Курс лекций содержание технические средства для испытания скважин
 Скачать 1.29 Mb.
|
|
руководитель работ или начальник отряда (группы), если испытание выполняется подрядной организацией. 5.2.14. Мера инструмента подбирается с таким расчетом, чтобы за 1м до места установки ИПТ и при посадки его в зоне плашек превентора находилось тело трубы, а не замок. Мера инструмента также должна быть подобрана с целью максимального приближения к стволу ротора устьевой головки. В противном случае должна устанавливаться площадка с перилами и лестницей. 5.2.15. Перед испытанием объекта необходимо провести кавернометрию ствола скважины в интервале: забой – 100+150 м и выше. 5.2.16. Последний спуск инструмента на бурение перед испытанием должен производиться с обязательной проработкой всех ранее отмеченных интервалов затяжек и посадок. При наличии значительных затяжек при подъеме инструмсента ствол скважины дополнительно прорабатывается и промывается. Продолжительность промывки определяется необходимостью полного выравнивания параметров полногго бурового раствора в соответствии с требованиями ГТН и не должна быть меньше 1,5-2,0 циклов. 5.2.17. Перед испытанием объекта проводятся работы по определению допустимого стояния ИПТ на забое по описанной выше технологии. Применение испытателей пластов в поисковых скважинах без предварительного определения допустимого времени испытания запрещаются. 5.3. Производство работ. 5.3.1. Сборка ИПТ производится на приемных мостках секциями по 3-4 узла в каждой. Запрещается неполное свинчивание замковых резьб при сборке ИПТ на мостках. 5.3.2. Отдельные секции после подачи их на устье скважины свинчиваются между собой вручную цепными или машинными ключами. 5.3.3. Все замковые соединения узлов ИПТ подкрепляются на устье скважины АКБ или машинными ключами. При этом инструмент должен быть закреплен в клиньях ротора или установлен на элеватор или специальный хомут и разгружен. При докреплении необходимо внимательно следить за возможным отворотом в вышерасполоенных резьбовых соединениях. Запрещается докреплять резьбовые соединения инструмента на весу. 5.3.4. При спуске необходимо строго соблюдать технологические требования, изложенные в разделе 5. Дополнительно предусматриваются следующие меры. 5.3.4.1. В процессе спуска необходимо постоянно следить за герметичностью труб по интенсивности вытеснения бурового раствора из скважины. Периодически после спуска каждых 500-600 м труб необходимо остановить процесс и в течение не менее 5 минут проследить за состоянием жидкости в затрубном пространстве в трубах. 5.3.4.2. Если в ходе спуска ИПТ выход промывочной жидкости из скважины уменьшился, а из бурильных труб перелива или выделения воздуха нет, необходимо уменьшить скорость спуска до 0,3-0,5 м/с. 5.3.4.3. Если выход раствора из скважины прекратился совсем, а из трубперелива жидкости или выделения воздуха нет, немедленно начать долив затрубного пространства, посадить очередную трубу на ротор и прекратить спуск до полного восстановления уровня жидкости в затрубном пространстве, при отсутствии признаков разгазирования бурового раствора в скважине спуск ИПТ продолжить, уменьшив, скорость до 0,5-0,7 м/с. 5.3.4.4. В случае резкого снижения уровня раствора в затрубном пространстве и обильном выделении жидкости долива или воздуха из труб необходимо: немедленно организовать долив свежего бурового раствора в затрубное пространство; прекратить спуск ИПТ; навернуть запасную трубу с закрепленным на ней обратным клапаном (шаровым краном или устьевой головкой с краном высокого давления); открыть промывочный клапан ИПТ; обратным прокачиванием раствора удалить из труб жидкого долива; промыть скважину до полного выравнивания свойств раствора; приступить к подъему ИПТ. 5.3.4.5. Во всех случаях при обнаружении негерметичности инструмента необходимо прекратить спуск, промыть скважину и приступить к подъему. 5.3.4.6. При появлении признаков нефтегазопроявлений в ходе спуска ИПТ необходимо: в случае незначительной интенсивности проявлений («кипение» раствора) продолжить спуск инструмента до тех пор, пока не начнется перелив. Как только начался перелив необходимо прекратить спуск, навернуть запасную трубу с обратным клапаном, открыть аварийную задвижку на рабочем отводе, закрыть превентор; если инструмент спущен до проявляющего пласта, начать закачку промывочной жидкости в трубы с целью открытия циркуляционного клапана, после чего промыть скважину обратной циркуляцией с дегазацией промывочной жидкости через дегазационно-доливную емкость; если инструмента спущенно не достаточно, закрыть задвижку на рабочем отводе и наблюдать за темпом роста устьевого давления. При росте его выше давления опрессовки промежуточной колонны производить периодическое стравливание; немедленно сообщить о начавшихся нефтегазопроявлениях руководству. 5.3.4.7. Ликвидация возникшего осложнения должна производиться по специальному плану обученными специалистами. 5.3.5. Непосредственно в процессе опробования наблюдение за интенсивностью проявления пласта по выходу воздуха из труб или по переливу жидкости должно производиться за пределами буровой установки. В пределах буровой контроль за притоком производится по показаниям манометра, газового счетчика или расходомера, если последние включены в схему обвязки устьевого оборудования. Категорически запрещается использовать для наблюдения различные элементы устьевой обвязки, расположенные в пределах буровой (незаглушенные гнезда под манометры, незаглушенные вводы на манифольдной линии и др.), и применять открытый огонь для проверки наличия углеводородных газов. 5.3.6. Снятие инструмента с забоя по окончании испытания должно производиться с соблюдением всех технологических требований, исключающих возможность нарушения колонны бурильных труб. 6. Классификация скважин по назначению, виды и способы бурения. Бурение нефтяных и газовых скважин носит название «строительство» поскольку оно является одним из видов капитальных вложений в нефтегазодобывающей промышленности. По назначению (цели бурения) скважины подразделяются на: структурно-поисковые; опорно-параметрические; разведочные; оценочные; эксплуатационные; нагнетательные; контрольные и наблюдательные. По виду бурения скважины делятся на: вертикальные; наклонно-направленные (одиночные и бурящиеся с кустовых площадок); горизонтальные; разветвленные (многозабойные); бурящиеся на акваториях. Способы бурения нефтяных и газовых скважин: роторный; с использованием забойных двигателей (трубобуров, роторно- и реактивно турбинных буров, винтовых двигателей, электробуров). 7. Организация буровых работ, технико-экономические показатели строительства скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин осуществляется силами самостоятельных специализированных предприятий – управлениями буровых работ (УБР), экспедициями и другими предприятиями – подрядчиками. Заказчиками строительства скважин могут быть Государственный комитет РФ по геологии, нефтегазодобывающие предприятия. Основной целью функционирования буровых предприятий является получение прибыли за счет строительства скважин, которые, в свою очередь, становятся основными производственными фондами заказчика. Строительство скважин – сложный, многостадийный процесс включающий в себя затраты времени на: а) подготовительные – работы к строительству скважины (Тпс); б) строительство или передвижение и монтаж буровой вышки и привышечных сооружений (Тст); в) монтаж бурового и силового оборудования (Тм); г) подготовительные работы к собственно бурению скважины (Тпб); д) бурение и крепление ствола скважины (Тк); е) испытание (опробование) пластов на продуктивность (Ти); ж) демонтаж бурового и силового оборудования, разборку или подготовку к передвижению вышки, привышечных сооружений (Тд). Выполнение перечисленных этапов работ требует создания в буровом предприятии соответствующих специализированных подразделений. Примерная организационная структура такого предприятия предоставляется следующим образом:
|