Задание по лекции Методы управления скважиной. Мгновенные значения протекания процесса
 Скачать 16.55 Kb.
|
|
Вопрос № 1 Для выявления пластов с аномально высокими пластовыми давлениями до бурения скважин используются данные геологических изысканий, результаты геофизических исследований, информация о соседних скважинах. Рекомендуется отслеживать АВПД по нескольким (не менее, чем по трём) показателям: Мгновенные значения протекания процесса (механическая скорость бурения, скорость износа породоразрушающего инструмента); Средние значения протекания процесса в течении одного рейса (средняя механическая скорость, рейсовая скорость бурения, продолжительность, проходка за рейс, износ ПРИ); Средние значения протекания процесса в течение проходки всей скважины (коммерческая скорость бурения, техническая скорость бурения скважины, стоимость 1м. Бурения). Вопрос №2 В практике контроля процессов, происходящих в скважине и, в частности, контроля за газонефтеводопроявлениями выделяют первичные, вторичные и последующий барьеры, наличие которых гарантирует безопасность проводимых работ. Первичным барьером принято считать давление столба промывочной (или любой другой технологической) жидкости, обеспечивающей контроль над давлением во вскрываемых, а также вскрытых напорных коллекторах и препятствующей возникновению сил, способствующих проникновению пластового флюида в скважину. К вторичному барьеру относят: - кольцевые и плашечные превенторы, - превенторы с глухими/срезающими плашками, - вращающиеся превенторы и стрипперы, - шаровые краны, вставные и сбрасываемые превенторы, а также обратные клапаны. Последующие барьеры: В данную категорию можно отнести случаи: - открытых фонтанов - невозможность начала или возобновления циркуляции через трубы, - отсутствие труб в скважине или открытом стволе, - потере циркуляции, - чрезмерном давлении в обсадной колонне, И другие условия требующие проведения специальных операций для возобновления контроля над скважиной. Признаки газонефтеводопроявлений Все признаки начавшегося газонефтеводопроявления можно разделить на две группы – прямые (явные) и косвенные. К прямым (явным) признакам ГНВП относят: - перелив технологической жидкости через устье скважины при отсутствии циркуляции, как правило, фиксируется визуально или с помощью датчика объемной скорости жидкости (расходомера) на выходе из скважины (желобе) и указывает на интенсивное увеличение объема поступившего флюида, и связанное с этим уменьшение давления на проявляющий пласт; - увеличение объема выходящей из скважины технологической жидкости при неизменной подаче насоса фиксируется с помощью датчика объемной скорости жидкости (расходомера) на выходе из скважины (желобе), и указывает, на поступление и движение поступившего флюида с потоком технологической жидкости; - увеличение объема технологической жидкости в приемной или активной емкости фиксируется с помощью датчика уровня жидкости в приемной или активной емкости и указывает на поступление флюида в скважину, однако прямо не указывает на его движение; - увеличение/уменьшение объема технологической жидкости вытесняемой/доливаемой в скважину против расчетного при спуске/подъеме 21 инструмента фиксируется с помощью датчика уровня жидкости в приемной или доливной емкости и указывает на поступление флюида в скважину, однако прямо не указывает на его движение. К косвенным признакам ГНВП относят: - увеличение механической скорости бурения (ROP) при неизменном режиме бурения - появление серповидного (игольчатого) шлама на виброситах - уменьшение давления на выкиде из бурового насоса - увеличение крутящего момента на роторе (TOP Drive) - увеличение веса на крюке буровой установки - увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора - наличие газа в технологической жидкости Вопрос № 3 Для реализации «Мягкого закрытия» необходимо чтобы: - гидравлическая задвижка на линии дросселирования была полностью закрыта; - гидроуправляемый дроссель должен быть на 50 % открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор; - остальные дроссели и задвижки после них должны быть закрыты Действия для осуществления «Мягкого закрытия» скважины: - остановить технологический процесс; - открыть (с пульта дистанционного управления или непосредственно со станции) гидромеханическую задвижку на линии дросселирования; - закрыть (с пульта дистанционного управления или непосредственно со станции) кольцевой превентор, в случае необходимости закрыть плашечные превентор, перекрыть внутритрубное пространство (закрыть шаровый кран); - постепенно закрыть дроссель; - закрыть механическую задвижку после штуцера; - оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания избыточных давлений на устье через каждую минуту. Для реализации «Жесткого закрытия» необходимо чтобы: - гидравлическая задвижка на линии дросселирования была полностью закрыта; - гидроуправляемый дроссель должен быть закрыт, но открыты задвижки на вертикальный дегазатор; - остальные дроссели и задвижки после них должны быть закрыты. |