Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 12 из 28)
Позиции 8.10.1 – 8.10.6 конструкции и поставки ОАО НПО "Бурение". Могут быть использованы яссы другой имеющейся конструкции.
8.11. Трубные плашки превенторов под НКТ (Æ 73 мм) – 2 компл.
8.12. Устьевой герметизатор-стриппер под НКТ с переходной катушкой для установки на верхний плашечный превентор (см. п. 3.12 Регламента).
8.13. Комплект устройств для оборудования устья скважины после спуска НКТ:
8.13.1. "Груша" для подвески НКТ в трубной головке.
8.13.2. Верхний корпус трубной головки.
8.13.3. Клапан обратный устьевой BPV.
8.13.4. Задвижка фонтанной арматуры центральная; фонтанная арматура.
8.13.5. Уплотнительные кольца, крепежные детали для монтажа.
8.13.6. Двухниппельный патрубок длиной 450 – 500 мм для присоединения "груши" к НКТ.
8.14. Установка для принудительных СПО труб (для спуска НКТ под давлением).
Выбор установки по грузоподъемности и длине стержня перехвата осуществляется в соответствии с расчетом (см. ниже).
8.15. Лубрикатор для подъема из скважины через фонтанную арматуру компоновки "глухая пробка – захватное устройство – ясс – грузовые штанги" на тросе.
8.16. Цементировочный агрегат (ЦА) для долива НКТ при спуске, приема вытесняемого из скважины бурового раствора и регулирования давления в стволовой части ОП.
На каждом отсеке приемного бака ЦА должна быть мерная шкала с дополнительной градуировкой (при ее отсутствии) через каждые 50 л объема. Необходимо использовать ЦА с дисковыми затворами, разделяющими отсеки приемного бака, как более надежные по сравнению с тарельчатыми клапанами.
Линия приема бурового раствора в ЦА присоединяется к отводу блока дросселей, а также к подпорному насосу.
Линия долива должна быть:
- подведена к устью скважины и через шарнирные колена заканчиваться Г-образным патрубком Æ 42 – 48 мм;
- иметь отвод на манифольдную обвязку стволовой части ОП перед блоком дросселирования;
- иметь отвод для откачивания излишнего бурового раствора в приемную емкость, например, через свободный отвод пробоотборника.
Перед началом спуска НКТ один отсек приемного бака ЦА заполнен буровым раствором (нефтью) из приемной емкости.
Расчет необходимой грузоподъемности установки для спуска НКТ под давлением
Расчет необходимой грузоподъемности осуществляется из условия обеспечения необходимого максимального заталкивающего усилия Fмакс спуска труб.
Максимальное заталкивающее усилие имеет место в начале спуска НКТ и составляет:
, (8.2)где Fв – выталкивающая сила, обусловленная избыточным давлением на устье скважины;
Fc – сопротивление движению труб (муфт) в стриппере;
Fт – вес в воздухе компоновки низа НКТ (длина 5 – 6 м).
Принимаем Fc и Fт как взаимоисключаемые, незначительные в рассматриваемом случае по величине. Тогда Fмакс = Fв.
(8.3)Здесь D – наружный диаметр НКТ.
Необходимая грузоподъемность установки определяется по выражению
, (8.4)где к – коэффициент запаса на грузоподъемность; к = 1,43 ¸ 1,45.
Принимается установка с грузоподъемностью не менее Fу.
Выбор установки по длине хода (длине перехвата)
Из соображений ускорения спуска НКТ целесообразно использование установки с длиной хода не менее длины одной трубы (L» 10 м).
8.17. Произвести следующие расчеты:
8.17.1.
, (8.5)где d – внутренний диаметр НКТ.
8.17.2.
(8.6)8.17.3.
, (8.7)где Е – модуль упругости материала труб; Е = 2,1 · 106 кг/см2;
sт – предел текучести материала труб, кг/см2.
(8.8)8.18. При желаемой длине перехвата L имеем:
(8.9)8.18.1. Допустимая максимальная длина перехвата соответствует условию
и рассчитывается по формуле: 
(8.10)8.18.2. При соотношении
допустимая длина перехвата L рассчитывается по формуле: 
(8.11)8.19. Принимается установка для спуска НКТ под давлением, соответствующая грузоподъемности Fу и необходимой длине перехвата Lу = (1,43 ¸ 1,45)L.
Вспомогательные расчеты
8.20. Рассчитать длину спущенных НКТ Lп без долива их, при которой наступает состояние так называемой "плавающей колонны". За такое состояние принимается положение, когда вес НКТ по воздуху достигает величины выталкивающей силы Fв, обусловленной избыточным давлением на устье скважины.
, (8.12)где q – вес 1 п.м. НКТ по воздуху.
8.21. Рассчитать объем спускаемых в скважину каждой трубы НКТ vc и нарастающий объем Vс с учетом нахождения в НКТ глухой пробки:
(8.13) 
, (8.14)где
- длина спущенной трубы в соответствии с мерой колонны;к – коэффициент, учитывающий увеличение объема за счет муфт или соединительных концов труб, рассчитываемый в соответствии с типоразмером НКТ;
п – количество спущенных труб.
8.22. Рассчитать внутренний объем спускаемых в скважину НКТ vв и нарастающий объем Vв:
(8.15) 
, (8.16)Порядок проведения работ
8.23. Вторую снизу пару плашек сдвоенного превентора (секция 3 рис. 1) и плашки верхнего превентора (секция 5 рис. 1) заменить на трубные плашки под диаметр НКТ.
8.24. Демонтировать ВУГП с тройниковой катушкой.
8.25. Установить на верхнем плашечном превенторе через переходную катушку стриппер под НКТ.
8.26. Смонтировать установку для принудительного спуска НКТ.
Захваты стационарного и подвижного блоков установки включить в режим "выталкивание".
8.27. Собрать на мостках буровой установку "башмачный патрубок – нижняя посадочная муфта с вмонтированной глухой пробкой – короткая НКТ (патрубок) – верхняя посадочная муфта без пробки".
8.28. Прокрепляя резьбовые соединения, пропустить собранную компоновку через стриппер, расположив башмачный патрубок на высоте 200 – 250 мм над глухими плашками нижнего превентора.
Камера над уплотнительным элементом стриппера должна быть заполнена нефтью для смазывания спускаемых труб
8.29. Нарастить трубу НКТ.
8.30. Осуществить захват трубы подвижным захватным устройством установки принудительного спуска труб с учетом расчетной длины перехвата L.
8.31. Герметизировать манифольдную обвязку стволовой части ОП. Убедиться в герметичности стриппера.
8.32. С помощью ЦА создать в камере между превентором с глухими плашками и стриппером давление Риз.
8.33. Открыть превентор с глухими плашками.
8.34. Приступить к спуску НКТ с использованием установки принудительного спуска в соответствии с инструкцией по ее эксплуатации и соблюдением длины перехвата L.
8.35. Соблюдать следующий режим движения труб:
- от устья скважины, не доходя 200 – 250 м до "головы" хвостовика-фильтра (до башмака промежуточно-эксплуатационной колонны, если хвостовик не спускался) – 0,35 ¸ 0,25 м/с;
- далее, до проектной глубины спуска труб – 0,20 ¸ 0,15 м/с;
- пропуск муфт (соединений труб) через стриппер – 0,05 ¸ 0,10 м/с.
8.36. После спуска каждой трубы необходимо:
- открыть дроссель на блоке дросселирования;
- принять в приемный бак ЦА буровой раствор объемом vс, убедиться в снижении возросшего давления на устье до величины Риз, закрыть дроссель и продолжить спуск НКТ;
8.37. Спуск НКТ до достижения общей длины Lп (см. выше), т.е. до достижения состояния "плавающей колонны", осуществляется без долива буровым раствором.
Это предотвращает проскальзывание труб в клиновых захватах установки принудительного спуска труб и возможный "полет" НКТ.
8.38. После спуска НКТ длиной Lп с помощью ЦА осуществляется долив труб.
После заполнения труб и перевода тем самым спущенной части НКТ из состояния "плавающая колонна" в состояние "тяжелая колонна" дальнейший спуск осуществляется талевой системой буровой установки.
8.39. При доливе колонны по п. 8.38 необходимо проконтролировать соответствие фактического объема долитого бурового раствора расчетному.
8.40. После действий по п. 8.38 дальнейший спуск НКТ осуществлять с доливом через каждые 5 – 7 спущенных труб со сбросом объема Vс через каждую спущенную трубу.