Бурении нефтяных и газовых
 Скачать 1.63 Mb.
|
|
При роторном бурении 1. Выключить привод РПДЭ. 2. Выключить ротор. 3. Поднять квадрат, чтобы он вышел из стола ротора, зажать тормоз. 4. Выключить лебедку. 5. Выключить насосы. 6. Закрыть обе линии глушения. 7. Открыть одну из линий дросселирования 8. Открыть задвижку линии дросселирования на блоке дросселирования. 9. Открыть входную и выходную задвижку дросселя, которым предполагается работать. 10. Приоткрыть дроссель на этой линии. 11. Закрыть один из превенторов - универсальный или плашечный (на верхней линии) или плашечный на нижней линии. 12. Закрыть плавно дроссель. 13. Закрыть входную задвижку дросселя (на случай если дроссель пропускает). После герметизации устья скважины необходимо выждать 5 – 7 минут для стабилизации давлления, замерить давление на входе и выходе. Если давление на входе меньше давления на выходе, то в скважине есть флюид. При турбинном бурении 1. Выключить привод РПДЭ. 2. Поднять квадрат, чтобы он вышел из стола ротора, зажать тормоз. 3. Выключить лебедку. 4. Выключить насосы. 5. Закрыть обе линии глушения. 6. Открыть одну из линий дросселирования 7. Открыть задвижку линии дросселирования на блоке дросселирования. 8. Открыть входную и выходную задвижку дросселя, которым предполагается работать. 9. Приоткрыть дроссель на этой линии. 10. Закрыть один из превенторов - универсальный или плашечный (на верхней линии) или плашечный на нижней линии. 11. Закрыть плавно дроссель. 12. Закрыть входную задвижку дросселя (на случай если дроссель пропускает). 64 3. Расчёт параметров процесса После герметизации скважины для проведения работ по глушению нефтегазо-проявления необходимо рассчитать следующие параметры: • объём поступившего в скважину флюида (ΔW); • высоту столба флюида в кольцевом пространстве скважины (Lфл); • плотность поступившего флюида (ρфл); • определить вид флюида в соответствии с неравенствами: если ρфл ≤ 0.5 г/см3, то флюид – газ; иначе – жидкость; • пластовое давление; • плотность бурового раствора, необходимую для глушения; • рассчитать давление на входе, которое необходимо поддерживать при вымывании флюида. 4. Включение циркуляции Для этого рекомендуется приоткрыть дроссель и включить один из насосов на половину максимальной производительности. Вымывание флюида можно осуществлять как раствором старой плотности, так и одновременно с закачкой утяжеленного раствора. Приготовление утяжеленного раствора имитируется путем задания значения новой плотности на задатчике плотности. Закачка утяжеленного раствора в скважину отображается другим цветом. Границы корректности раствора по плотности: ρзад + Δρн < ρур < ρзад - Δρн (18) где: ρур - плотность утяжеленного раствора, г/см3; Δρн - точность регулирования по плотности, г/см3 (0.01 г/см3). В процессе вымывания флюида из скважины и закачки утяжеленного раствора рекомендуется поддерживать давление нагнетания таким образом, чтобы значение забойного давления попадало в следующие диапазоны безопасности: Рпл < Рзаб < Рпгл (19) Если выполняется неравенство: Рзаб > Рпгл (20) где: Рпл - пластовое давление, МПа; Рзаб - забойное давление, МПа; Рпгл - давление начала поглощения (задается в сценарии), МПа то имеет место аварийная ситуация “ПОГЛОЩЕНИЕ”. Для ее ликвидации рекомендуется приоткрыть дроссель. Если выполняется неравенство: 65 Рзаб < Рпл (21) то имеет место аварийная ситуация “ПРОЯВЛЕНИЕ” или “ВТОРИЧНОЕ ПОСТУПЛЕНИЕ”. “ПРОЯВЛЕНИЕ” возможно в ситуации, когда скважина после запуска задачи еще не загерметизирована и нижняя граница флюида не оторвалась от забоя. В первом случае рекомендуется закрыть скважину, во втором - прикрыть дроссель. Регулирование давления нагнетания, забойного давления и давления на выходе осуществляется дросселем. Если в процеее ликвидации выброса давление на насосе превысило максимально допустимое значение, т.е.: Рн > Рн.mах (22) где: Рн - текущее давление нагнетания, кг/см2; Рн.max - максимально допустимое значение для данной скорости, кг/см2; то произошла аварийная ситуация “ПЕРЕГРУЗКА НАСОСА” и насос не работает. Чтобы “починить” насос нужно выключить его привод, а затем опять включить. Если в процесс имитации был закрыт глухой превентор, то имеет место аварийная ситуация “ЗАКРЫТ ГЛУХОЙ ПРЕВЕНТОР”, так как инструмент находится на забое и закрывать глухой превентор нельзя. Для ликвидации ситуации необходимо открыть глухой превентор. Циркуляция продолжается до тех пор, пока весь флюид не будет вымыт из КП скважины. Если вымывание флюида осуществлялось раствором старой плотности, то после удаления флюида из КП рекомендуется закрыть скважину. При этом давления на входе и на выходе в закрытой скважине должны быть примерно одинаковы и равны первоначальному давлению на входе в закрытой скважине. После чего требуется приготовить и закачать в скважину утяжеленный раствор. 5. Приготовление раствора новой плотности Приготовление раствора новой плотности в емкостях можно с имитировать следующим образом: на задатчике плотности раствора в емкости 1 и емкости 2 задать новую плотность утяжеленного раствора. 6. 3акачивание утяжеленного раствора После приготовления раствора новой плотности требуется включить циркуляцию и закачивать в скважину утяжеленный раствор до появления его на устье. В процессе закачки утяжеленного раствора рекомендуется поддерживать забойное давление таким образом, чтобы оно входило в диапазон безопасности (19). Для этого необходимо поддерживать на выходе постоянное давление, равное заданному давлению 66 на выходе, пока вся колонна бурильных труб не будет заполнена утяжеленным раствором. Когда утяжеленный раствор достигнет долота, записать давление нагнетания и поддерживать его постоянным до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не появится на устье. Если вымывание флюида осуществляется раствором новой плотности, то после вымывания флюида из КП требуется время, чтобы утяжеленный раствор заполнил всю скважину и появился на устье. При этом в процессе заполнения утяжеленным раствором колонны бурильных труб и кольцевого пространства рекомендуется регулировать забойное давление так, как описано выше. 7. Герметизация скважины После вымывания флюида и заполнения всей скважины утяжеленным раствором необходимо загерметизировать скважину. При закрытии заглушенной скважины давления на входе и на выходе должны быть равны нулю. Если имеется давление на выходе, а на входе давление равно нулю, значит, в затрубном пространстве еще есть флюид. В этих условиях требуется восстановить циркуляцию и вымыть флюид. Существование давление на входе означает, что плотность утяжеленного бурового раствора недостаточна и скважина не заглушена. При этом необходимо приготовить новый раствор, восстановить циркуляцию и закачать его в скважину. Если скважина заглушена, следует проверить отсутствие течения через дроссель и открыть превентор. При этом гидростатическое давление в открытой скважине должно находится в диапазоне: Рпл < Ргс.кп < Рпл + ΔРзаб (23) где: Ргс.кп - гидростатическое давление в КП, МПа. На этом ликвидация выброса заканчивается. 67 Лабораторная работа №7 Освоение процесса цементирования с использованием программно- тренажёрного комплекса Методика цементирования Проницаемые пласты, вскрытые скважиной, разобщают друг от друга для того, чтобы устранить возможность перетока жидкости из одного объекта в другой или в атмосферу и таким образом предотвратить непроизводительное расходование запаса энергии в продуктивных горизонтах, проникновение в них чуждых вод и ухудшение коллекторских свойств, исключить опасность загрязнения окружающей среды, воз- никновения взрывов и пожаров на территории близ скважины, а также опасности несчастных случаев с людьми. Основным методом разобщения пластов в настоящее время является цементирование, т.е. заполнения заданного интервала заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материлов, способной в покое затвердевать и превращаться в практически непроницаемый камень. В нефтегазодобывающей промышленности используют несколько способов цементирования. В зависимости от характера решаемых задач их можно разделить на следующие группы [24,25]: • способы первичного цементирования; • способы ремонтного цементирования; • способы изоляции зон поглощения; • способы установки цементных мостов. Первичное цементирование осуществляется сразу же после спуска в скважину обсадной колонны и имеет целью разобщение проницаемых пластов друг от друга и защиту наружной поверхности обсадной колонны (ОК) от коррозии пластовыми жидкостями, а также повышение устойчивости стенок скважины и обсадной колонны. Существует несколько способов первичного цементирования: • одноступенчатый, • многоступенчатый, • манжетный, • обратный. 68 Наиболее распространенным и часто встречающимся на практике способом ного цементирования является одноступенчатый способ [24,25,26 ]. Он заключается в следующем. После окончания промывки скважины на обсадную колонну навинчивают цементировочную головку, в которую вставлены нижняя и верхняя разделительные пробки, удерживаемые от сползания вниз стопорами. К отводам головки просоединяют трубопроводы от цементировочных агрегатов (ЦА). Цементирование осуществляется следующим образом. Через нижний отвод цементировочной головки в обсадную колонну закачивается буферная жидкость. При выходе тампонажного раствора в заколонное пространство буфер не позволяет цементу перемешиваться с промывочным раствором и таким образом предохраняет его от порчи, а также очищает стенки скважины от глинистой корки. Вывинчивают стопор, удерживающий нижнюю пробку, и поверх нее в головку цементировочными насосами закачивают тампонажный раствор, который готовят с помощью специальных смесительных машин, установленных поблизости от скважины. Тампонажный раствор проталкивает нижнюю пробку по обсадной колонне. После закачки в обсадную колонну тампонажного раствора в объеме, достаточном для заполнения заданного интервала заколонного пространства скважины и участка колонны ниже стопорного кольца, закрывают краны на нижних боковых отводах головки и вывинчивают стопор, удерживающий верхнюю разделительную пробку. После того, как верхняя пробка войдет в обсадную колонну, вновь открывают краны на нижних боковых отводах головки и через них закачивают продавочную жидкость. В качестве продавочной обычно используют промывочную жидкость, которой была заполнена скважина либо воду. Нижняя пробка дойдя до упорного кольца в колонне, останавливается. Так как нагнетание жидкости в колонну продолжается, давление в ней после остановки нижней пробки быстро растет. Под воздействием разности давлений над пробкой и под ней мембрана в пробке разрушается и тампонажный раствор через проходной канал в пробке и отверстие в башмаке и башмачном патрубке вытесняется в заколонное пространство скважины. Плотность тампонажного раствора в большинстве случаев больше, чем промывочной жидкости в скважине. Поэтому в процессе закачки цементного раствора, до его выхода в КП, давление в цементировочной головке будет понижаться и может дойти до нуля. Во избежание этого рекомендуется закачку цемента осуществлять с противодавлением на устье. С момента начала вытеснения тампонажного раствора в заколонное пространство давление в цементировочной головке и в насосах увеличивается по мере продвижения верхней пробки вниз по колонне. 69 После посадки верхней пробки на нижнюю давление в колонне резко возрастает. Это служит сигналом для прекращения нагнетания продавочной жидкости в колонну - краны на головке закрывают, насосы останавливают, а скважину оставляют в покое на период твердения тампонажного раствора. Если обсадная колонна оборудована прочным и герметичным обратным клапаном, после остановки насосов избыточное давление в цементировочной головке обычно стравливают, плавно приоткрывая один из кранов. При цементировании длинных колонн, сигнал об остановке верхней пробки приходит на поверхность и регистрируется манометром на устье с запозданием на несколько секунд. Это опасно, так как закачка жидкости продолжается и под влиянием быстро возрастающего давления могут быть разрушены пробка, упорное кольцо или колонна. Во избежании этого целесообразно на некотором расстоянии от упорного кольца устанавливать сигнальное кольцо. Такое кольцо укрепляют в колонне при помощи тарировочных шпилек. Как только верхняя пробка сядет на сигнальное коль- цо, давление в колонне резко возрастает. Этот скачок давления будет зафиксирован на поверхности и операторы своевременно смогут прекратить закачку продавочной жидкости. Шпильки тарируются так, чтобы они срезались при повышении давления над верхней пробкой на 30-40атм. После срезания шпилек верхняя пробка вместе с сигнальным кольцом продолжает движение до схождения с нижней пробкой. Пробки и сигнальное кольцо изготовляют из легко разбуриваемого материала. Нижняя пробка служит для предотвращения перемешивания тампонажного раствора с буферной жидкостью при движении по обсадной колонне и для сдирания пленки промывочной жидкости с внутренней поверхности труб. Верхняя пробка предотвращает перемешивание тампонажного раствора с продавочной жидкостью. Имитация цементирования Задача “ИМИТАЦИЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ” моделирует процесс прямого одноступенчатого цементирования во времени и предназначена для отработки у обучаемых навыков безаварийного цементирования. В процессе работы имитационной задачи не контролируются требуемые объемы буферного и цементного растворов и корректные диапазоны по плотности и расходу при закачке буфера, цемента и продавки, а только правильная последовательность действий и общие аварийные ситуации, такие как поглощение, проявление и т.д. Модель имеет следующие ограничения и допущения: • моделируется только прямое одноступенчатое цементирование; • продуктивный и слабый по гидроразрыву пласты расположены на забое скважины. Последовательность действий обучаемого при работе с моделью “ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ” разбивается на следующие этапы. 70 Установка начальных значений На “пульте цементирования” необходимо органы управления привести в следующее состояние: • установить плотность раствора в баках 1 и 2 согласно пластовому давлению в сценарии. • переключатель емкостей в положение “ЗАКРЫТО”. • трехходовой кран в положение “ЗАКРЫТО”. • пробковый кран 1 в положение “ЗАКРЫТО”. • привод водоподающего насоса в положение “ВЫКЛЮЧЕНО”. • цементносмесительная машина в положение “ВЫКЛЮЧЕНО”. • цементировочный насос в положение “ВЫКЛЮЧЕНО”. • количество цементировочных насосов-1 • пробковый кран 2 в положение “ОТКРЫТО” • пробковый кран 3 в положение “ОТКРЫТО”. На “посту цементировочной головки” необходимо органы управления привести в следующее состояние: • пробковый кран буферной жидкости в положение “ЗАКРЫТО”. • пробковый кран цементного раствора в положение “ЗАКРЫТО”. • пробковый кран продавочной жидкости в положение “ЗАКРЫТО”. • стопор верхней пробки в положение “ЗАКРЫТО”. • cтопор нижней пробки в положение “ЗАКРЫТО”. Превенторы должны быть открыты, линии глушения закрыты. Произвести СТАРТ задачи. При неверной установке начальных условий старт задачи не производится и регистрируется ошибка начальных установок. Лабораторная работа №8 Ловильный инструмент, применяемый для ликвидации аварий [3] Для первоочередных работ по ликвидации наиболее распространённых видов аварий рекомендуется иметь на буровой следующий минимум ловильного и вспомогательного инструмента: колокол типа К для захвата за замок и УБТ; колокол сквозной типа К для захвата за замок, муфту, УБТ; колокол гладкий для захватазамок и УБТ; метчик универсальный типа МБУ; метчик специальный типа МСЗ; воронки к колоколам и метчикам; центрирующие приспособления к метчикам; ловитель шишечный одинарный (ЛБП); 71 ловитель магнитный; гидроотклонитель ловильного инструмента. Весь ловильный инструмент должен быть оснащён переводниками для соединения с бурильной колонной. Инструмент должен быть комплектным, размеры ловильного инструмента и его узлов должны соответствовать размерам элементов бурильной колонны и устройств, работающих в данной скважине. Наибольший наружный диаметр узлов ловильного инструмента или воронки к нему для работы в осложнённых условиях должен быть на 25- 30 мм меньше диаметра скважины. В других случаях он должен быть меньше ствола скважины на 50-60 мм. Все ловильные инструменты, направляемые на буровую, независимо от средств транспортировки, должны сохранить целостность своих технико-технических параметров. ЛОВИТЕЛИ С ПРОМЫВКОЙ Ловители с промывкой предназначены для ловли оставшейся в скважине бурильной колонны за трубу или замок или за то и другое одновременно с промывкой скважины через захватываемую часть оставшейся бурильной колонны. Ловители изготовляют одинарные. Они захватывают элемент бурильной колонны только за один участок. На рис.5 приведена конструктивная схема ловителя. Он состоит из корпуса 2 с конической поверхностью в нижней внутренней части для движения плашек по ней и трубной резьбой на его концах для присоединения воронки 7. Внутри корпуса в специальные пазы впрессованы две шпонки, между которыми помещаются плашки 6 с ловильной резьбой специального профиля левого направления с внутренней стороны. 72 Рис.5 Ловитель с промывкой Резьбой захватывается извлекаемая часть колонны за трубу или замковое соединение. Имеющиеся на боковых поверхностях плашек пазы позволяют им равномерно перемещаться вдоль шпонок. Для исключения расхождения плашек в верхней части устанавливаются кольцо и резиновая манжета 5, имеющая внутренний диаметр захватываемого элемента бурильной колонны, что позволяет герметизировать его внутри корпуса и надёжно осуществить циркуляцию. Сверху манжеты устанавливается нажимная втулка 4 с надетой на неё спиральной пружиной 3. Все узлы начиная от плашек до спиральной пружины поджимаются переводником 1. Ловитель работает следующим образом: он присоединяется к колонне бурильных труб или к обсадной трубе и спускается на расчётную глубину. Лёгкими поворотами бурильных труб на 180-200° ловитель заводится в вертикальную часть оставленной колонны. Далее он опускается без вращения. В процессе спуска верхняя часть извлекаемой колонны, упираясь в плашки, раздвигает их и проходит через резиновую манжету. При последующей натяжке колонны плашки опускаются по корпусу и зажимают в ловитель бурильную колонну, а манжета 5 герметизирует пространство между корпусом ловителя и трубой. Ловитель - инструмент освобождающегося типа. Для освобождения ловителя натянутую колонну резко опускают вниз на 20-30см. При этом плашки, закрепившиеся на колонне, остаются на месте, а корпус со шпонками опускается. При дальнейшем вращении колонны вправо с медленным подъёмом плашки сбиваются, и ловитель освобождается. МЕТЧИКИ Метчики предназначаются для захвата за внутреннюю поверхность колонны труб, оканчивающуюся сверху муфтой или ниппелем бурильного замка, УБТ, переводником и, как исключение, высаженной частью бурильной трубы, и извлечения её из скважины. 73 Рис.6 Метчик универсальный МБУ Метчики выпускаются двух типов: универсальные (рис. 6) и специальные (рис. 7). Метчики бурильные универсальные (МБУ) применяют для захвата извлекаемой колонны ввинчиванием в тело элементов бурильной колонны. Метчики специальные (замковые) МСЗ используют для захвата ввинчиванием в замковую резьбу. Метчики изготовляют по ОСТ 26-02-1274- 75. Метчики указанных типов выполняются с правой и левой резьбой. Метчики с правой резьбой применяют для извлечения оставшейся колонны целиком, а с левой резьбой для отвинчивания и извлечения оставшейся колонны по частям. Метчики рекомендуют использовать в тех случаях, когда не удалось поднять колонну ловителем или в ходе ликвидации аварии требуются большие крутящие моменты и расхаживание бурильной колонны. Рис. 7 Метчик специальный замковый (МСЗ) После спуска колонны труб с метчиком на 3-5 м выше верха оставленной колонны восстанавливается циркуляция промывочной жидкости, уточняются вес спущенной колонны, давление и температура промывочной жидкости. 74 Нельзя спускать универсальный метчик на 80 см, а специальный на 20 см ниже расчётной глубины соединения. Нащупывают оставленную колонну на расчётной глубине. При попадании метчика внутрь колонны давление промывочной жидкости увеличивается, временно прекращается её циркуляция и снижается вес колонны. Последующим медленным вращением ротора (на 2-3 оборота) с нагрузкой 10-20 кН метчик закрепляют в оставленной колонне. Увеличение давления в первый момент и последующее снижение его до величины больше первоначальной указывают на циркуляцию жидкости через долото. Метчик докрепляется с нагрузкой 20-30 кН при 0,3-0,5 оборотах ротора до "отдачи" на 4-5 оборотов. Увеличение нагрузки на крюке свидетельствует о соединении метчика с бурильной колонной. Затем начинаются работы по освобождению с расхаживанием и интенсивной промывкой. |