Закрытие – специальным инструментом (захват) в составе бурильной колонны или колонны НКТ

Таблица 6.1

Преимущества КОС:

1) при закрытом КОСе обеспечивается безопасный спуско-подъем инструмента (бурильный, хвостовик. НКТ) в интервале выше установки КОС, без глушения скважины и герметизации устья;

2) управляемое закрытие КОС после заведения в него инструмента (долото и бурильная труба. НКТ);

3) управляемое открытие КОС в момент подхода инструмента к клапану-отсекателю;

4) безопасный спуск перфорированию хвостовика в интервале выше установки КОСа;

5) безопасный спуско-подъем НКТ в интервале выше КОСа при их установке и замене;

6) закрытие скважины на консервацию без глушения скважины (закрытом КОС).

6.3.1. Описание конструкции

На рис. 6.1 показан стационарный клапан-отсекатель (КОС) в открытом положении. Он состоит из собственно клапана-отсекателя, включающего хлопушку 1, седло 2 размещенных в корпусе 3, плунжера 4, соединенного при помощи спецмуфты 5 и патрубка 6 с захватом цанговой муфтой 7. Корпус 3 при помощи переводника 8 соединен с обсадной трубой 9 и муфтой 10 такого диаметра, как и эксплуатационная колонна, с которой он соединяется. В корпусе 3 так же размещен пружинный фиксатор 11 для фиксации плунжера в положении клапана «Закрыто».

На рис. 6.2 показан КОС в закрытом положении. С эксплуатационной колонной КОС соединяется муфтой 10 и переводником 12.

КОС спускается в скважину в открытом положении.

6.3.2. Последовательность операций при применении КОС

На рис. 6.3 показана схема применения стационарного клапана-отсекателя на примере КОС-119-168.

6.3.2.1. Компоновка низа эксплуатационной колонны: башмак, одна труба Æ 168 мм, обратный клапан, 50 м труб Æ 168 мм, КОС-119, обсадные трубы по устье скважины.

6.3.2.2. После спуска и эксплуатационной колонны производится ее цементирование по принятой технологии, см. схему рис. 6.3.

6.3.2.3. Для разбуривания обратного клапана и вскрытия продуктивного пласта в скважину спускается бурильный инструмент. При этом в состав КНБК включаются два обратных клапана КОБТ-95 и цанговый захват КОС-119-168.02 устанавливаемые над забойным двигателем.

Цанговый захват рис. 6.4 для управления закрытием КОСа после заведения долота в плунжер КОСа при подъеме инструмента.

При бурении и в начале подъема бурильного инструмента устье скважины должно быть загерметизированно.

Подъем бурильной колонны

6.3.2.4. Остановить промывку скважины, сбросить давление в БТ и со скоростью 0,15 м/с поднять бурильный инструмент до выхода из ротора ведущей рабочей трубы.

Зарегистрировать объем промывочной жидкости долитой в скважину.

Убедиться в постоянстве избыточного давления на устье скважины

().

6.3.2.5. Убедиться в герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в системе гидроуправления до минимально необходимого значения, при котором отсутствуют пропуски.

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·D ² · (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;

= (7.3)

где - избыточное давление на устье при вскрытии продуктивных пластов; принимается равным 0,5 МПа;

DР_тр – потери давления на трение в затрубном пространстве;

DР_деп – депрессия на пласт.

7.10.5. Расчет Q _А

Частичное опорожнение КБТ

SQ_A = Q_{A 1} + Q_{A 2} + Q_{A 3} (7.4)

где Q_{A 1} = 0,785 ·

Q_{A 2} = 0,785 ·

Q_{A 3} = 0,785 ·

Полное опорожнение КБТ

SQ_A = Q_{A 1} + Q_{A 2} (7.5)

где Q_{A 1} = 0,785 ·

Q_{A 2} = 0,785 ·

где d _н , d _вн , D _н , D _вн – наружные и внутренние диаметры бурильных труб и УБТ соответственно;

l ₁ – длина опорожненных бурильных труб;

l ₂ – длина бурильных труб с промывочной жидкостью;

l ₃ – длина УБТ с промывочной жидкостью

l ₄ – длина опорожненных УБТ.

7.10.6. Расчет Q_q

Q_{q 1} = q _БТ (l ₁ +l ₂ ) + q _УБТ ·l ₃ + Q _ВЗД – при частичном опорожнении (7.6)

Q_{q 2} = q _БТ ·l ₁ + q _УБТ ·l ₄ + Q _ВЗД – при полном опорожнении (7.7)

где q _БТ – вес погонного метра бурильных труб в воздухе с учетом веса замковых соединений;

q _УБТ – вес погонного метра УБТ в воздухе;

Q _ВЗД – вес винтового забойного двигателя

7.10.7. Расчет Q _тр

В общем виде сила сопротивления движению инструмента в уплотнительном элементе определяется формулой

Q _тр = f · Р_упл · pDh (7.8)

где f – коэффициент трения, зависящий от материала уплотнительного элемента;

Р_упл – давление в гидросистеме станции управления ОП;

H – высота активной части плашки или герметизатора ВУГП (стриппера).

Расчет Q _тр по (7.8) носит чисто условный характер и обязательно должен проверяться при заводских испытаниях с протаскиванием имитатора бурильной трубы, замкового соединения и УБТ и подтверждаться промысловыми испытаниями.

7.11. При нахождении КБТ на глубине 500 м (см. п. 7.8.3) произвести ее расхаживание на длину одной трубы и зарегистрировать нагрузку на крюке F при установившемся движении инструмента со скоростью 0,15 – 0,20 м/с.

7.12. Закрыть верхний плашечный превентор, создать давление в затрубном пространстве равное и при давлениях в гидросистеме станции управления ОП Р_упл = (40, 60, 80 и 100) кгс/см² произвести расхаживание инструмента на длине одной трубы со скоростью 0,15 – 0,20 м/с.

Зарегистрировать вес на крюке G _1, G ₂ , G ₃ иG ₄ .

7.13. Повторить операции по предыдущему пункту с герметизацией КБТ на ВУГП.

Зарегистрировать вес на крюке при расхаживании инструмента по телу трубы G _5, G ₆ , G ₇ иG ₈ и по протаскиванию замковых соединенийG _9, G ₁₀ , G ₁₁ иG ₁₂ .

7.14. Операцию по п. 7.12 повторить с герметизацией КБТ на бурильной трубе в устьевом герметизаторе-стриппере и зарегистрировать вес на крюке соединений G _13, G ₁₄ , G ₁₅ иG ₁₆ .

7.15. Поднять из скважины бурильные трубы, оставив УБТ и забойный двигатель с долотом.

Повторить операции по п. 7.12 с герметизацией УБТ на ВУГП.

Зарегистрировать вес на крюке при расхаживании УБТ со скоростью 0,10 – 0,15 м/с G _17, G ₁₈ , G ₁₉ иG ₂₀ .

7.16. Вычислить силы сопротивления движению инструмента в уплотнительных элементах ОП, используя полученные результаты G ₁ – G ₂₀ при давлениях в гидросистеме станции управления Р_упл = 40, 60, 80 и 100 кгс/см² .

Вес на крюке G = (Q_q + Q _тр ) – (Q_p + Q_A ) (7.9)

Q _тр = (G + Q_p + Q_A ) – Q_q (7.10)

По полученным результатам составить таблицу для практического пользования (см. численный пример к "Технологии СПО", приложение 1).

7.17. Расчет глубины (l ) нахождения КБТ в состоянии безразличного равновесия.

(Q_p + Q_A ) = (Q_q + Q _тр ) с учетом сил трения в герметизаторе.

(Q_p + Q_A ) = Q_q – без учета сил трения в герметизаторе.

7.17.1.1.Без учета Q _тр при полном опорожнении КБТ

(7.11)

где D – наружный диаметр элемента КБТ, который пропускается через герметизатор

l = l _БТ + l _УБТ + l _ВЗД (7.12)

В (7.11) известные значения D , , d _БТ , D _УБТ, l _УБТ , l _ВЗД , q _БТ , q _УБТ и Q _ВЗД и только l _БТ является неизвестной величиной, которая и определяется из приведенного равенства.

Знание величины l необходимо для принятия решения по режиму подъема КБТ и выбору установки для принудительных СПО.

7.18. Расчет грузоподъемности установки для принудительных СПО

Расчет осуществляется по максимальной величине выталкивающей силы со стороны скважины с учетом коэффициента запаса.

В общем случае максимальная результирующая сила определяется по формуле

(7.13)

Наибольшая величина F , когда поднимается (спускается) последняя свеча УБТ с забойным двигателем.

Грузоподъемность установки необходимая для безопасных работ по СПО должна быть равной: F _СПО = а F

где F – максимальная величина выталкивающей силы;

а – коэффициент запаса.

По рекомендациям зарубежных производителей установок для работ под давлением коэффициент а должен быть равным 1,40 – 1,45.

7.19. Основные условия и рекомендации по выполнению СПО под давлением:

7.19.1. "Технология СПО" предусматривает максимальное использование полиспастовой системы буровой установки и устанавливает границу перехода на подъем (спуск) с использованием спецустановки.

7.19.2. "Технология СПО" базируется на минимальных сопротивлениях в герметизирующих элементах ОП, при которых отсутствуют пропуски промывочной жидкости, т.е. при минимальных давлениях в гидросистеме управления (условия наиболее благоприятные для повышения ресурса герметизатора).

7.19.3. Для успешной реализации работ по СПО следует максимально использовать стриппер в качестве устьевого герметизатора и только при появлении малейших пропусков продолжить операцию с использованием ВУГП.

7.19.4. Скорость выполнения СПО ограничивается величиной избыточного давления на устье скважины и при =10-30 кгс/см² должна быть не более 0,30 – 0,35 м/с, а при более высоких значениях скорость СПО не должна превышать 0,20 – 0,25 м/с, протаскивание замковых и муфтовых соединений ограничивается скоростью не более 0,10 м/с.

7.19.5. Для предотвращения разлива бурового раствора при подъеме труб принять глубину дискретного опорожнения последних h = 250 – 300 м.

Давление на устье равное поддерживается в автоматическом режиме с помощью САУД, а выходящий из скважины раствор принимается в рабочую емкость с регистрацией объема системой АМКД.

7.19.6. Долив скважины осуществляется после подъема каждой свечи, при это давление на цементировочном агрегате не должно превышать установленного .

7.19.7. При переходе с подъема бурильных труб на УБТ произвести регулирование давления в системе гидроуправления ВУГП применительно к УБТ.

7.19.8.


29-04-2015, 00:32