1.4.18. Выход из строя системы САУД (автоматического пульта управления дисковым дросселем).

1.4.18.1. Выполнить переход на ручное управление кольцевым дросселем.

Дальнейшие операции по управлению скважиной аналогичны п.п. 1.4.17.2 – 1.4.17.4.

1.4.19. Выход из строя станции управления ПВО. Поднять инструмент на высоту рабочей трубы, закрыть вручную верхний плашечный превентор.

Дальнейшие операции по управлению скважиной аналогичны п.п. 1.4.17.2 – 1.4.17.4.

1.4.20. Потеря герметичности обратных клапанов. Промыть скважину дегазированной псевдопластичной жидкостью до полного удаления газа в системе циркуляции.

Приступить к замене промывочной жидкости на утяжеленную с плотностью r = 1100 – 1120 кг/м³ .

После замены установить контроль за изменением давления в трубах и затрубном пространствах.

При отсутствии роста давления приступить к подъему колонны бурильных труб.

1.4.21. Отказ оборудования при СПО.

1.4.21.1. Потеря герметичности одного или двух плашечных превенторов.

Приступить к допуску колонны бурильных труб до глубины, достаточной для контроля над скважиной при замене промывочной жидкости на утяжеленную с r = 1100 – 1120 кг/м³ .

При потере герметизации вращающегося превентора допуск инструмента выполнить методом шлюзования.

При выходе из строя системы САУД сделать переход на ручное управление кольцевым дросселем.

ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ

1. На весь период вскрытия продуктивного пласта в условиях депрессии обеспечить постоянное дежурство двух пожарных машин, машину скорой помощи и цементировочного агрегата.

2. Обеспечить запас утяжеленной промывочной жидкости.

ПРИЛОЖЕНИЕ 5

Геофизические исследования скважин с горизонтальным окончанием ствола при наличии избыточного давления на устье

Геофизические исследования выполняются в строгом соответствии с требованиями "Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах", утвержденных 28.12.1999 г. приказом № 323 Министерства природных ресурсов РФ и приказом № 445 Министерства топлива и энергетики РФ, а также с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденных Постановлением Госгортехнадзора РФ за № 56 от 5 июня 2003 г.

Настоящим проектом Регламента предопределяется проведение геофизических исследований в нефтяных и газовых скважинах с наклонно-направленным, пологим и горизонтальным окончанием ствола в условиях наличия избыточного давления (Р_изб ) на устье. При этом особую сложность представляет доставка геофизических приборов в горизонтальную часть ствола скважины.

В отечественной практике для исследования скважин с горизонтальным окончанием ствола широкое распространение получили системы спуска геофизических приборов в специальных контейнерах на бурильных трубах с передачей информации по геофизическому кабелю, пропущенному с помощью специальных переводников за колонной БТ (сервисная компания TPG – Тюменьпромгеофизика, оборудование "Горизонталь-1").

Оборудование "Горизонталь-2" предусматривает спуск спецконтейнера на бурильных трубах с последующим соединением по силовому кабелю электробура. Оборудование "Горизонталь-3" спускается в скважину на бурильных трубах в горизонтальный участок на всю длину стеклопластиковых труб. После допуска труб геофизический прибор спускается на кабеле до искривленного участка ствола, а затем продавливается промывочной жидкости на забой.

Проведение геофизических исследований в скважине с избыточным давлением на устье требует обязательного включения в бурильную колонну двух обратных клапанов для защиты от воздействия газожидкостного потока.

В этой связи оборудование "Горизонталь-1", "Горизонталь-2" и "Горизонталь-3" неприемлемо, т.к. требует открытого прохода для соединения геофизического кабеля со спецконтейнером. "Оборудование "Горизонталь-1" не может быть использовано и по другой причине.

Для допуска до забоя геофизических приборов в спецконтейнере спуск бурильных труб осуществляется при наличии кабеля, закрепленного с внешней стороны БТ, что исключает процесс полной герметизации устья скважины. Учитывая неприемлемость перечисленного оборудования, настоящий проект Регламента рекомендует для ГИС в скважинах с горизонтальным окончанием ствола использовать автономный аппаратурно-методический комплекс (АМК) "Горизонт-90". Последний предназначен для ГИС автономным комплексным прибором на бурильных трубах методами ГК, НК-20, НК-40, НГК-60, КС (4 симметричных зонда), ПС и инклинометрии.

ТЕХНОЛОГИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Вариант 1 – в состав эксплуатационной колонны Æ 168,3 мм включен стационарный клапан-отсекатель КОС-119.

После вскрытия продуктивной толщи горизонтальным стволом следует:

2.1. Прекратить подачу азота на аэратор модульного блока.

2.2. Промыть скважину в течение двух циклов с производительностью q = 8 – 10 л/с с отбором проб в пробоотборнике через каждые 30 мин.

2.3. Решение на подъем бурильной колонны принимать при отсутствии в пробах признаков шлама и полной дегазацией псевдопластичной жидкости от азота и попутного газа.

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.

2.5. Убедиться у герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в гидросистеме управления до минимального значения, при котором отсутствуют пропуски.

Закрыть КШН на рабочей трубе.

Отвернуть рабочую трубу с КШН и предохранительным переводником под ним и установить в шурф.

2.6. Снизить уровень промывочной жидкости в БТ на h = 250 – 300 м нагнетанием азота через продувочную головку.

Снизить давление в трубах до атмосферного. Снять продувочную головку с БТ. Проверить положение уровня эхолотом.

Установить обтюратор для бурильных труб Æ 89 мм.

2.7. Если в процессе действия п.п. 2.5 и 2.6 будет выявлена негерметичность обратных клапанов в БТ, скважину следует заглушить перед подъемом бурильного инструмента.

2.8. После заведения захвата в патрубок плунжера КОСа в бурильный инструмент сбрасывается шар Æ 40 мм и продолжается закачка бурового раствора, см. рис. 6.3.

При посадке шара на седло подвижной втулки давление в бурильных трубах повышается и при Р = 3,0 – 4,0 МПа цанговый захват срабатывает и его цанга упирается на внутреннюю трубу Æ 140 мм, соединенной с плунжером.

Далее продолжается подъем БТ, при этом цанга захвата попадает в карман муфты, и при дальнейшем подъеме инструмента плунжер КОСа перемещается в верхнее положение, освобождая подпружиненную хлопушку КОСа. Плунжер фиксируется в верхнем положении пружинным фиксатором, см. рис. 6.2.

При достижении крайнего верхнего положения осевая нагрузка на инструмент увеличивается на 2,0 – 3,0 кН сверх веса инструмента, после чего цанговая муфта разжимается и освобождает цанговый захват, нагрузка резко снижается. В этот момент необходимо прекратить прокачку раствора. При этом цанговый захват возвращается в транспортное положение, а хлопушка клапана-отсекателя захлопывается, что можно проконтролировать по давлению в затрубном пространстве бурильного инструмента.

2.9. Разгерметизировать устье скважины.

Дальнейший подъем идет в штатном режиме с постоянным доливом скважины и дискретным снижением уровня в БТ на 250 – 300 м.

После подъема КНБК необходимо отсоединить цанговый захват и удалить из него шар.

2.10. Операция по управлению клапаном-отсекателем проводится под авторским надзором представителя ОАО НПО "Бурение".

2.11. После подъема БТ собрать компоновку по схеме, указанной на рис. 1.

2.12. Спуск инструмента до КОС-119 осуществляется с открытым устьем с доливом через каждые 150 – 200 м. Промывочная жидкость из затрубного пространства направляется в компенсационную емкость через задвижку XIX блока дросселирования.

2.13. После допуска бурильной колонны с АМК "Горизонт-90" до КОС-119 устье герметизируется на ВУГП, создается давление в затрубном пространстве с превышением давления под хлопушкой КОСа на 3,0 – 3,5 МПа.

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 промывочной жидкости и бурильного инструмента. Клапан открыт.

2.14. Отрегулировать давление в гидросистеме управления ВУГП до минимального значения, при котором отсутствуют пропуски.

Зафиксировать потери на трение в герметизирующем элементе при скорости спуска инструмента не более 0,10 – 0,15 м/с.

2.15. Допуск геофизического контейнера до забоя в открытом стволе скважины осуществляется со скоростью не более 0,10 м/с. Исходя из условий эксплуатации скважинного прибора (осевая сжимающая и растягивающая нагрузки 3 – 5 тс), посадки инструмента выше 1,5 – 2 тс не допускаются.

При посадках выше указанных следует промыть скважину с q = 8 л/с и продолжить спуск прибора до забоя скважины.

2.16. Подъем АМК "Горизонт-90".

Для получения количественных материалов измерения скорость подъема инструмента в открытом стволе не должна превышать 0,5 – 1,0 м/с.

Скорость в обсаженном стволе до КОС-119 не более 0,15 м/с, а после закрытия хлопушки не более 0,5 м/с.

2.17. Технология подъема осуществляется в соответствии с п.п. 2.5 – 2.9.

Компоновка бурильной колонны для проведения ГИС аппаратурно-методическим комплексом "Горизонт-90"

– в состав эксплуатационной колонны не включен стационарный клапан-отсекатель КОС-119 или оказался негерметичным в процессе работ по углублению скважины.

Компоновка бурильной колонны с геофизическим прибором АМК "Горизонт-90" аналогична указанной на рис. 1 за исключением отсутствия в ней цангового захвата.

Учитывая наличие избыточного давления на устье скважины и технические особенности АМК "Горизонт-90" (защитная оболочка скважинного прибора исключает возможность его герметизации на устье скважины по причине низкой допустимой сминающей нагрузки), технология ГИС связана с частичным утяжелением промывочной жидкости.

После вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в депрессионных условиях следует:

2.18. Выполнить работы по п.п. 2.1 – 2.7.

2.19. С постоянным доливом скважины дегазированной промывочной жидкостью при автоматическом контроле над установившемся избыточном давлением со скоростью 0,15 м/с поднять БК в башмак эксплуатационной колонны.

2.20. Установить ведущую трубу и оставить скважину на технологический отстой до полной стабилизации избыточного давления на устье (Р_изб ).

2.21. По (1) определить глубину l , на которой следует заменить промывочную жидкость в скважине на жидкость утяжеленную мелом (требования к плотности базируется на решении Рабочего проекта № 767)

(1)

где Р_пл – пластовое давление, МПа;

g – ускорение свободного падения, м/с² ;

Н – глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали, м;

r_н – плотность дегазированной промывочной жидкости в скважине;

r_ут – утяжеленная мелом промывочная жидкость;

0,05 Р_пл – запас по требованию п. 2.7.3.3 ПБНГП изд. 2003 г.

2.22. На глубине l выполнить плавную замену жидкости r_н на жидкость r_ут по графику рис. 2.

Ртр

Рзат

Объем затрубного пространства, м3

Время, минуты

За начальное давление в затрубном пространстве принять давление = Р_изб - DР_тр .

Здесь DР_тр – потери давления на трение в затрубном пространстве определяются по разделу 4 настоящего проекта Регламента.

На автоматическом пульте управления дисковым дросселем установить программу плавного снижения Р_зат в зависимости от подачи насоса q = 6 л/с и объемов трубного и затрубного пространств.

2.23. после выполнения предыдущего пункта промыть скважину в течение двух циклов и установить контроль за давлением в затрубном пространстве. При отсутствии роста давления открыть ВУГП и приступить к подъему БК, предварительно установить обтюратор Æ 89 мм.

2.24. Подъем сопровождается тщательным контролем за объемом поднятого металла труб и долитой в скважину промывочной жидкости с r_ут .

Через каждые 250 – 300 м снижается уровень в БТ подачей азота через продувочную головку.

2.25. Собрать и спустить бурильную колонну с геофизическим прибором АМК "Горизонт-90".

Скорость спуска в обсаженном стволе ограничить до 0,5 м/с, а в открытом – 0,1 м/с.

При посадках инструмента свыше 1,5 – 2,0 тс скважину следует промыть и продолжить спуск не допуская разгрузки БК выше указанных значений.

Установить контроль за объемом вытесненной промывочной жидкости (V_ж ) и объемом спущенных труб (V_м ). При разнице (V_ж – V_м ) ³ 0,20 – 0,25 м³ спуск инструмента прекратить и установить контроль за возможным переливом.

Долив БК осуществляется через каждые 150 – 200 м с q = 3-5 м/с

2.26. Для получения качественных материалов измерения скорость подъема геофизического прибора не должна превышать 0,5 – 1,0 м/с.

Скорость подъема в обсаженном стволе ограничивается до 0,5 м/с.

Технология снижения уровня жидкости в БК и долива описана выше.

Характеристика продуктивных горизонтов

Ромашкинское месторождение является многопластовым. Нефтеносность установлена в отложениях среднего, нижнего карбона, верхнего и среднего девона.

Основным эксплуатационным объектом являются отложения пашийского (D₁ ) горизонта, представленные переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргилитовых разностей терригенных пород. В кыновском горизонте нефтенасыщенным является пласт D₀ , представленный песчаниками и алевролитами. Толщина песчаников составляет 3-4 м.

Общая толщина пашийского горизонта составляет более 30 м. Нефтенасыщенная толщина продуктивных отложений 3,7-5,0 м. Пористость 0,200 д.е., проницаемость – 0,500 мкм² .

В силу многопластового строения горизонтов выявлено многообразие разрезов скважин с различным сочетанием пластов, представленных разными группами коллекторов и залегающих на различных стратиграфических уровнях. Между всеми пластами существует гидродинамическая связь через зоны слияния.

Таблица 3.5

Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 3.7

Нефтегазоводопроявления

Таблица 3.8

Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 3.9

Прихватоопасные зоны

Примечание: * указана средняя глубина возможных зон прихватов в интервале бурения под кондуктор.

Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Бурение искусственно искривленных скважин позволяет решить две большие задачи: эффективно использовать капитальные вложения на строительство скважин и в большей степени сохранить среду на дневной поверхности.

В настоящее время наиболее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующим построением его элементов.

При проектировании профиля наклонно направленной скважины исходными данными являются: глубина скважины по вертикали Н и отклонение забоя от вертикали А.

По исходным данным Н = 1676 м., А = 620 м. Поскольку А > 300 м., то применяется четырехинтервальный профиль.

- интенсивность набора кривизны 1,4 на 10 м.

- интенсивность снижения кривизны 0,4 на 10 м.

- длина первого вертикального участка 100 м.

Определим радиус искривления второго участка:

R 1 = 573/∆ α 10 = 573/1,4 = 409 м.

Находим радиус снижения угла наклона на третьем участке:

R 2 = 573/0.4 = 1432 м.

Определим величину необходимого угла наклона:

cos α =1-A/(R 1+R 2)

тогда

cos α = 1-620/(409+1432) = 0,66 α = 42

Рассчитаем длину участков профиля и их горизонтальные и вертикальные проекции.

Участок набора угла наклона ствола скважины:

длина

l 2 = 0.01745* R 1* α = 0.01745*409*49 = 349 м.

вертикальная проекция

h = R 1*sin α = 409*sin49 = 308 м.

горизонтальная проекция

a 1 = R 1*(1-cosα) = 409*(1-cos49) = 141 м.

Участок снижения угла наклона ствола:

длина

l 3 = 0.01745* R 2* α = 0.01745*1432*49 = 1170 м.

вертикальная проекция

H 1 = R 2*sin α = 1432*sin49 = 1081 м.

горизонтальная проекция

a 2 = R 2*(1-cosα) = 1432*(1-cos49) = 478 м.

Вертикальный участок(четвертый):

длина

l н = H – H в – h – H 1 =1676 – 100 – 308 – 1081 = 187 м.

вертикальная проекция h в = l н = 187 м.

Длина ствола по профилю:

L = l 1 + l 2 + l 3 + l н = 100 + 349 + 1170 + 187 = 1806 м.

Проекция ствола:

горизонтальная

A = a + a = 141 + 478 = 620 м.

вертикальная

H = H в + h + H 1 + h в = 100 + 308 + 1081 + 187 = 1676 м.

Для построения профиля скважины по вертикальной линии откладываем отрезки:

АВ = Н = 1676 м; АС = Н в = 100 м; СД = h =308 м; ДЕ = Н 1 = 1081 м;

ЕВ = h в = 187 м.

Через точки С,Д,Е,В проводим горизонтальные линии и откладываем от точки С отрезок: СО 1 = R 1 = 409 м, от точки Д – отрезок: Д F = a 1 =141 м, от точки Е – отрезок: ЕК = А = 478 м, от точки К по направлению линии КЕ отрезок: КЕО 2 = R = 1432 м, от точки В – отрезок: В L


29-04-2015, 00:32