Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 16 из 28)
29,1 + 1731 = 1760 кг и при qВЗД = 180 кг результирующая сила F = -1580 кгс, т.е. колонна "легкая" и выброс возможен.
Аналогичным образом выполняем расчеты для
= 15, 10 и 5 кгс/см2.Результаты расчетов сведены в таблицу П4.
Таблица П4
| , кгс/см2 | Протаскивание по телу | Протаскивание по замку | Протаскивание ВЗД, F, кгс | ||||||
| SQA+SQР, кгс | SQq, кгс | F, кгс | l, м | SQA+SQР, кгс | SQq, кгс | F, кгс | l, м | ||
| 20 | 1685 | 1685 | 0 | 78 | 3461 | 3461 | 0 | 165 | -1580 |
| 15 | 1257 | 1257 | 0 | 57 | 2589 | 2589 | 0 | 122 | -1147 |
| 10 | 829 | 829 | 0 | 36 | 1717 | 1717 | 0 | 79 | -715 |
| 5 | 401 | 401 | 0 | 15 | 844 | 844 | 0 | 36 | -282 |
Примечание.
1. Расчеты выполнены без учета сил сопротивления в герметизирующем элементе.
2. l – глубина нахождения бурильной колонны, на которой наступает состояние безразличного равновесия.
При QА + QР = Qq колонна бурильных труб находится в состоянии безразличного равновесия (F = 0).
При QА + QР > Qq колонна бурильных труб считается "легкой" и способна к выбросу из скважины (F < 0).
При QА + QР < Qq колонна бурильных труб считается "тяжелой" и выброс невозможен. (F > 0)
Технология подъема КБТ при избыточном давлениина устье скважины (в дальнейшем "Технология")
1. "Технология" предусматривает максимальное использование полиспастовой системы буровой установки и устанавливает границу перехода на подъем с использованием спецустановки.
2. Технология базируется на минимальных сопротивлениях в герметизирующих элементах, при которых отсутствуют пропуски промывочной жидкости, т.е. при минимальных давлениях в гидросистеме управления (условия наиболее благоприятные для повышения ресурса герметизатора).
Подъем КБТ в режиме № 1
Поднять бурильный инструмент со скоростью 0,15 – 0,20 м/с до выхода из ротора рабочей трубы.
Зарегистрировать объем бурового раствора долитого в скважину.
Убедиться в постоянстве избыточного давления на устье скважины, Ризб = const.
Убедиться в герметичности уплотнительных элементов устьевого герметизатора (стриппера) и ВУГП на бурильной трубе.
Отрегулировать давление в гидросистеме управления ВУГП до минимальной величины, при которой отсутствуют пропуски.
Закрыть КШН на рабочей трубе.
Отвернуть и установить в шурф рабочую трубу.
Снизить уровень бурового раствора в бурильных трубах на глубину h = 250-300 м нагнетанием азота от баллонов азотного блока.
При снижении уровня в трубах:
- поддерживать на устье Ризб = const с помощью САУДа;
- выходящий из скважины буровой раствор принимать в рабочую емкость с регистрацией его объема;
- остановить подачу азота, проверить закрытие дросселя и стабилизацию Ризб = const.
Подъем инструмента с забоя скважины до глубины 200 м (см. табл. П4) сопровождается условием (Qp + QA) < Qq, т.е. КБТ "тяжелая" и выброс невозможен.
Для успешной реализации работ по подъему инструмента в данном режиме следует:
- максимально использовать стриппер в качестве устьевого герметизатора, и только при появлении малейших пропусков продолжить подъем с использованием ВУГП;
- скорость подъема инструмента ограничивается по телу трубы до 0,25 м/с, протаскивание замковых соединений – не более 0,10 м/с;
- подъем труб осуществляется свечами с непрерывным доливом скважины и поддержанием на устье избыточного давления Ризб = 20 кгс/см2 (давление поддерживается в автоматическом режиме системой САУД)
Подъем КБТ в режиме № 2
С глубины 200 м дальнейший подъем осуществляется следующим образом:
- остановить движение инструмента, расположив очередное замковое соединение в районе крестовины ОП;
- закрыть нижний плашечный превентор;
- плавно сбросить давление до атмосферного в шлюзовой камере (нижний плашечный превентор – ВУГП);
- со скоростью 0,10 м/с протащить замок через ВУГП;
- создать в шлюзовой камере прежнее избыточное давление Ризб = 20 кгс/см2;
- открыть нижний плашечный превентор;
- продолжить подъем и остановить движение инструмента при заходе очередного замка в камеру шлюзования;
- операция по подъему методом шлюзования повторяется, а с глубины 165 м осуществляется в режиме № 3.
Подъем КБТ в режиме № 3
Работа по подъему выполняется персоналом буровой вахты совместно со специалистами военизированного отряда.
При достижении глубины нахождения КБТ 165 м остановить подъем и закрыть нижний плашечный превентор.
Смонтировать установку для принудительных СПО.
Продолжить подъем с одновременным использованием указанной установки с полиспастовой системой буровой установки.
Учитывая длительность монтажа канатно-полиспастовой установки для принудительных СПО и весьма сложный процесс ее эксплуатации по подъему инструмента, эффективнее в этом случае использовать гидравлическую установку, имеющуюся на вооружении военизированного отряда.
Существенным недостатком и этих установок является чрезвычайно малая высота рабочего хода – высота перехвата 1,3 ¸ 1,5 м.
Для подъема одной трубы длиной 12,5 м надо выполнить около 10 перехватов, что значительно замедляет темп подъема.
Основываясь на перечисленных технических недостатках канатно-полиспастовых и гидравлических установок, настоящим Регламентом предлагается следующий порядок проведения подъема инструмента с глубины 165 м:
1. Закрыть нижний плашечный превентор, и сбросить давление в шлюзовой камере.
2. В верхнем плашечном превенторе установить удерживающие плашки под тело бурильных труб Æ 89 мм.
3. Создать в шлюзовой камере избыточное давление
=20 кгс/см2 и открыть нижний плашечный превентор.4. Сбросить избыточное давление с 20 кгс/см2 до 5 кгс/см2 и дать команду на подъем труб и долив скважины. Со скоростью 0,25 – 0,30 м/с поднять очередную свечу на высоту, достаточную для размещения элеватора. В целях обеспечения безопасных условий включить превентор с удерживающими плашками.
Закрыть дроссель. Отвернуть свечу и установить ее на подсвечник.
5. Оценка ситуации на начало подъема.
Архимедова сила
кгс.Сила, вызванная действием избыточного давления Ризб = 5 кгс/см2
кгс.Вес инструмента в воздухе
кгс.Результирующая сила F = 3471 – (931 + 310) = 2230 кгс.
Выброс инструмента исключается.
Дальнейшие расчеты сведены в таблицу.
Таблица
| Действующие силы, кгс | Глубина расположения бурильных труб, м | |||
| 165 | 100 | 50 | 28 | |
| QА – Архимедова сила | 931 | 568 | 288 | 148 |
| Qp – сила, вызванная Ризб | 310 | 310 | 310 | 310 |
| Qq – вес инструмента в воздухе | 3471 | 2145 | 1124 | 614 |
| Fтр – результирующая сила по телу трубы | 2230 | 1267 | 526 | 156 |
| Fзам – результирующая сила по замку | 1907 | 944 | 203 | -167 |
Данные приведены без учета сил трения в герметизирующем элементе.
Из приведенной таблицы следует, что при кратковременном снижении избыточного давления с Ризб = 20 кгс/см2 до Ризб = 5 кгс/см2 создаются благоприятные условия для подъема бурильных труб без риска их произвольного выброса.
Оценка объема пластового флюида, поступившего в скважину за период подъема инструмента при сниженном давлении на устье.
Скорость подъема vп = 0,25 м/с.
Время подъема, tп = 165/(0,25·60) = 11 мин.
Проектный дебит скважины, QТ = 60 м3/сут.
Приток флюида за период подъема
м3.Высота столба поступившего флюида
м.ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Профилактические мероприятия по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин при вскрытии продуктивного пласта в депрессионных условиях
Настоящий проект Регламента носит соподчиненный характер по отношению к:
- "Инструкции по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности", утвержденной Первым заместителем Министра энергетики И.А Матлашовым и Заместителем Министра РФ по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий М.И.Фалеевым. Инструкция введена в действие приказом Минэнерго России от 15.02.2001 г. № 52.
- "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утв. постановлением Госгортехнадзора РФ 05.06.2003 г № 56 (ПБНГП).
- "Технологии управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях" РД 39-0147009-544-87.
- Требования указанных нормативных документов обязательны для профессиональных аварийно-спасательных формирований – противофонтанных военизированных частей (ПФВЧ) и предприятий, осуществляющих работы по бурению, испытанию, эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин независимо от организационно-правовой формы этих предприятий.