Q _р = 0,785·10,5² ·15 = 1298 кг – по ВЗД

= 10 кгс/см²

3. Q _р = 0,785·8,9² ·10 = 622 кг – по телу

Q _р = 0,785·12,7² ·10 = 1266 кг – по замку

Q _р = 0,785·10,5² ·10 = 866 кг – по ВЗД

= 5 кгс/см²

4. Q _р = 0,785·8,9² ·5 = 311 кг – по телу

Q _р = 0,785·12,7² ·5 = 633 кг – по замку

Q _р = 0,785·10,5² ·5 = 433 кг – по ВЗД

По полученным значениям Q _р определить глубину l , на которой колонна бурильных труб будет находиться в состоянии безразличного равновесия, т.е. Q_р + Q_А = Q_q (без учета сил сопротивления в герметизирующем элементе)

5. Подъем с протаскиванием бурильных труб по телу

Q _р = 1243 кг при = 20 кгс/см²

Архимедова сила, действующая на бурильные трубы

Q_{A 1} = 0,785·0,089² (l – 3,74)·900 = (5,6l – 20,93) кг

Архимедова сила, действующая на ВЗД

Q_{A 2} = 0,785·0,105² ·3,74·900 = 29,1 кг

S(Q_{A 1} + Q_{A 2} ) = 5,6l – 20,93 + 29,1 = 5,6l + 8,17

6. Вес в воздухе БТ длиной (l – 3,74) м

Q_{q 1} = (l – 3,74)·20,41

Суммарный вес в воздухе БТ длиной (l – 3,74) и ВЗД

SQ_q = (l – 3,74)·20,41 + 180 = 20,41l + 103,7

7. Приравниваем:

S(Q_{A 1} + Q_{A 2} ) + Q_р = SQ_q

5,6l – 20,93 + 29,1 + 1243 = 20,41l + 103,7

Откуда l = 78 м

8. Подъем с протаскиванием замковых соединений

Q _р = 2532 кг при = 20 кгс/см²

5,6l – 20,93 + 29,1 + 2532 = 20,41l + 103,7

Откуда l = 164,5 м

9. Подъем с протаскиванием ВЗД

Q _А =29,1 кг, Q _р = 1731 кг при = 20 кгс/см²

29,1 + 1731 = 1760 кг и при q_ВЗД = 180 кг результирующая сила F = -1580 кгс, т.е. колонна "легкая" и выброс возможен.

Аналогичным образом выполняем расчеты для = 15, 10 и 5 кгс/см² .

Результаты расчетов сведены в таблицу П4.

Таблица П4

, кгс/см2	Протаскивание по телу				Протаскивание по замку				Протаскивание ВЗД, F, кгс
	SQA + SQР, кгс	SQq , кгс	F, кгс	l , м	SQA + SQР, кгс	SQq , кгс	F, кгс	l , м
20	1685	1685	0	78	3461	3461	0	165	-1580
15	1257	1257	0	57	2589	2589	0	122	-1147
10	829	829	0	36	1717	1717	0	79	-715
5	401	401	0	15	844	844	0	36	-282

Примечание.

1. Расчеты выполнены без учета сил сопротивления в герметизирующем элементе.

2. l – глубина нахождения бурильной колонны, на которой наступает состояние безразличного равновесия.

При Q_А + Q_Р = Q_q колонна бурильных труб находится в состоянии безразличного равновесия (F = 0).

При Q_А + Q_Р > Q_q колонна бурильных труб считается "легкой" и способна к выбросу из скважины (F < 0).

При Q_А + Q_Р < Q_q колонна бурильных труб считается "тяжелой" и выброс невозможен. (F > 0)

Технология подъема КБТ при избыточном давлении на устье скважины (в дальнейшем "Технология")

1. "Технология" предусматривает максимальное использование полиспастовой системы буровой установки и устанавливает границу перехода на подъем с использованием спецустановки.

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

Подъем КБТ в режиме № 1

Поднять бурильный инструмент со скоростью 0,15 – 0,20 м/с до выхода из ротора рабочей трубы.

Зарегистрировать объем бурового раствора долитого в скважину.

Убедиться в постоянстве избыточного давления на устье скважины, Р_изб = const .

Убедиться в герметичности уплотнительных элементов устьевого герметизатора (стриппера) и ВУГП на бурильной трубе.

Отрегулировать давление в гидросистеме управления ВУГП до минимальной величины, при которой отсутствуют пропуски.

Закрыть КШН на рабочей трубе.

Отвернуть и установить в шурф рабочую трубу.

Снизить уровень бурового раствора в бурильных трубах на глубину h = 250-300 м нагнетанием азота от баллонов азотного блока.

При снижении уровня в трубах:

- поддерживать на устье Р_изб = const с помощью САУДа;

- выходящий из скважины буровой раствор принимать в рабочую емкость с регистрацией его объема;

- остановить подачу азота, проверить закрытие дросселя и стабилизацию Р_изб = const .

Подъем инструмента с забоя скважины до глубины 200 м (см. табл. П4) сопровождается условием (Q_p + Q_A ) < Q_q , т.е. КБТ "тяжелая" и выброс невозможен.

Для успешной реализации работ по подъему инструмента в данном режиме следует:

- максимально использовать стриппер в качестве устьевого герметизатора, и только при появлении малейших пропусков продолжить подъем с использованием ВУГП;

- скорость подъема инструмента ограничивается по телу трубы до 0,25 м/с, протаскивание замковых соединений – не более 0,10 м/с;

- подъем труб осуществляется свечами с непрерывным доливом скважины и поддержанием на устье избыточного давления Р_изб = 20 кгс/см² (давление поддерживается в автоматическом режиме системой САУД)

Подъем КБТ в режиме № 2

С глубины 200 м дальнейший подъем осуществляется следующим образом:

- остановить движение инструмента, расположив очередное замковое соединение в районе крестовины ОП;

- закрыть нижний плашечный превентор;

- плавно сбросить давление до атмосферного в шлюзовой камере (нижний плашечный превентор – ВУГП);

- со скоростью 0,10 м/с протащить замок через ВУГП;

- создать в шлюзовой камере прежнее избыточное давление Р_изб = 20 кгс/см² ;

- открыть нижний плашечный превентор;

- продолжить подъем и остановить движение инструмента при заходе очередного замка в камеру шлюзования;

- операция по подъему методом шлюзования повторяется, а с глубины 165 м осуществляется в режиме № 3.

Подъем КБТ в режиме № 3

Работа по подъему выполняется персоналом буровой вахты совместно со специалистами военизированного отряда.

При достижении глубины нахождения КБТ 165 м остановить подъем и закрыть нижний плашечный превентор.

Смонтировать установку для принудительных СПО.

Продолжить подъем с одновременным использованием указанной установки с полиспастовой системой буровой установки.

Учитывая длительность монтажа канатно-полиспастовой установки для принудительных СПО и весьма сложный процесс ее эксплуатации по подъему инструмента, эффективнее в этом случае использовать гидравлическую установку, имеющуюся на вооружении военизированного отряда.

Существенным недостатком и этих установок является чрезвычайно малая высота рабочего хода – высота перехвата 1,3 ¸ 1,5 м.

Для подъема одной трубы длиной 12,5 м надо выполнить около 10 перехватов, что значительно замедляет темп подъема.

Основываясь на перечисленных технических недостатках канатно-полиспастовых и гидравлических установок, настоящим Регламентом предлагается следующий порядок проведения подъема инструмента с глубины 165 м:

1. Закрыть нижний плашечный превентор, и сбросить давление в шлюзовой камере.

2. В верхнем плашечном превенторе установить удерживающие плашки под тело бурильных труб Æ 89 мм.

3. Создать в шлюзовой камере избыточное давление =20 кгс/см² и открыть нижний плашечный превентор.

4. Сбросить избыточное давление с 20 кгс/см² до 5 кгс/см² и дать команду на подъем труб и долив скважины. Со скоростью 0,25 – 0,30 м/с поднять очередную свечу на высоту, достаточную для размещения элеватора. В целях обеспечения безопасных условий включить превентор с удерживающими плашками.

Закрыть дроссель. Отвернуть свечу и установить ее на подсвечник.

5. Оценка ситуации на начало подъема.

Архимедова сила

кгс.

Сила, вызванная действием избыточного давления Р_изб = 5 кгс/см²

кгс.

Вес инструмента в воздухе

кгс.

Результирующая сила F = 3471 – (931 + 310) = 2230 кгс.

Выброс инструмента исключается.

Дальнейшие расчеты сведены в таблицу.

Таблица

Данные приведены без учета сил трения в герметизирующем элементе.

Из приведенной таблицы следует, что при кратковременном снижении избыточного давления с Р_изб = 20 кгс/см² до Р_изб = 5 кгс/см² создаются благоприятные условия для подъема бурильных труб без риска их произвольного выброса.

Оценка объема пластового флюида, поступившего в скважину за период подъема инструмента при сниженном давлении на устье.

Скорость подъема v _п = 0,25 м/с.

Время подъема, t _п = 165/(0,25·60) = 11 мин.

Проектный дебит скважины, Q _Т = 60 м³ /сут.

Приток флюида за период подъема

м³ .

Высота столба поступившего флюида

м.

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Профилактические мероприятия по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин при вскрытии продуктивного пласта в депрессионных условиях

Настоящий проект Регламента носит соподчиненный характер по отношению к:

- "Инструкции по организации и проведению профилактической работы по предупреждению возникновения открытого фонтанирования скважин на предприятиях нефтяной промышленности", утвержденной Первым заместителем Министра энергетики И.А Матлашовым и Заместителем Министра РФ по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий М.И.Фалеевым. Инструкция введена в действие приказом Минэнерго России от 15.02.2001 г. № 52.

- "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утв. постановлением Госгортехнадзора РФ 05.06.2003 г № 56 (ПБНГП).

- "Технологии управления скважиной при газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях" РД 39-0147009-544-87.

- Требования указанных нормативных документов обязательны для профессиональных аварийно-спасательных формирований – противофонтанных военизированных частей (ПФВЧ) и предприятий, осуществляющих работы по бурению, испытанию, эксплуатации и ремонту нефтяных и газовых скважин независимо от организационно-правовой формы этих предприятий.

1. Учитывая особенности технологии вскрытия продуктивных пластов в депрессионных условиях, настоящим проектом Регламента предопределяется:

1.1. Основная цель внедряемой "Технологии…" – вскрытие продуктивного горизонта с регулируемым притоком пластового флюида.

1.2. Основная задача профилактической работы – недопустимость перерастания регулируемого притока в неуправляемый процесс (открытый фонтан).

1.3. Условия, при которых руководитель работ принимает решение на аварийное глушение скважины .

1.3.1. В процессе углубления скважины:

- выход из строя вращающегося превентора;

- выход из строя системы САУД;

- потеря герметичности обратных клапанов;

- неуправляемое возрастание притока пластового флюида;

- выход из строя станции управления ПВО.

1.3.2. В процессе СПО:

- потеря герметичности одного или двух плашечных превенторов;

- потеря герметичности вращающегося превентора;

- выход из строя системы САУД.

1.4. Требования к основному и дополнительному оборудованию, техническим средствам и инструменту.

1.4.1. Требования базируются на основополагающих пунктах раздела 1.5. "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-03).

1.4.2. С учетом требований раздела 1.5. в настоящий проект Регламента включены (см. том II – приложение к проекту Регламента) копии:

1.4.2.1. Разрешение Госгортехнадзора России на применение Комплекса противовыбросового оборудования с условным проходом стволовой части D_у 180 мм и рабочим давлением Р_р 70, 35 и 21 МПа по техническим условиям 239-610-00ТУ для объектов нефтяной и газовой промышленности (изготовитель ФГУП "Воронежский механический завод").

1.4.2.2. Сертификат соответствия на "Аппаратурно-методический комплекс для сбора, контроля, обработки, визуализации, архивации и передачи данных о процессе вскрытия пластов на депрессии АМК-ВПД (изготовитель ООО "БурГеоСервис", регистрационный номер сертификата -–ССГП 01.1.1-025).

1.4.2.3. Сертификат соответствия на "Станции компрессорные передвижные, запасные и составные части к ним по ТУ 3643-009-00217745-02 – серийный выпуск (изготовитель ОАО "Компрессорный завод" г. Краснодар).

1.4.2.4. Разрешение Госгортехнадзора РФ на применение "Комплекса оборудования для разделения твердых, жидких и газообразных фаз в составе промывочной жидкости при избыточном давлении 1ДЦС 00.00.000 (изготовитель ОАО НПО "Бурение").

1.4.2.5. Руководство по эксплуатации с альбомом схем и чертежей на оборудование по п.п. 1.4.2.1 – 1.4.2.4.

1.4.2.6. Схема установки и обвязки противовыбросового оборудования.

1.4.3. До установки на устье скважины превенторы вместе в крестовинами и коренными задвижками должны опрессовываться водой.

1.4.4. После спуска эксплуатационной колонны в кровлю продуктивного пласта и монтажа ПВО, до разбуривания цементного стакана превенторная установка до концевых задвижек манифольдов высокого давления должны опрессовываться водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Межколонное пространство опрессовывается водой, а приустьевая часть эксплуатационной колонны совместно с колонной и трубной головками и ПВО дополнительно опрессовываются азотом.

Выкидные линии после концевых задвижек опрессовываются водой на давление Р_оп = 10 МПа.

Результаты опрессовки оформляются актом.

1.4.5. После монтажа и обвязки составных элементов комплекса дополнительного оборудования (ПВО, САУД, АМКД, СДА-10/101 и насосной группы) осуществляется проверка надежности функционирования каждого элемента системы в отдельности и комплекса в целом.

Испытания ведутся по замкнутой системе (минуя скважину) в соответствии с инструкциями по эксплуатации указанных составных элементов. После устранения возможных замечаний испытания продолжаются с промывкой через скважину.

По результатам испытаний составляются акт и протокол испытаний и принимается решение комиссии на ввод комплекса в эксплуатацию.

1.4.6. До разбуривания цементного стакана выполнить работы по гидродинамическим исследованиям течения псевдопластичной жидкости.

Поднять колонну бурильных труб, выполнить расшифровку показаний глубинных манометров для выбора режима вскрытия продуктивного пласта.

1.4.7. Спустить колонну бурильных труб и приступить к разбуриванию цементного стакана с выходом из башмака эксплуатационной колонны на 1,0 – 1,5 м и в соответствии с п. 2.2. "Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность", Москва, 1999 г. опрессовать цементное кольцо.

Составить акт опрессовки.

1.4.8. Следует иметь в виду, что все корпуса плашечных превенторов, включая превентор с глухими плашками, обустроены внутренними отводами, которые, при необходимости, (аварийная ситуация) могут быть использованы вместо крестовины.

1.4.9. На весь период работ по вскрытию продуктивного горизонта между руководителем работ, бурильщиком, буровым мастером, механиком (слесарем) насосной группы и операторами комплекса дополнительного оборудования должна надежно функционировать оперативная связь.

1.4.10. Рабочее место руководителя работ – выносное табло АМКД с четырьмя основными параметрами (давление перед дросселем, текущий дебит, плотность газожидкостной смеси на входе и выходе из скважины).

Рядом с руководителем работ постоянно находится ответственный представитель ОАО НПО "Бурение", как разработчик технологии.

1.4.11. В обязанности бурового мастера входит контроль за темпом заполнения компенсационных емкостей.

При наличии двух емкостей объемом 40 м³ каждая и при текущем дебите по жидкости q = 3 л/с, емкости будут заполнены через время

час

В такой ситуации, чтобы не останавливать процесс вскрытия, следует заранее предусмотреть самовывоз пластовой продукции.

Команда руководителя поступает на пульт управления САУД и немедленно исполнятся оператором.

1.4.13. Через каждые 5 наращиваний бурильной колонны проверяется состояние плашечных превенторов путем "закрытия-открытия" на бурильной трубе и создания давления в шлюзовой камере.

Процесс испытания:

· сбросить давление в бурильной колонне;

· поднять рабочую трубу и закрыть шаровой кран КШН-120;

· отвернуть рабочую трубу и установить ее в шурф;

· закрыть нижний плашечный превентор и медленно сбросить давление через дисковый дроссель;

· закрыть дисковый дроссель;

· при отсутствии поступления промывочной жидкости на блок дросселирования (контроль по давлению) считать превентор пригодным к дальней эксплуатации;

· закрыть верхний плашечный превентор и создать давление в шлюзовой камере, используя байпасную обвязку с Р_опр = 15,0 МПа;

· при отсутствии поступления промывочной жидкости на блок дросселирования (контроль по давлению) превентор считается пригодным к дальнейшей эксплуатации;

· открыть дроссель и медленно сбросить давление в шлюзовой камере;

Продолжить процесс наращивания.

1.4.14. Помимо основных требований раздела 1.7 ПБ 08-624-03, связанных с организацией труда и аттестацией работников, персонал, участвующий в процессе вскрытия продуктивного пласта в условиях депрессии, проходит дополнительное обучение по программе в соответствии со своими служебными обязанностями.

1.4.14.1. Курс обучения включает пять программ:

· основные положения проекта Регламента;

· правила эксплуатации комплекса противовыбросового оборудования и системы автоматического управления дросселем (САУД);

· правила эксплуатации комплекса оборудования для разделения твердой, жидкой и газообразной фаз в составе промывочной жидкости;

· правила эксплуатации аппаратурно-методического комплекса (АМКД);

· правила работы с универсальной технологической жидкостью УТЖ VIP.

1.4.14.2. После теоретического и практического курсов обучения каждый работник сдает экзамен и аттестуется с правом ведения работ.

1.4.14.3. Руководящий технический персонал (главный инженер, службы главного механика и главного технолога, производственно-технического отдела) обязаны пройти обучение по всем пяти программам и быть аттестованы на право ведения работ

1.4.14.4. Обучение проводят высококачественные специалисты ФГУП ВМЗ, ООО "БурГеоСервис" и ОАО НПО "Бурение".

В комиссию по аттестации включаются руководящие работники отдела по надзору за горнотехническими работами, а также работники военизированного отряда.

1.4.15. Руководитель работ с участием ответственного специалиста Ноябрьского военизированного отряда с каждой вахтой проводят учебную тревогу "Выброс".

1.4.16. При учебной тревоге "Выброс" отрабатываются действия членов буровой вахты в ситуациях, изложенных в п. 1.3, т.е. в процессе углубления скважины и в процессе СПО.

1.4.17. Выход из строя вращающегося превентора (пропуск в герметизирующем элементе).

1.4.17.1. Руководитель работ подает команды:

· бурильщику – "Остановить насос";

· машинисту СДА-10/101 – "Остановить подачу азота";

· механику станции управления – "Плавно увеличить давление герметизации (20 ® 30 ® 40 ® 50 кгс/см² )".

При отрицательных результатах (пропуск продолжается) бурильщику подается команда – "Поднять рабочую трубу, закрыть верхний плашечный превентор".

1.4.17.2.

· "Приступить к замене газожидкостной смеси в скважине на дегазированную псевдопластичную жидкость";

· "Промыть скважину с противодавлением на устье до полной ликвидации газа (азота и попутного газа) в системе циркуляции";

· "Остановить промывку скважины и установить контроль за изменением давления на устье". При отсутствии роста давления в затрубном пространстве, сбросить давление в бурильной колонне, убедиться в герметичности обратных клапанов, закрыть КШН-120, отвернуть рабочую трубу и установить ее в шурф, снизить уровень жидкости в бурильных трубах (азотом).

1.4.17.3.Под руководством руководителя работ с участием ответственного представителя – разработчика проекта Регламента, члены вахты методом шлюзования осуществляют подъем бурильных труб в башмак эксплуатационной колонны.

Обязанности бурильщика – не превышать регламентированной скорости подъема V = 0,10 – 0,15 м/с.

Обязанности членов вахты – в соответствии со штатным расписанием.

1.4.17.4. Бурильщик под руководством бурового мастера выполняет операцию по разгрузке бурильных труб на плашки нижнего превентора, отворачивает и поднимает допускную трубу и совместно с


29-04-2015, 00:32