Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 9 из 28)

Закрыть КШН на рабочей трубе.

Отвернуть рабочую трубу совместно с КШН и предохранительным переводником под ним и установить в шурф.

6.3.2.6. Снизить уровень промывочной жидкости в бурильных трубах на глубину h = 250 – 300 м нагнетанием азота.

Остановить подачу азота. Проверить закрытие дросселя и стабилизацию

. Снизить давление в трубах до атмосферного.

Снять нагнетательную головку с БТ. Проверить положение уровня эхолотом.

Примечание. Если в процессе действий по п.п. 6.3.2.4 и 6.3.2.6 выявлена негерметичность обратных клапанов в бурильной колонне, скважину следует заглушить перед подъемом бурильного инструмента.

При этом отметим, что вероятность отказа обоих клапанов, работающих в буровом растворе – нефти, весьма низка и не более, чем в других нештатных ситуациях, в которых возникает необходимость глушения скважины.

6.3.2.7. После заведения захвата в патрубок плунжера КОСа в бурильный инструмент сбрасывается шар Æ 40 мм и продолжается прокачка бурового раствора, см. схему, рис. 6.3.

При посадке шара на седло подвижной втулки давление в бурильных трубах повышается и при повышении давления на 3,0¸4,0 МПа цанговый захват срабатывает и его цанга упирается во внутреннюю поверхность трубы Æ140 мм соединенной с плунжером.

Далее продолжается подъем бурильного инструмента при этом цанга захвата попадает в карман муфты цанговой и при дальнейшем подъеме инструмента плунжер КОСа перемещается в верхнее положение, освобождая подпружиненную хлопушку КОСа, см схему рис. 6.3. Плунжер фиксируется в верхнем положении пружинным фиксатором рис 6.2.

При достижении крайнего верхнего положения осевая нагрузка на инструмент увеличивается на 20¸30 кН сверх массы инструмента, после чего цанговая муфта разжимается и освобождает цанговый захват, нагрузка резко снижается. В этот момент необходимо прекратить прокачку промывочного бурового раствора.

При этом цанговый захват возвращается в транспортное положение, а хлопушка клапана-отсекателя захлопывается, что можно проконтролировать по давлению в затрубном пространстве бурильного инструмента.

После этого устье скважины разгерметизируется, и дальнейший подъем бурильного инструмента производится без давления в скважине (над КОСом).

После подъема КНБК необходимо отсоединить цанговый захват и удалить из него шар.

При спуске КНБК снова устанавливается цанговый захват.

Спуск бурильного инструмента (или другого) до места установки КОСа так же производится при разгерметизированном устье.

6.3.2.8. В момент захода долота в плунжер КОСа, см. схему рис. 6.3 устье герметизируется, создается давление в затрубном пространстве с превышением давления раствора под хлопушкой КОСа на 3,0¸3,5 МПа.

При этом, 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 бурового раствора и инструмента. Клапан открыт.

6.3.2.9. Дальнейший спуск бурильного инструмента и бурение скважины так же осуществляются при герметизированном устье.

6.3.2.10. Спуск хвостовика на бурильных трубах или НКТ осуществляется аналогично.

Бурильные трубы также оборудуются разъединителем хвостовика, обратным клапаном и захватом.

Нижняя часть колонны НКТ должна спускаться, ниже КОСа и оборудована устанавливаемым срезным обратным клапаном и захватом. В этом случае возможна замена НКТ при закрытом КОСе.

6.3.2.11. Применение КОСа так же позволяет осуществлять консервацию скважины при закрытом КОСе, с последующей ее расконсервацией и запуском в эксплуатацию.

7. ТЕХНОЛОГИЯ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ С ИЗБЫТОЧНЫМ ДАВЛЕНИЕМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

(в дальнейшем "Технология СПО")

Подготовительные работы

"Технология СПО" разработана на случай отказа в работе стационарного клапана-отсекателя (КОС-119) или его не включения в состав промежуточно-эксплуатационной колонны 168 мм.

Подготовительные работы должны быть проведены с максимальным перекрытием работ по углублению скважины.

7.1. Для компоновки бурильной колонны должны использоваться специально подготовленные УБТ, бурильные трубы и переводники.

В случае применения УБТ с проточками под элеватор на упорных торцах проточек должны быть сняты фаски под углом 18°.

На торцах ниппельной и муфтовой части замков и торцах соединительных муфт бурильных труб, а также переводников также должны быть сняты фаски под углом 18°.

Для СПО УБТ и бурильных труб должны быть подготовлены специальные элеваторы по 3 шт. каждого типоразмера. Сборка-разборка УБТ, в том числе гладких, может осуществляться с применением допускных замков (патрубков).

При сборке компоновки бурильной колонны и наращиваниях каждая труба (переводник) должна быть проверена внешним осмотром на наличие расслоений, задиров, заусенец и др. дефектов на теле труб, замков, муфт, переводников и конусных проточках, способных ускорять износ уплотнительных элементов превенторов.

7.2. На начальной стадии по вскрытию продуктивных горизонтов "Технология СПО" предусматривает необходимость проведения специального рейса для уточнения компьютерной программы по расчету гидродинамических сопротивлений движению вязкопластичных жидкостей.

Компоновка бурильной колонны при выполнении данного рейса должна включать: долото, забойный двигатель, обратный клапан, контейнер с глубинным манометром, УБТС, обратный клапан, контейнер с глубинным манометтром, бурильные трубы, шаровой кран (КШН), ведущую бурильную трубу и шаровой кран КШВ (операция подробно изложена в разд. 4).

7.3. Подготовить (проверить наличие и исправность) технических средств:

- резервные обратные клапаны, шаровые краны и переводники для перехода на УБТ – 2 компл.;

- нагнетательная головка под бурильные трубы для нагнетания азота и переводник для установки головки на УБТ – 1 компл.;

- штатный инструмент для проведения СПО бурильных труб и УБТ (ключи, элеваторы, клинья ПКР и др.).

7.4. Подготовить трубопровод для соединения азотного блока с нагнетательной головкой.

Трубопровод должен комплектоваться трубами диаметром 12 мм (трубы, используемые для обвязки азотного блока); в обвязку трубопровода должны быть включены понижающий газовый редуктор, вентиль для подачи и перекрытия азота, образцовый манометр на рабочее давление 40 кгс/см², присоединительная гайка к нагнетательной головке, отвод с вентилем для сброса азота из труб.

7.5. Подготовить эхолот для определения глубины уровня бурового раствора в трубах.

7.6. На блоке дросселирования как в процессе углубления скважины, так и при подъеме труб должен быть установлен образцовый манометр на рабочее давление, в 1,3 – 1,5 раза превышающее максимальное избыточное давление на устье скважины.

7.7. Проверить комплектность установки принудительных СПО для труб соответствующих типоразмеров. Подготовить установку для оперативного монтажа.

7.8. После заключительных работ по креплению скважины промежуточно-эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, монтажа стволовой части ОП по схеме рис. 3.1 и дополнительного оборудования для вскрытия продуктивной толщи на депрессии, спустить КБТ с компоновкой по п. 7.2 и разбурить цементный стакан и башмак колонны.

7.8.1. Промыть скважину в течение двух циклов, заменить промывочную жидкость на вязкопластичную, предназначенную для вскрытия продуктивной толщи, поднять КБТ.

7.8.2. Спустить КБТ с компоновкой по п. 7.2 и провести исследования по уточнению гидродинамических расчетов, приведенных в разд. 5 (последовательность выполнения операций изложена в том же разделе).

7.8.3. После выполнения п. 7.8.2 поднять КБТ на глубину 500 м для определения сил сопротивления движению инструмента в герметизирующих уплотнительных элементах (устьевом герметизаторе-стриппере, ВУГП и плашечном превенторе). Сопоставить полученные результаты с заводскими испытаниями.

7.9. Приступить к определению сил сопротивления в уплотнительных элементах при подъеме бурильных и утяжеленных бурильных труб по телу и по протаскиванию замковых соединений. Предварительно проверить и выполнить следующие расчеты:

F = ±

(7.1)

где F – результирующая сила,

Q_p – выталкивающая сила, обусловленная действием избыточного давления на устье герметизированной скважины.

Q_A – Архимедова сила из условия частичного или полного опорожнения КБК (эти условия диктуются необходимостью дискретного снижения уровня жидкости в трубах на 250 – 300 м во избежание ее разлива на устье скважины при подъеме инструмента.

Q_q – вес КБТ в воздухе.

Q_тр – усилие на преодоление сил трения в герметизированном элементе.

7.10. Возможные состояния КБТ в скважине:

7.10.1.

, КБТ находится в состоянии безразличного равновесия.

7.10.2.

, КБТ считается "легкой" и способной к выбросу из скважины.

7.10.3.

, КБТ считается "тяжелой" выброс ее невозможен

7.10.4. Расчет Q_р

Q_р = 0,785·D² ·

(7.2)

где D – наружный проверяемый диаметр элемента бурильной колонны или УБТ (тело, замковое соединение);

- избыточное давление на устье скважины после двухцикловой промывки от шлама и остановки циркуляции;