1.4.17.2.
· "Приступить к замене газожидкостной смеси в скважине на дегазированную псевдопластичную жидкость";
· "Промыть скважину с противодавлением на устье до полной ликвидации газа (азота и попутного газа) в системе циркуляции";
· "Остановить промывку скважины и установить контроль за изменением давления на устье". При отсутствии роста давления в затрубном пространстве, сбросить давление в бурильной колонне, убедиться в герметичности обратных клапанов, закрыть КШН-120, отвернуть рабочую трубу и установить ее в шурф, снизить уровень жидкости в бурильных трубах (азотом).
Обязанности бурильщика – не превышать регламентированной скорости подъема V = 0,10 – 0,15 м/с.
Обязанности членов вахты – в соответствии со штатным расписанием.
1.4.17.4. Бурильщик под руководством бурового мастера выполняет операцию по разгрузке бурильных труб на плашки нижнего превентора, отворачивает и поднимает допускную трубу и совместно с членами вахты и механиком ПВО выполняет работу по замене герметизирующего элемента вращающегося превентора.
1.4.18. Выход из строя системы САУД (автоматического пульта управления дисковым дросселем).
1.4.18.1. Выполнить переход на ручное управление кольцевым дросселем.
Дальнейшие операции по управлению скважиной аналогичны п.п. 1.4.17.2 – 1.4.17.4.
1.4.19. Выход из строя станции управления ПВО. Поднять инструмент на высоту рабочей трубы, закрыть вручную верхний плашечный превентор.
Дальнейшие операции по управлению скважиной аналогичны п.п. 1.4.17.2 – 1.4.17.4.
1.4.20. Потеря герметичности обратных клапанов. Промыть скважину дегазированной псевдопластичной жидкостью до полного удаления газа в системе циркуляции.
Приступить к замене промывочной жидкости на утяжеленную с плотностью r = 1100 – 1120 кг/м3.
После замены установить контроль за изменением давления в трубах и затрубном пространствах.
При отсутствии роста давления приступить к подъему колонны бурильных труб.
1.4.21. Отказ оборудования при СПО.
1.4.21.1. Потеря герметичности одного или двух плашечных превенторов.
Приступить к допуску колонны бурильных труб до глубины, достаточной для контроля над скважиной при замене промывочной жидкости на утяжеленную с r = 1100 – 1120 кг/м3.
При потере герметизации вращающегося превентора допуск инструмента выполнить методом шлюзования.
При выходе из строя системы САУД сделать переход на ручное управление кольцевым дросселем.
1. На весь период вскрытия продуктивного пласта в условиях депрессии обеспечить постоянное дежурство двух пожарных машин, машину скорой помощи и цементировочного агрегата.
2. Обеспечить запас утяжеленной промывочной жидкости.
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Геофизические исследования выполняются в строгом соответствии с требованиями "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах", утвержденных 28.12.1999 г. приказом № 323 Министерства природных ресурсов РФ и приказом № 445 Министерства топлива и энергетики РФ, а также с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ за № 56 от 5 июня 2003 г.
Настоящим проектом Регламента предопределяется проведение геофизических исследований в нефтяных и газовых скважинах с наклонно-направленным, пологим и горизонтальным окончанием ствола в условиях наличия избыточного давления (Ризб) на устье. При этом особую сложность представляет доставка геофизических приборов в горизонтальную часть ствола скважины.
В отечественной практике для исследования скважин с горизонтальным окончанием ствола широкое распространение получили системы спуска геофизических приборов в специальных контейнерах на бурильных трубах с передачей информации по геофизическому кабелю, пропущенному с помощью специальных переводников за колонной БТ (сервисная компания TPG – Тюменьпромгеофизика, оборудование "Горизонталь-1").
Оборудование "Горизонталь-2" предусматривает спуск спецконтейнера на бурильных трубах с последующим соединением по силовому кабелю электробура. Оборудование "Горизонталь-3" спускается в скважину на бурильных трубах в горизонтальный участок на всю длину стеклопластиковых труб. После допуска труб геофизический прибор спускается на кабеле до искривленного участка ствола, а затем продавливается промывочной жидкости на забой.
Проведение геофизических исследований в скважине с избыточным давлением на устье требует обязательного включения в бурильную колонну двух обратных клапанов для защиты от воздействия газожидкостного потока.
В этой связи оборудование "Горизонталь-1", "Горизонталь-2" и "Горизонталь-3" неприемлемо, т.к. требует открытого прохода для соединения геофизического кабеля со спецконтейнером. "Оборудование "Горизонталь-1" не может быть использовано и по другой причине.
Для допуска до забоя геофизических приборов в спецконтейнере спуск бурильных труб осуществляется при наличии кабеля, закрепленного с внешней стороны БТ, что исключает процесс полной герметизации устья скважины. Учитывая неприемлемость перечисленного оборудования, настоящий проект Регламента рекомендует для ГИС в скважинах с горизонтальным окончанием ствола использовать автономный аппаратурно-методический комплекс (АМК) "Горизонт-90". Последний предназначен для ГИС автономным комплексным прибором на бурильных трубах методами ГК, НК-20, НК-40, НГК-60, КС (4 симметричных зонда), ПС и инклинометрии.
ТЕХНОЛОГИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Вариант 1 – в состав эксплуатационной колонны Æ 168,3 мм включен стационарный клапан-отсекатель КОС-119.
После вскрытия продуктивной толщи горизонтальным стволом следует:
2.1. Прекратить подачу азота на аэратор модульного блока.
2.2. Промыть скважину в течение двух циклов с производительностью q = 8 – 10 л/с с отбором проб в пробоотборнике через каждые 30 мин.
2.3. Решение на подъем бурильной колонны принимать при отсутствии в пробах признаков шлама и полной дегазацией псевдопластичной жидкости от азота и попутного газа.
2.4. Остановить промывку скважины, сбросить давление в БТ и со скоростью 0,15 м/с поднять бурильный инструмент до выхода из ротора ведущей рабочей трубы.
2.5. Убедиться у герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в гидросистеме управления до минимального значения, при котором отсутствуют пропуски.
Закрыть КШН на рабочей трубе.
Отвернуть рабочую трубу с КШН и предохранительным переводником под ним и установить в шурф.
2.6. Снизить уровень промывочной жидкости в БТ на h = 250 – 300 м нагнетанием азота через продувочную головку.
Снизить давление в трубах до атмосферного. Снять продувочную головку с БТ. Проверить положение уровня эхолотом.
Установить обтюратор для бурильных труб Æ 89 мм.
2.7. Если в процессе действия п.п. 2.5 и 2.6 будет выявлена негерметичность обратных клапанов в БТ, скважину следует заглушить перед подъемом бурильного инструмента.
2.8. После заведения захвата в патрубок плунжера КОСа в бурильный инструмент сбрасывается шар Æ 40 мм и продолжается закачка бурового раствора, см. рис. 6.3.
При посадке шара на седло подвижной втулки давление в бурильных трубах повышается и при Р = 3,0 – 4,0 МПа цанговый захват срабатывает и его цанга упирается на внутреннюю трубу Æ 140 мм, соединенной с плунжером.
Далее продолжается подъем БТ, при этом цанга захвата попадает в карман муфты, и при дальнейшем подъеме инструмента плунжер КОСа перемещается в верхнее положение, освобождая подпружиненную хлопушку КОСа. Плунжер фиксируется в верхнем положении пружинным фиксатором, см. рис. 6.2.
При достижении крайнего верхнего положения осевая нагрузка на инструмент увеличивается на 2,0 – 3,0 кН сверх веса инструмента, после чего цанговая муфта разжимается и освобождает цанговый захват, нагрузка резко снижается. В этот момент необходимо прекратить прокачку раствора. При этом цанговый захват возвращается в транспортное положение, а хлопушка клапана-отсекателя захлопывается, что можно проконтролировать по давлению в затрубном пространстве бурильного инструмента.
2.9. Разгерметизировать устье скважины.
Дальнейший подъем идет в штатном режиме с постоянным доливом скважины и дискретным снижением уровня в БТ на 250 – 300 м.
После подъема КНБК необходимо отсоединить цанговый захват и удалить из него шар.
2.10. Операция по управлению клапаном-отсекателем проводится под авторским надзором представителя ОАО НПО "Бурение".
2.11. После подъема БТ собрать компоновку по схеме, указанной на рис. 1.
2.12. Спуск инструмента до КОС-119 осуществляется с открытым устьем с доливом через каждые 150 – 200 м. Промывочная жидкость из затрубного пространства направляется в компенсационную емкость через задвижку XIX блока дросселирования.
2.13. После допуска бурильной колонны с АМК "Горизонт-90" до КОС-119 устье герметизируется на ВУГП, создается давление в затрубном пространстве с превышением давления под хлопушкой КОСа на 3,0 – 3,5 МПа.
Благодаря увеличению дополнительной осевой нагрузки (от некомпенсированной площади плунжера) направленной вниз, плунжер преодолевает сопротивление фиксатора и смещается вниз, открывая хлопушку и закрывая ее от воздействия промывочной жидкости и бурильного инструмента. Клапан открыт.
2.14. Отрегулировать давление в гидросистеме управления ВУГП до минимального значения, при котором отсутствуют пропуски.