продолжительность ловильных работ. Таким образом, неглубокая скважина с краткосрочной работой подъемника и оборудования, возможно, потребует минимальных временных затрат на проведение ловильных работ. И наоборот, дорогостоящее оборудование, оставленное в скважине, оправдывает бо- лее продолжительные и затратные работы. Некоторые компании прекращают ловильные работы и приступают к зарезке бокового ствола, если расходы на ловильные работы достигают половины стоимости зарезки и перебуривания 10 . Чтобы облегчить принятие решения о том, сколько времени должно быть потрачено на попытки извлечения аварийного оборудования, существует множество формул и проприетарных программ (рис. 16). Опыт показывает, что вероятность успешного извлечения аварийного инструмента из скважины быстро уменьшается с течением времени. Данный вывод является своеобразным стимулом немедленного начала ловильных работ с гарантией того, что после определенного момента времени шансы на успех становятся равны нулю. Например, когда дело касается попыток извлечения прихваченных труб, многие компании устанавливают предельный срок 4 дня, включая время, затраченное на расхаживание колонны или закачку реагентов. Если принято решение об оставлении аварийного оборудования, компания должна принять решение о ликвидации скважины, переходе на расположенный выше аварийного инструмента объект или зарезке бокового ствола. В случае ликвидации скважины геологическая служба компании-оператора изучает данные по скважине, которые могут повлиять на последующие решения о бурении скважин по соседству. Некоторые скважины при углублении вскрывают продуктивные горизонты. Если запасы в вышележащих горизонтах достаточно велики для обоснования перевода скважины на эти горизонты, компания может принять решение отказаться от попытки вскрытия более глубоких горизонтов, где требуется проведение ловильных работ; вместо этого компания может ликвидировать глубинный участок и установить трубы в вышележащем горизонте. В данном варианте необходимо учесть стоимость замены оставленного в скважине оборудования, вероятность его извлечения, стоимость заканчиваНефтегазовое обозрение ния скважины в вышележащих горизонтах и объем запасов вышележащих горизонтов. Еще один вариант — зарезка бокового ствола. В дополнение к стоимости оставленного в скважине оборудования, необходимо взвесить следующие факторы: • стоимость и время, необходимое для доставки отклонителя, забойного двигателя и прочего оборудования для зарезки бокового ствола; • стоимость установки цементных мостов под точкой зарезки бокового ствола, время ожидания затвердения цементного раствора и стоимость спускоподъемных операций при подготовке к зарезке бокового ствола; • стоимость бурения от точки зарезки до проектной глубины; • вероятность получения нового прихвата в том же интервале. В н е к о тор ых р е г и о н а х л о в и л ь н ые р аб оты м ог у т о ка з а т ь ся д о ро ж е зар е зк и б о к о в ы х ст в о л о в , и л и заре зк а м о ж е т ок а з а т ь ся б о л е е н а дежн ым вар и ан то м . П ри ра б о т а х в необ с аж е н н о м с т в о л е ус т а н о в ка цеме н тн о г о м ос т а и о т кл о н и т е л я може т о к азать с я при в л е ка т е л ь н ой альте р н ати во й по сра в н е н и ю со м н ог и м и с у тк а м и н е про и з в о д и тель н ог о вр е м е н и . Д а н н ы й в а ри а н т н е я вля е тс я п о пул ярн ы м в о в с е х реги он ах, и м е с т а м и спро с н а л о вильн ые р аб о ты м о ж е т в н о в ь о ка затьс я н а выс оте . Учеба ради будущего О пыт вып олн е н и я л о в и л ь н ы х ра бот н е д ае тс я ле г ко . Он н а ка пл и ва ет с я в п р ак ти ч ес ко й ра б о т е , при реше н и и м н о ж е ст в а з а д а ч , в о з н и к ающи х в с ло ж н ы х с кв а ж и н а х . В н астоя ще е вр е м я с ре д и о пы т н ы х спец и али с тов п о л о в и л ь н ы м ра бо та м и д е т « б оль ша я пе ре в а х т о в ка » : он и у ход я т н а пе н с и ю , по э т о м у н асу щн о й зад ач ей с т а н о в и т ся о б учени е б оль шо г о ко л и ч е ст в а н о вых с п е ц и али с то в . В о т в е т н а э т о к омпан и я Sc hl u m be r g e r со з д а л а прогр ам м у о б у ч е н и я б ри г а д , в ы полня ю щи х лов и л ь н ы е ра бо т ы . Прогр ам м а о б у ч е н и я пре д н а з н а ч е н а д ля р азви ти я н а в ы ко в в ы по л н е н ия ло ви ль н ых р а б о т и по в ы ш е н и е Сборник I Df = (Vf + Cs) / (Cf + Cd), где Df — количество дней, выделенных на ловильные работы, Vf — стоимость аварийного оборудования Cs — расчетная стоимость зарезки бокового ствола, Cf — суточная арендная ставка ловильного инструмента и затраты на персонал, Cd — суточные операционные расходы подъемника. Рис. 16. Основное уравнение экономического расчета ловильных работ . — Данная формула используется для расчета оптимального количества дней на выполнение ловильных работ на основе экономической целесообразности. уро в ня техни ч ес к и х з на ни й ; для з а кре плени я уч ебного ма тер и а ла про г ра м м а дополня етс я пр ом ы с лов о й пра к ти к ой . Программа рассчитана на постепенное ознакомление учащихся с широких диапазоном инструментов и методик выполнения работ. После ознакомления всех учащихся с ловильными инструментами, используемыми в их регионе, курс первого уровня дает промысловым специалистам и инженерам практическое обучение, включая сборку и разборку инструмента в условиях ремонтной мастерской, теоретические занятия в классах и практические занятия на скважине. Уч а щи ес я пр и к р епля ютс я к м ест о рождени ю для вы полнени я о пре деленного объ ем а лови льны х ра б о т, з а р ез ок бок овы х с тволов и л и кв ида ци онны х р а бот, пос ле ч его о н и могут пер ей ти на с ледующи й уро в ень подготовк и . Ук а з а нны е ра б о т ы вы полня ютс я опы тны м и спе циа ли с та ми , а уч а щи ес я вы с тупа ю т в р оли помощни к ов. В т ор ой ур овень обуч ени я вк люч а е т подр обное и з уч ени е м етоди к л о в и л ьны х р а бот и а на ли з пр а к т и ч е ск и х пр и мер ов. Уч а щи ес я з а н и м а ю тс я с ос та влени ем пла нов л о в и л ьны х р а бот на ос нова ни и р еа л ь н ых с луч а ев. О ни пр оек ти р уют КН Б К для вы полнени я к онк р етн ы х ра бот и пр едс та вля ют пр оек т в уч ебном к ла с с е для а на ли з а и ко л л ек ти вного обс уждени я . П ос ле обуч ени я в к ла с с е у чащиеся про должа ют пр а к ти ч ес кие занят ия на пр омы с ле, и до пер ехо да на сл еду ющи й ур овень обуч ения выпо л няют р я д с а м ос тоя тельных рабо т. За к люч и тельны й уро вень о бу чени я в ос новном по священ во про с а м упр а влени я лов ил ь ными рабо та ми , уч а щи ес я пр охо дят о бу чение для р а боты на р ук ово дящих до л жнос тя х. О буч ени е — кл ю ч к бу ду щем у нефтя ной пр о мышл енно ст и. П ок а будут пр ои с х о дит ь о т казы обор удова ни я и с к важин, у мение вы полня ть лови льные рабо т ы бу дет вс егда в цене. —М.В. 10. Muqeem MA, Weekse AE and Al-Hajji AA: “Stuck Pipe Best Practices—A Challenging Approach to Reducing Stuck Pipe Costs,” paper SPE 160845, presented at the SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition, Al-Khobar, Saudi Arabia, April 8–11, 2012. 71
