Смекни!
smekni.com

Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 8 из 28)

- отбор проб бурового раствора и шлама, выходящего из скважины;

- очистка бурового раствора от шлама;

- сепарация газа из бурового раствора;

- регулирование компонентного состава бурового раствора (химическая обработка);

- регулирование плотности бурового раствора насыщением азотом;

- прием излишнего бурового раствора с поступающей из пласта нефтью.



5.24. Состав комплекса ДЦС:

Пробоотборник. Для отбора проб выходящего из скважины бурового раствора и шлама без остановки циркуляции бурового раствора.

Шламоотделитель. Очистка бурового раствора от шлама, дискретный сброс шлама.

Газожидкостный сепаратор. Сепарация газа из бурового раствора (газ нефтяной, азот). Выброс газа в атмосферу на рассеивание.

Приемная емкость. Прием бурового раствора из сепаратора. Гравитационное отделение остатков шлама и водоотделение из бурового раствора. Дискретный сброс отстоя.

Блок приготовления и дозированной подачи химических реагентов. Дозирование химреагентов в соответствии с заданной рецептурой бурового раствора и подача в поток раствора или в компенсационную емкость.

Компенсационная емкость. Прием-отдача бурового раствора для поддержания установленного диапазона положения уровня бурового раствора в приемной емкости. Кондиционирование бурового раствора перемешиванием при химобработке раствора через компенсационную емкость. Прием излишнего бурового раствора из приемной емкости за счет притока из пласта. Откачивание излишнего бурового раствора в дополнительную накопительную емкость.

Буровой насос. Обеспечение циркуляции бурового раствора с плавно регулируемой подачей.

Азотная установка СДА-10/101 (производительность 10 м3/мин и Рраб = 100 кгс/см2) + эжектор жидкостно-газовый. Непрерывное насыщение потока бурового раствора, подаваемого в скважину, азотом с заданным расходом и обеспечением заданной плотности газожидкостной смеси.

5.25. Принципиальная технологическая схема ДЦС представлена на рис. 4 с привязкой к замкнутой системе "устье скважины – блок дросселирования с системой САУД – ДЦС".

5.26. Схема обвязки автономного бурового насоса, азотной станции и эжектора представлена на рис. 5.

5.27. Монтаж, наладка и управление комплексом ДЦС осуществляются в соответствии с Руководством по эксплуатации комплекса.

Аппаратурно-методический комплекс АМКД

5.28. Аппаратурно-методический комплекс АМКД (конструкция ООО "БурГеоСервис", г. Тверь) предназначен для визуального контроля и регистрации параметров гидродинамических процессов при углублении и промывке скважин.

5.29. Датчиками АМКД оснащаются блоки дросселирования и системы ДЦС. Схема размещения комплексов датчиков показана на рис. 4.

5.30. Перечень и диапазоны измеряемых параметров на АМКД следующие:

На выходе из скважины перед блоком дросселирования:

- давление 0 ¸ 25 МПа;

- температура жидкости (газожидкостной смеси) 0 ¸ 60 °С.

На приемной емкости:

- давление 0,1 ¸ 0,5 МПа;

- уровень жидкости 0 ¸ 3 м3;

- плотность 600 ¸ 1300 кг/м3.

На выходе бурового насоса до эжектора:

- давление 0 ¸ 25 МПа;

- расход 2 ¸ 30 л/с;

- плотность 600 ¸ 1300 кг/м3.

На выходе азотной станции до эжектора:

- давление 0 ¸ 15 МПа;

- расход 2,5 ¸ 10 м3/мин.

На линии после эжектора:

- давление 0 ¸ 25 МПа;

- расход 2 ¸ 20 л/с;

- плотность 600 ¸ 1300 кг/м3;

- температура –50 ¸ +60 °С.


5.31. Система контроля и регистрации АМКД позволяет осуществлять как управление параметрами технологических процессов, так и накопление и последующий анализ параметров в масштабе реального времени.

5.32. Монтаж, наладка и эксплуатация АМКД осуществляются в соответствии с Руководством по эксплуатации комплекса.


6. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

ВАРИАНТ 1

6.1. В состав промежуточно-эксплуатационной колонны включается стационарный клапан-отсекатель (КОС-119).

Вскрытие продуктивных пластов, СПО колонны бурильных труб, спуск колонны-хвостовика и НКТ в депрессионных условиях предопределяет необходимость в специальных установках для принудительного спуско-подъема труб.

Эти сложные и ответственные технологические операции требуют специальной подготовки буровой бригады, участие персонала военизированных отрядов и тщательного контроля за процессом.

Для обеспечения ускоренного и безопасного проведения указанных работ в компоновку промежуточно-эксплуатационной колонны включается КОС-119.

Так как проходное сечение клапана равно 119 мм, отсюда максимальный диаметр долота для вскрытия продуктивной толщи не должен превышать 114,3 мм, а диаметр хвостовика не более 101,6 мм.

При использовании бицентричного долота У114´132´95SR-544 производства фирмы УДОЛ возможен спуск хвостовика в безмуфтовом исполнении в размере 114,3 мм.

Конструкция и технология применения стационарного клапана-отсекателя приведены в разделе 6.3.

ВАРИАНТ 2

6.2. В состав промежуточно-эксплуатационной колонны Æ 168 мм не включается стационарный клапан-отсекатель КОС-119.

В данном варианте для вскрытия продуктивной толщи в условиях депрессии используется долото Æ 139,7 мм или Æ 142,9 мм, и ствол обсаживается колонной хвостовиком Æ 114,3 мм.

Спускоподъемные операции (СПО бурильных труб, колонны-хвостовика и НКТ) выполняются при избыточном давлении на устье скважины.

Возможно крепление скважины 146,1-мм промежуточно-эксплуатационной колонной без клапана-отсекателя. Углубление скважины по продуктивному горизонту осуществляется долотами Æ 144,0 мм с последующим спуском, в случае необходимости, 101,6-мм хвостовика.

Технология управления скважиной по данному варианту изложена в разделах 7 - 9.

6.3 Конструкция и технология применения стационарного клапана-отсекателя

Разработаны два типоразмера стационарного клапана-отсекателя, технические характеристики которых приведена в таблице.

Управление КОС. Открытие - созданием давления в скважине и воздействием инструмента.

Закрытие – специальным инструментом (захват) в составе бурильной колонны или колонны НКТ

Таблица 6.1

Наименование параметров Типоразмер
КОС-119-168 КОС-124-178
1. Диаметр эксплуатационный колонны, мм 168 178
2. Диаметр проходного отверстия, мм 119 125
3. Допустимый диаметр долота, мм 114 120
4. Допустимый диаметр без муфтового хвостовика, мм 102 114
5. Допустимый перепад давления на клапане, МПа 30,0 27,0
6. Габаритные размеры (Æ´L), мм 208´9000 216´9000

Преимущества КОС:

1) при закрытом КОСе обеспечивается безопасный спуско-подъем инструмента (бурильный, хвостовик. НКТ) в интервале выше установки КОС, без глушения скважины и герметизации устья;

2) управляемое закрытие КОС после заведения в него инструмента (долото и бурильная труба. НКТ);

3) управляемое открытие КОС в момент подхода инструмента к клапану-отсекателю;

4) безопасный спуск перфорированию хвостовика в интервале выше установки КОСа;

5) безопасный спуско-подъем НКТ в интервале выше КОСа при их установке и замене;

6) закрытие скважины на консервацию без глушения скважины (закрытом КОС).

6.3.1. Описание конструкции

На рис. 6.1 показан стационарный клапан-отсекатель (КОС) в открытом положении. Он состоит из собственно клапана-отсекателя, включающего хлопушку 1, седло 2 размещенных в корпусе 3, плунжера 4, соединенного при помощи спецмуфты 5 и патрубка 6 с захватом цанговой муфтой 7. Корпус 3 при помощи переводника 8 соединен с обсадной трубой 9 и муфтой 10 такого диаметра, как и эксплуатационная колонна, с которой он соединяется. В корпусе 3 так же размещен пружинный фиксатор 11 для фиксации плунжера в положении клапана «Закрыто».

На рис. 6.2 показан КОС в закрытом положении. С эксплуатационной колонной КОС соединяется муфтой 10 и переводником 12.

КОС спускается в скважину в открытом положении.

6.3.2. Последовательность операций при применении КОС

На рис. 6.3 показана схема применения стационарного клапана-отсекателя на примере КОС-119-168.


6.3.2.1. Компоновка низа эксплуатационной колонны: башмак, одна труба Æ 168 мм, обратный клапан, 50 м труб Æ 168 мм, КОС-119, обсадные трубы по устье скважины.

6.3.2.2. После спуска и эксплуатационной колонны производится ее цементирование по принятой технологии, см. схему рис. 6.3.

6.3.2.3. Для разбуривания обратного клапана и вскрытия продуктивного пласта в скважину спускается бурильный инструмент. При этом в состав КНБК включаются два обратных клапана КОБТ-95 и цанговый захват КОС-119-168.02 устанавливаемые над забойным двигателем.

Цанговый захват рис. 6.4 для управления закрытием КОСа после заведения долота в плунжер КОСа при подъеме инструмента.

При бурении и в начале подъема бурильного инструмента устье скважины должно быть загерметизированно.

Подъем бурильной колонны

6.3.2.4. Остановить промывку скважины, сбросить давление в БТ и со скоростью 0,15 м/с поднять бурильный инструмент до выхода из ротора ведущей рабочей трубы.

Зарегистрировать объем промывочной жидкости долитой в скважину.

Убедиться в постоянстве избыточного давления на устье скважины

(

).

6.3.2.5. Убедиться в герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в системе гидроуправления до минимально необходимого значения, при котором отсутствуют пропуски.