7.19.9. При положении долота выше глухих плашек (нижний спаренный превентор) на 0,4 – 0,5 м приостановить подъем и закрыть глухие плашки. Плавно через дроссель снизить давление в шлюзовой камере до атмосферного. Убедиться в герметичности глухих плашек превентора. Открыть ВУГП и закончить подъем.

7.19.10.В процессе подъема инструмента постоянно вести учет и контроль с регистрацией в специальном журнале (Журнал СПО) следующих параметров (данных):

- вес на крюке при неподвижном инструменте и в процессе движения;

- накопительный объем долитого раствора в скважину, соотношение фактического объема с расчетным;

- накопительный объем раствора, вытесненного азотом из бурильных труб при подъеме инструмента;

- избыточное давление (диапазон колебаний) на устье скважины через каждую поднятую свечу;

- работоспособность САУД;

- герметичность уплотнительных элементов ОП, дискового дросселя и обратных клапанов;

- величину давления в гидросистеме управления плашечными превенторами и ВУГП, отрегулированного для каждого элемента бурильного инструмента (тело трубы, замковое соединение, УБТ).

7.20. Технология проведения работ

7.20.1. Закончить вскрытие продуктивной толщи с регламентированной динамической депрессией DР_деп .

7.20.2. Промыть скважину в течение 2-х циклов с поддержанием заданного избыточного давленияна устье.

После каждого цикла промывки отобрать пробы в пробоотборнике циркуляционной системы и убедиться в качестве проведенной очистки промывочной жидкости от шлама и попутного газа.

7.20.3. Остановить циркуляцию. Закрыть дроссель. Наблюдать за избыточным давлением на устье скважины. При установившемся избыточном давлении будет иметь место равенство (7.3) и забойное давление станет равным пластовому.

Давление должно поддерживаться постоянным в продолжение всего периода подъема инструмента.

7.20.4. Отрегулировать систему САУД по программе =const , отрегулировать систему дискретного долива скважины.

7.20.5. Со скоростью 0,15 м/с поднять бурильный инструмент до выхода из ротора рабочей трубы.

Зарегистрировать объем промывочной жидкости долитой в скважину.

Убедиться в постоянстве =const .

Убедиться в герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в системе гидроуправления до минимально необходимой величины.

Закрыть КШН на рабочей трубе.

Отвернуть и установить в шурф рабочую трубу.

7.20.6. Снизить уровень промывочной жидкости в бурильных трубах на глубину h = 250 – 300 м нагнетанием азота.

При снижении уровня в трубах поддерживается в автоматическом режиме системой САУД, промывочная жидкость принимается в рабочую емкость с регистрацией уровня системой АМКД.

7.20.7. Остановить подачу азота. Проверить закрытие дросселя и стабилизацию =const .

Снизить давление в трубах до атмосферного. Снять нагнетательную головку с бурильных труб. Проверить положение уровня эхолотом.

7.20.8. Навернуть без докрепления машинными ключами бурильную трубу на КБТ, закрыть трубные плашки верхнего превентора, разгрузить колонну, отвернуть бурильную трубу и поднять ее из скважины.

7.20.9. Установить и надежно закрепить устьевой герметизатор на ВУГП.

Пропустить бурильную трубу через полиуретановый элемент и соединиться с КБТ.

7.20.10.Задать и поддерживать скорость подъема инструмента:

- от забоя до глубины на 75-100 м выше башмака промежуточно-эксплуатационной колонны – 0,15-0,20 м/с;

- продолжить подъем со скоростью 0,20 – 0,25 м/с;

- через каждые 500 м поднятых труб увеличивать скорость подъема на 0,05 – 0,10 м/с, но не более 0,35 м/с;

- протаскивание замковых соединений труб со скоростью не более 0,10 м/с;

- для УБТ – 0,20-0,25 м/с.

7.20.11.После подъема 75% опорожненных труб определение глубины нахождения уровня в инструменте производить эхолотом через каждую поднятую свечу.

7.20.12.Подъем труб необходимо приостановить при нахождении уровня раствора в верхней от устья свече.

Выполнить очередной цикл операций по опорожнению труб, повторив действия по п.п. 7.20.6 – 7.20.7.

7.20.13.Продолжить подъем труб в описанном выше порядке до глубины перехода на подъем инструмента спецустановкой. Расчет глубины перехода производится в приложении 3.

Приостановить подъем инструмента, раскрепить последнюю свечу от КБТ, закрыть верхний плашечный превентор, разгрузить КБТ на плашки, отвернуть свечу и установить ее на подсвечник.

7.20.14.Демонтировать ротор, демонтировать устьевой герметизатор и смонтировать установку для принудительного выполнения СПО в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

Спецустановкой является установка для принудительных СПО под давлением на устье скважины. Может быть использована установка УПС-1 с максимальным усилием задавливания 850 кН и рабочим ходом 2000 мм или другая в гидравлическом исполнении и грузоподъемностью не менее 250 кН из имеющихся на вооружении в противофонтанных военизированных частях (отрядах).

7.20.15.Последнюю операцию по опорожнению труб от раствора осуществить из расчета нахождения уровня раствора над долотом на высоте 10-15 м, не допуская нагнетания азота ниже долота.

7.20.16.При переходе на УБТ произвести регулирование давления в системе гидроуправления ВУГП применительно к УБТ.

Подъем УБТ осуществлять с таким расчетом, чтобы последней поднималась полная по длине свеча (с учетом забойного двигателя).

Перед подъемом последней свечи снизить уровень раствора в инструменте до долота.

7.20.17.При положении долота выше глухих плашек (нижний превентор) на 0,25 – 0,30 м приостановить подъем и закрыть глухие плашки. Плавно с помощью дросселя снизить давление в камере между нижним превентором и ВУГП до атмосферного. Убедиться в герметичности глухих плашек превентора.

7.20.18.Открыть ВУГП, закончить подъем инструмента. Долить скважину.

7.20.19.Весь персонал, участвующий в работах по заканчиванию скважин в депрессионных условиях, должен пройти обучение и инструктаж по специальным программам.

Программы должны содержать вопросы техники, технологии, правила безопасного ведения работ и пожаробезопасности в объеме, определяемом характером предстоящих работ. Программы разрабатываются ОАО НПО "Бурение" совместно с соисполнителями (Краснодарский компрессорный завод, Воронежский механический завод, ООО "БурГеоСервис" г. Тверь). Программы согласовываются с органами Госгортехнадзора.

7.20.20.Работы по СПО под давлением должны выполняться только в светлое время суток.

8. ТЕХНОЛОГИЯ СПУСКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ПРИ НАЛИЧИИ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ

Исходное положение

8.1. Продуктивный пласт вскрыт в условиях депрессии.

8.2. В процессе последующих работ (геолого-геофизические исследования, крепление скважины потайной колонной-хвостовиком) скважина постоянно заполнена дегазированным очищенным от шлама буровым раствором (нефть) плотностью r.

8.3. Указанные работы проведены с поддержанием на устье избыточного давления из условия предотвращения поступления пластового флюида (нефть с газом) в ствол скважины.

8.4. Максимальное избыточное давление на устье скважины Р_из к моменту начала спуска НКТ составляет:

, (8.1)

где Р_пл – пластовое давление по кровле продуктивного пласта, кгс/см²

Р_гс – гидростатическое давление бурового раствора, кгс/см² ;

Н – глубина кровли продуктивного пласта по вертикали, м.

8.5. На устье скважины установлены (см. схему) снизу-вверх:

- колонная головка;

- трубная головка фонтанной арматуры для подвески НКТ (без верхней части корпуса);

- спаренный превентор плашечный (нижние плашки глухие, верхние – трубные);

- крестовина ОП;

- плашечный превентор (плашки трубные);

- катушка с боковым отводом;

- превентор универсальный вращающийся.

8.6. Инструмент в скважине отсутствует. Устье скважины герметизировано нижним превентором глухими плашками. Блок дросселирования закрыт, и соответствующие задвижки манифольдной обвязки закрыты.

Подготовительные работы.

Необходимые технические средства

8.7. Подготовительные работы должны быть проведены с максимальным перекрытием предшествующих работ в скважине.

8.8. Подготовить штатный инструмент для спускоподъемных операций НКТ.

8.9. Насосно-компрессорные трубы (НКТ).

НКТ безмуфтовые типа НКБ по ГОСТ 633-80 помимо обычной подготовки (внешний осмотр, контроль резьб, шаблонирование и др.) специальной подготовки не требуют.

В случае использования гладких НКТ с муфтовыми соединениями на торцах (нижнем и верхнем) муфт должны быть сняты фаски под углов 18° к оси трубы.

НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм должны быть прошаблонированы жестким шаблоном диаметром 60 мм.

8.10. Комплект устройств для оборудования НКТ глухой съемной пробкой, включающий:

8.10.1. Нижнюю посадочную муфту с глухой пробкой в сборе.

8.10.2. Захватное устройство для посадки и извлечения глухой пробки – 2 шт.

8.10.3. Ясс механический для снятия глухой пробки.

8.10.4. Ясс гидравлический для снятия глухой пробки.

8.10.5. Грузовые штанги для спуска и работы яссом – 3 шт.

8.10.6. Башмачный патрубок НКТ длиной 300 – 400 мм с муфтой.

Патрубок должен иметь срез ("перо") по телу длиной 100 – 120 мм, на муфте сняты фаски под углом 18°.

8.10.7. Короткая труба НКТ (патрубок) для сборки компоновки "башмачный патрубок – нижняя посадочная муфта (с пробкой) – короткая НКТ – верхняя посадочная муфта" и спуска компоновки до глухих плашек превентора с расположением верхней посадочной муфты над стационарным захватом установки принудительных СПО.

Длина НКТ (патрубка) рассчитывается с учетом фактических габаритных размеров стволовой части ОП и высоты положения превентора с глухими плашками.

Позиции 8.10.1 – 8.10.6 конструкции и поставки ОАО НПО "Бурение". Могут быть использованы яссы другой имеющейся конструкции.

8.11. Трубные плашки превенторов под НКТ (Æ 73 мм) – 2 компл.

8.12. Устьевой герметизатор-стриппер под НКТ с переходной катушкой для установки на верхний плашечный превентор (см. п. 3.12 Регламента).

8.13. Комплект устройств для оборудования устья скважины после спуска НКТ:

8.13.1. "Груша" для подвески НКТ в трубной головке.

8.13.2. Верхний корпус трубной головки.

8.13.3. Клапан обратный устьевой BPV.

8.13.4. Задвижка фонтанной арматуры центральная; фонтанная арматура.

8.13.5. Уплотнительные кольца, крепежные детали для монтажа.

8.13.6. Двухниппельный патрубок длиной 450 – 500 мм для присоединения "груши" к НКТ.

8.14. Установка для принудительных СПО труб (для спуска НКТ под давлением).

Выбор установки по грузоподъемности и длине стержня перехвата осуществляется в соответствии с расчетом (см. ниже).

8.15. Лубрикатор для подъема из скважины через фонтанную арматуру компоновки "глухая пробка – захватное устройство – ясс – грузовые штанги" на тросе.

8.16. Цементировочный агрегат (ЦА) для долива НКТ при спуске, приема вытесняемого из скважины бурового раствора и регулирования давления в стволовой части ОП.

На каждом отсеке приемного бака ЦА должна быть мерная шкала с дополнительной градуировкой (при ее отсутствии) через каждые 50 л объема. Необходимо использовать ЦА с дисковыми затворами, разделяющими отсеки приемного бака, как более надежные по сравнению с тарельчатыми клапанами.

Линия приема бурового раствора в ЦА присоединяется к отводу блока дросселей, а также к подпорному насосу.

Линия долива должна быть:

- подведена к устью скважины и через шарнирные колена заканчиваться Г-образным патрубком Æ 42 – 48 мм;

- иметь отвод на манифольдную обвязку стволовой части ОП перед блоком дросселирования;

- иметь отвод для откачивания излишнего бурового раствора в приемную емкость, например, через свободный отвод пробоотборника.

Перед началом спуска НКТ один отсек приемного бака ЦА заполнен буровым раствором (нефтью) из приемной емкости.

Расчет необходимой грузоподъемности установки для спуска НКТ под давлением

Расчет необходимой грузоподъемности осуществляется из условия обеспечения необходимого максимального заталкивающего усилия F _макс спуска труб.

Максимальное заталкивающее усилие имеет место в начале спуска НКТ и составляет:

, (8.2)

где F _в – выталкивающая сила, обусловленная избыточным давлением на устье скважины;

F_c – сопротивление движению труб (муфт) в стриппере;

F _т – вес в воздухе компоновки низа НКТ (длина 5 – 6 м).

Принимаем F_c и F _т как взаимоисключаемые, незначительные в рассматриваемом случае по величине. Тогда F _макс = F _в .

(8.3)

Здесь D – наружный диаметр НКТ.

Необходимая грузоподъемность установки определяется по выражению

, (8.4)

где к – коэффициент запаса на грузоподъемность; к = 1,43 ¸ 1,45.

Принимается установка с грузоподъемностью не менее F _у .

Выбор установки по длине хода (длине перехвата)

Из соображений ускорения спуска НКТ целесообразно использование установки с длиной хода не менее длины одной трубы (L» 10 м).

8.17. Произвести следующие расчеты:

8.17.1. , (8.5)

где d – внутренний диаметр НКТ.

8.17.2. (8.6)

8.17.3. , (8.7)

где Е – модуль упругости материала труб; Е = 2,1 · 10⁶ кг/см² ;

s _т – предел текучести материала труб, кг/см² .

(8.8)

8.18. При желаемой длине перехвата L имеем:

(8.9)

8.18.1. Допустимая максимальная длина перехвата соответствует условию и рассчитывается по формуле:

(8.10)

8.18.2. При соотношении допустимая длина перехвата L рассчитывается по формуле:

(8.11)

8.19. Принимается установка для спуска НКТ под давлением, соответствующая грузоподъемности F _у и необходимой длине перехвата L _у = (1,43 ¸ 1,45)L .

Вспомогательные расчеты

8.20. Рассчитать длину спущенных НКТ L _п без долива их, при которой наступает состояние так называемой "плавающей колонны". За такое состояние принимается положение, когда вес НКТ по воздуху достигает величины выталкивающей силы F _в , обусловленной избыточным давлением на устье скважины.

, (8.12)

где q – вес 1 п.м. НКТ по воздуху.

8.21. Рассчитать объем спускаемых в скважину каждой трубы НКТ v_c и нарастающий объем V _с с учетом нахождения в НКТ глухой пробки:

(8.13)

, (8.14)

где - длина спущенной трубы в соответствии с мерой колонны;

к – коэффициент, учитывающий увеличение объема за счет муфт или соединительных концов труб, рассчитываемый в соответствии с типоразмером НКТ;

п – количество спущенных труб.

8.22. Рассчитать внутренний объем спускаемых в скважину НКТ v _в и нарастающий объем V _в :

(8.15)

, (8.16)

Порядок проведения работ

8.23. Вторую снизу пару плашек сдвоенного превентора (секция 3 рис. 1) и плашки верхнего превентора (секция 5 рис. 1) заменить на трубные плашки под диаметр НКТ.

8.24. Демонтировать ВУГП с тройниковой катушкой.

8.25. Установить на верхнем плашечном превенторе через переходную катушку стриппер под НКТ.

8.26. Смонтировать установку для принудительного спуска НКТ.

Захваты стационарного и подвижного блоков установки включить в режим "выталкивание".

8.27. Собрать на мостках буровой установку "башмачный патрубок – нижняя посадочная муфта с вмонтированной глухой пробкой – короткая НКТ (патрубок) – верхняя посадочная муфта без пробки".

8.28. Прокрепляя резьбовые соединения, пропустить собранную компоновку через стриппер, расположив башмачный патрубок на высоте 200 – 250 мм над глухими плашками нижнего превентора.

Камера над уплотнительным элементом стриппера должна быть заполнена нефтью для смазывания спускаемых труб

8.29. Нарастить трубу НКТ.

8.30. Осуществить захват трубы подвижным захватным устройством установки принудительного спуска труб с учетом расчетной длины перехвата L .

8.31. Герметизировать манифольдную обвязку стволовой части ОП. Убедиться в герметичности стриппера.

8.32. С помощью ЦА создать в камере между превентором с глухими плашками и стриппером давление Р_из .

8.33. Открыть превентор с глухими плашками.

8.34. Приступить к спуску НКТ с использованием установки принудительного спуска в соответствии с инструкцией по ее эксплуатации и соблюдением длины перехвата L .

8.35. Соблюдать следующий режим движения труб:

- от устья скважины, не доходя 200 – 250 м до "головы" хвостовика-фильтра (до башмака промежуточно-эксплуатационной колонны, если хвостовик не спускался) – 0,35 ¸ 0,25 м/с;

- далее, до проектной глубины спуска труб – 0,20 ¸ 0,15 м/с;

- пропуск муфт (соединений труб) через стриппер – 0,05 ¸ 0,10 м/с.

8.36. После спуска каждой трубы необходимо:

- открыть дроссель на блоке дросселирования;

- принять в приемный бак ЦА буровой раствор объемом v _с , убедиться в снижении возросшего давления на устье до величины Р_из , закрыть дроссель и продолжить спуск НКТ;

8.37. Спуск НКТ до достижения общей длины L _п (см. выше), т.е. до достижения состояния "плавающей колонны", осуществляется без долива буровым раствором.

Это предотвращает проскальзывание труб в клиновых захватах установки принудительного спуска труб и возможный "полет" НКТ.

8.38. После спуска НКТ длиной L _п с помощью ЦА осуществляется долив труб.

После заполнения труб и перевода тем самым спущенной части НКТ из состояния "плавающая колонна" в состояние "тяжелая колонна" дальнейший спуск осуществляется талевой системой буровой установки.

8.39. При доливе колонны по п. 8.38 необходимо проконтролировать соответствие фактического объема долитого бурового раствора расчетному.

8.40. После действий по п. 8.38 дальнейший спуск НКТ осуществлять с доливом через каждые 5 – 7 спущенных труб со сбросом объема V_с через каждую спущенную трубу.

8.41. Перед спуском последней трубы НКТ дальнейшие работы проводятся в следующем порядке.

8.41.1. Заполнить трубы буровым раствором. Убедиться в герметичности глухой пробки по отсутствию перелива бурового раствора из труб.

8.41.2. Присоединить и закрепить последнюю трубу НКТ.

8.41.3. Спустить колонну труб до выхода соединения предшествующей трубы из стриппера, не заходя соединением в верхний превентор. Нижерасположенное соединение труб при этом будет находиться ниже трубных плашек спаренного превентора.

8.41.4. Закрыть трубные плашки обоих превенторов.

8.41.5. С помощью ЦА создать давление в камере между превенторами величиной, в полтора раза превышающей величину избыточного давления .

8.41.6. Снизить давление под стриппером до атмосферного, принимая излившийся буровой раствор в бак ЦА.

8.41.7. Отрегулировать давление в гидросистеме управления верхним превентором до минимально необходимой величины, при которой сохраняется герметичность превентора.

8.41.8. Снизить давление в камере между превенторами до атмосферного. Отрегулировать давление в системе гидроуправления нижним превентором до минимально необходимой величины, исключающей пропуск. Закрыть дроссель. Оставить закрытыми оба превентора.

8.41.9. Отсоединить крепление переходной катушки к верхнему превентору и к манифольдной обвязке стволовой части ОП.

8.41.10. С помощью вспомогательной лебедки БУ приподнять переходную катушку со стриппером на высоту, позволяющую разместить на верхнем превенторе элеватор под НКТ.

8.41.11. Приподнять колонну НКТ и подвесить ее на элеваторе на верхнем превенторе.

8.41.12. Отсоединить и приподнять верхнюю трубу НКТ. Убрать с устья стриппер с переходной катушкой.

8.41.13. Присоединить и закрепить последнюю трубу колонны НКТ.

8.41.14. Приподнять колонну НКТ, убрать элеватор с превентора.

8.41.15. Открыть


29-04-2015, 00:32