Бурении нефтяных и газовых
 Скачать 1.63 Mb.
|
|
Сопутствующие ситуации: при роторном бурении - перегрузка долота и перегрузка ротора (если было вращение), при бурении забойными двигателями - перегрузка долота и остановка забойного двигателя. Способ устранения: Закрыть элеватор или выключить задачу 15) Включены лебедка и РПДЭ Одновременное включение приводов лебедки и регулятора подачи долота является ошибкой, т.к. на обычной буровой установке это невозможно, а конструкция Бурового Имитатора это допускает. Реакция: сигнал ошибки, прекращение подачи инструмента. Сопутствующие изменения параметров: при бурении уменьшается нагрузка на долото с одновременным уменьшением механической скорости, при приподъеме от забоя в отсут-свии вращения нагрузка на долото и вес на крюке не меняются Способ устранения: выключить один из приводов, в зависимости от того, что должно работать, лебедка или РПДЭ. 16) Включен РПДЭ, зажат тормоз Это сообщение означает, что включен регулятор подачи долота (РПДЭ) и зажат тормоз. Торможение барабана лебедки при включенном регуляторе подачи, когда задана нагрузка на долото в режиме “Автомат” или скорость подачи в “Ручном” режиме, является ошибкой. Реакция: сигнал ошибки, прекращение подачи 54 инструмента, в связи с чем падает нагрузка на долото при бурении Способ устранения: снять тормозное усилие или выключить привод РПДЭ 17) Блокирована емкость 2 Если хотя бы один насос качает раствор из емкости 2, раствор из скважины поступает в приемную емкость, а задвижка между емкостями закрыта, то приемная емкость наполняется, тогда как из емкости приготовления раствор выкачивается. Такое состояние считается ошибкой. Реакция: сигнал ошибки, уровень в приемной емкости растет, в емкости приготовления падает Способ устранения: открыть задвижку между емкостями 17) Блокированы емкости Если в ситуации, описанной выше закрыта выходная задвижка приемной емкости, то блокируются обе емкости. Реакция: сигнал ошибки, уровень в приемной емкости растет, в емкости 2 падает, но уровень в приемной емкости растет быстрее Способ устранения: установить задвижки в положение, обеспечивающее свободный проход раствора от скважины к насосам 18) Не включен дегазатор Если содержание газа в растворе больше нуля, а дегазатор не включен, это считается ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: включить дегазатор 19) Открыта задвижка обратной промывки Если в процессе бурения при прямой промывке будет открыта задвижка обратной промывки, то это считается ошибкой.. Реакция: сигнал ошибки, расход в скважину падает до нуля, изменение расхода на выходе падает до нуля, давление на стояке падает до нуля Сопутствующие явления: при бурении забойными двигателями произойдет остановка забойного двигателя Способ устранения: закрыть задвижку обратной промывки, при бурении забойными двигателями ликвидировать остановку забойного двигателя 55 20) Обрыв бурильных труб (БТ) Превышение веса на крюке выше величины прочности бурильных труб вызывает обрыв колонны и является ошибкой. Реакция: сигнал ошибки, уменьшение веса на крюке, давления на входе, момента ротора. Способ устранения: ошибка считается фатальной (необратимой), поэтому устранить ее нельзя. Учебное задание считается невыполненным. Требуется перезапуск задачи 21) Перегруз клиньев Попытка поднять клинья, когда вес на крюке меньше веса колонны считается ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: опустить клинья, набрать вес на крюке до расчетного 22) Ошибка включения насосов Включение насоса при не навернутой ведущей трубе считается ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: выключить насосы, навернуть ведущую трубу 23) СПУ над устьем Ситуация, когда свечеподающее устройство не было переведено в положение “от скважины” после подачи или взятия свечи является ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: перевести свечеподающее устройство в положение “от скважины” 24) СПУ подано рано Несвоевременная подача свечеподающего устройства в положение “к скважине” (до отвинчивания свечи от колонны) является ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: перевести свечеподающее устройство в положение “от скважины” 25) Подача СПУ при движении элеватора (поломка СПУ) Попытка движения колонны, когда свечеподающее устройство находится в положении “к скважине” является ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: прекратить движение колонны или перевести свечеподающее устройство в положение “от скважины” 56 26) Не подана свеча Закрытие пустого элеватора, когда не подана свеча является ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: открыть элеватор 27) Включен привод РПДЭ Использование РПДЭ при спуско-подъемных операциях является ошибкой. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: выключить привод РПДЭ 28) Не взята ведущая труба (квадрат) Данная ситуация возникает в следующих случаях: • при попытке включить насосы не навернув ведущую бурильную трубу (квадрат); • если вместо ведущей трубы (квадрата) берется простая бурильная труба. Реакция: выдается сигнал ошибки Способ устранения: взять ведущую трубу (квадрат) Задание: 1. Выбрать на программно-тренажёрном комплексе АМТ-231 модель «Бурение» (турбинный способ бурения). 2. Определить основные параметры режима бурения 3. Изменяя осевую нагрузку G (5т, 10т, 20 т) – определить оптимальную механическую скорость при неизменных параметрах – τ (частота вращения долота) и Ɵ (расход промывочной жидкости). 4. Изменяя частоту вращения долота τ (600 об/мин, 800 об/мин, 1000 об/мин) – определить оптимальную механическую скорость при определённой осевой нагрузке G (выбранной в пункте 3) и неизменном Ɵ (расход промывочной жидкости). 5. Изменяя расход промывочной жидкости Ɵ (20 л/с, 30л/с, 40 л/с) – определить оптимальную механическую скорость при выбранных параметрах – τ (частота вращения долота) и G (осевая нагрузка). 6. Сделать выводы о рациональном режиме бурения с оптимальными параметрами. 7. Нарисовать графики зависимости V мех от G, τ и Ɵ. 57 Лабораторная работа № 5 Технология управления скважиной при газонефтеводопроявлениях. Методы контроля давлений и ликвидации проявлений Ликвидация выбросов Ликвидация возникшего флюидопроявления состоит в удалении из скважины поступившего в нее флюида. Наиболее сложная ситуация имеет место при газопроявлении. В практике бурения скважин используют ряд методов, которые можно разделить на две группы: • удаление флюида при поддержании постоянного давления на забое скважины (методы-плавного глушения); • удаление флюида при изменяющемся давлении на забой скважины. Методы плавного глушения проявлений наиболее рациональны, так как при их использовании значительно снижается вероятность возникновения других осложнений, связанных с увеличением давления в скважине. При плавном глушении проявлений поступивший в скважину флюид удаляют путем промывки при закрытом превенторе и соответствующем противодавлении на устье, которое изменяют таким образом, чтобы обеспечить постоянное давление на забой. При этом дифференциальное забойное давление должно быть выбрано так чтобы предотвратить поступление новой порции флюида из пласта и в то же время не вызвать поглощения и других осложнений. Такая технология ликвидации проявлений способствует также сохранению коллекторских свойств пласта. Следует отметить, что, если при глушении проявления создать противодавление, при котором объемы закачиваемой и выходящей жидкостей будут равны, то при подъеме газового пузыря его давление практически не изменится. Это приведет к росту давления в скважине (например, при подъеме пузыря до устья давление на забое будет примерно равно удвоенному пластовому давлению) и как следствие, к гидроразрывам пород с поглощением и последующим бурным проявлением. Поэтому при подъеме газовой пачки ее объем должен возрастать, а давление газа - снижаться. Методы глушения проявления различаются по местонахождению колонны труб в скважине, последовательности проведения работ, способу контроля за давлением на забое. К плавным методам глушения проявлений относятся следующие методы : • Метод бурильщика. • Метод ожидания и утяжеления. • Непрерывный метод. Метод бурильщика. При этом варианте проведения работ ликвидация выброса осуществляется в два этапа. На первом этапе (первый цикл циркуляции) 58 происходит вымывание флюида из скважины раствором старой плотности. В течении второго цикла в скважину закачивают утяжеленный буровой раствор требуемой плотности для уравновешивания пластового давления. Метод ожидания и утяжеления. При этом варианте проведения работ скважину закрывают и приготовляют утяжеленный буровой раствор требуемой плотности. Флюид удаляют из скважины с одновременной закачкой утяжеленного бурового раствора. Непрерывный метод. При этом варианте проведения работ немедленно начинается вымыв пластового флюида с одновременным увеличением плотности бурового раствора с максимально возможной скоростью. При этом плотность бурового раствора следует повысить до значения, необходимого для глушения, в процессе циркуляции. Метод бурильщика наиболее прост в использовании и позволяет немедленно начинать вымывание флюида. Однако при этом требуются по меньшей мере два полных цикла циркуляции для ликвидации проявления, что приводит к более высокому устьевому давлению, чем в двух других методах. Метод ожидания и утяжеления позволяет заглушить скважину за один цикл циркуляции, а также обеспечивает снижение до минимума устьевого давления во время вымыва флюида. Непрерывный метод позволяет начинать вымыв сразу же после закрытия скважины, но требует регулирования давления в бурильных трубах (при повышенной плотности бурового раствора), чтобы поддерживать постоянное давление на забое. Давление в обсадной колонне находится в диапазоне значений для первых двух методов. 59 Если во время начального вымыва плотность бурового раствора не может быть увеличина достаточно, чтобы обеспечить глушение скважины, то требуются по крайней мере два полных цикла промывки. Если проявление произошло во время СПО или когда трубы находятся вне скважины, то по возможности колонна должна быть спущена до забоя, чтобы можно было использовать метод поддержания постоянного давления на забое. Для этого требуется обеспечить свободный или принудительный спуск труб в скважину через герметизированное устье. Во всех трех перечисленных вариантах борьбы с нефте-газопроявлениями, давление в нагнетательной линии может служить показателем, контролирующим давление на забое, а его величина регулируется штуцером на выкидной линии превентора, т.е. противодавлением на устье. Методы плавного глушения проявлений, основанные на контроле за давлением в нагнетательной линии, применимы в различных вариантах технологии проведения работ при поступлении в скважину любых флюидов. Важным их преимуществом является простота расчетов технологических параметров процесса глушения, а также отсутствие необходимости в достоверной информации о геометрических размерах кольцевого зазора в открытом стволе. Это предопределяет их широкое применение в зарубежной и отечественной практике. К недостаткам этих методов глушения можно отнести необходимость использования постоянной подачи насоса, несинхронность изменения давлений в кольцевом пространстве, на устье и в нагнетательной линии и др. Если во время вымыва пластового флюида забойное давление поддерживается постоянным, то по мере подхода к устью газ будет расширяться. Поскольку газ гораздо менее плотный, чем буровой раствор, увеличение длины газовой пачки вызывает снижение гидростатического давления и повышение давления в обсадной колонне. На длину газовой пачки и, следовательно, на давление в обсадной колонне влияют размер проявляющей зоны, интенсивность проявления, расширение газа по мере вымыва и геометрия ствола. Принцип вымыва пластового флюида при постоянной подаче насоса и поддержании неизменного давления в бурильных трубах является основой всех методов ликвидации проявлений с поддержанием постоянного забойного давления. При изменении плотности закачиваемого бурового раствора меняются как гидростатическое давление, так и потери давления на трение в бурильных трубах; таким образом, для поддержания постоянного забойного давления необходимо регулировать давление в бурильных трубах. Процедуры поддержания постоянного забойного давления во время изменения плотности бурового раствора для трех основных методов глушения различны. 60 При использовании метода бурильщика поступивший в скважину пластовый флюид полностью вымывается без изменения плотности бурового раствора, затрубное пространство и бурильные трубы заполняются буровым раствором одинаковой плотности; следовательно, по давлению в затрубном пространстве в этом случае можно точно судить о забойном давлении. Такая ситуация сохраняется до тех пор, пока плотность бурового раствора в затрубном пространстве не изменится. При прекращении циркуляции давление в бурильных трубах будет равно давлению в обсадной колонне, если весь пластовый флюид уже вымыт. После доведения плотности бурового раствора в емкостях до необходимого для глушения значения циркуляция восстанавливается и в это время поддерживается постоянное давление в затрубном пространстве. Постоянное давление в обсадной колонне сохраняется до тех пор, пока бурильные трубы не заполнятся раствором необходимой для глушения плотности. Когда этот раствор достигает долота определяют давление циркуляции в бурильных трубах и поддерживают его постоянным, пока раствор данной плотности не достигнет устья. Если буровой раствор с требуемой для глушения плотностью полностью заполнит скважину, то давление в бурильных трубах и в обсадной колонне при остановке насосов будут равны нулю. При использовании метода ожидания и утяжеления во время закачки бурового раствора для глушения, пластовый флюид все еще находится в затрубном пространстве. Поэтому давление в бурильных трубах - единственный надежный показатель забойного давления. Для поддержания постоянного забойного давления в бурильных трубах давление снижают по мере движения утяжеленного бурового раствора вниз по бурильной колонне. По мере нагнетания утяжеленного бурового раствора давление в бурильных трубах снижают, чтобы компенсировать увеличение плотности бурового раствора. Снижение давления нагнетания производится в соответствии с объемом закачанного бурового раствора, так что конечное давление нагнетания будет иметь место, когда утяжеленный буровой раствор достигнет долота. В дальнейшем это давление поддерживается до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не появится на выходе из скважины. 61 При использовании непрерывного метода вымыв пластовых флюидов начинается сразу же за стабилизацией давления после закрытия скважины. К увеличению плотности бурового раствора рекомендуется приступать как можно быстрее. Скорость наращивания плотности зависит как от подачи насоса, так и от эффективности системы приготовления бурового раствора. Необходимо отметить, что в случае проявления большой интенсивности равновесной плотности бурового раствора может оказаться недостаточно для глушения. Циркуляцию и утяжеление продолжают до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор выровненной плотности не появится на устье. Дальнейшее утяжеление и промывку ведут циклами и заканчивают, когда буровой раствор с плотностью глушения достигнет устья. При использовании всех трех методов для ликвидации проявления необходимо обеспечивать постоянное забойное давление во время вымыва флюида. Забойное давление поддерживается постоянным путем регулирования давления в бурильных трубах на уровне, зависящем от скорости закачки и плотности бурового раствора. Давление в бурильных трубах регулируется дросселем. При выборе расхода раствора для глушения проявления необходимо учитывать следующие факторы. Увеличение расхода ускоряет процесс глушения, повышает давление на пласт за счет сопротивления в кольцевом пространстве, а снижение расхода имеет преимущества в критических ситуациях. Это, в частности, обеспечение запаса давления в нагнетательной линии, снижение скорости утяжеления бурового раствора до уровня в соответствии с техническими возможностями устройств, получение резерва времени для принятия решений и т.д. Последняя группа требований более предпочтительна, и на практике рекомендуется применять один насос и поддерживать его подачу постоянно и равной 50% от максимально возможной подачи при установленных втулках. 62 Лабораторная работа № 6 Освоение процесса глушения скважины с использованием программно- тренажёрного комплекса Последовательность действий обучаемого при работе с задачей “ИМИТАЦИЯ ВЫБРОСОВ” следующая: 1. Установка стартовых значений На ПУЛЬТЕ БУРИЛЬЩИКА необходимо зажать тормоз лебедки, выключить лебёдку, ротор, РПДЭ. На ПУЛЬТЕ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ установить плотность раствора в скважине исходя из пластовых условий, заданных в сценарии. Начальную плотность раствора на входе рекомендуется рассчитывать по формуле: ρн0 = (Рпл + ΔРзаб) / (0.1× Н0) (17) где: Рпл - пластовое давление, кг/см2; ΔРзаб - диапазон безопасности на снижение забойного давления, кг/см2; Н0 - глубина скважины, м. |