Таблица 13

Потребность компонентов (товарный продукт для его приготовления, обработки и утяжеления)

Исходные условия и требования к выбору дополнительного оборудования и технических средств

5.1. Бурение скважины до кровли продуктивного горизонта осуществляется по технологии, принятой для эксплуатационных скважин, заканчиваемых в репрессионных условиях, и не требует на этой стадии дополнительного оборудования и технических средств.

5.2. Буровая установка в сочетании с дополнительным оборудованием и техническими средствами должна отвечать условиям заканчивания скважины в депрессионных условиях, предусматривающих приток продукции пласта с газовым фактором и наличие избыточного давления на устье скважины.

5.3. Вскрытие продуктивного(ых) пласта(ов) осуществляется с применением в качестве бурового раствора загущенной нефти (см. разд. 3) с дополнительным облегчением, в случае необходимости, насыщением азотом.

Должны быть обеспечены непрерывная очистка бурового раствора от шлама, дегазация раствора, химическая обработка и насыщение азотом.

5.4. Расчетная (заданная) депрессия на пласт(ы) обеспечивается путем регулирования плотности бурового раствора, расхода раствора в сочетании с его реологическими параметрами, а также избыточного давления на устье скважины.

5.5. Для строительства скважины, в т.ч. заканчивания, необходимо использовать основное, дополнительное оборудование и технические средства преимущественно отечественного производства.

Базой бурового оборудования является серийная буровая установка из числа имеющихся на вооружении ОАО "Татнефть", смонтированная по действующей в ОАО схеме.

Дополнительное наземное оборудование привязывается к БУ без модификации ее монтажной схемы, располагается на дополнительной площадке.

5.6. Для БУ с учетом конструкции устья скважин просветы вышечно-лебедочного блока (ВЛ) должны составлять от земли до нижнего среза подроторных балок 5,0 м;

5.7 Указанные просветы необходимы для сборки стволовой части противовыбросового оборудования и оборудования устья скважины перед передвижкой буровой установки на очередную точку.

Противовыбросовое оборудование

5.8. Техническая характеристика и функциональное назначение противовыбросового оборудования (ОП) должны в целом отвечать требованиям ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

5.9. Стволовая часть ОП должна дополнительно обеспечивать проведение всех технологических операций по заканчиванию скважины при наличии избыточного давления на устье:

собственно углубление;

наращивание бурильных труб;

подъем и спуск бурильной колонны и КНБК с контролем доливаемой и вытесняемой жидкости;

герметизация устья при отсутствии труб в скважине;

подвеска колонны бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб на плашках превентора;

расхаживание колонны труб для предотвращения их прихвата;

спуск потайной колонны;

спуск НКТ;

демонтаж стволовой части ОП и оборудование устья скважины перед передвижкой БУ на очередную точку без глушения скважины.

5.10. Базовая технологическая схема оборудования стволовой части ОП на период заканчивания скважины представлена на рис. 1.

5.11. Секция 2 на рис. 1 представляет собой корпус трубной головки с крестовиной.

Секция 2 устанавливается на колонную головку после спуска промежуточно-эксплуатационной колонны.

Секция 2 предназначена для последующего подвешивания в ней НКТ и оборудования устья для передвижки БУ на очередную точку.

5.12. Допускается по согласованию между Заказчиком, Проектировщиком, Подрядчиком на бурение и Исполнителем Технологии сдвоенный превентор ППГ2-18035 (секция 3 на рис. 1) заменять на превентор ППГ2-18021.

5.13. Манифольд противовыбросового оборудования должен отвечать требованиям к манифольду МБП-2-8035, изготавливаемому по ГОСТ 13862-90.

С учетом дополнительного оборудования стволовой части ОП и наземного оборудования, обвязка и монтаж ОП должны в целом отвечать требованиям действующей схемы для вскрытия продуктивных пластов на Бавлинском месторождении.

5.14. Блок дросселирования манифольда ОП модифицирован заменой одного из двух дросселей кольцевого типа на дроссель дисковый.

5.15. Дроссель дисковый отличается от дросселя кольцевого типа конструкцией дросселирующего узла и способом управления. В кольцевом дросселе, как известно, гидравлический канал в запорном элементе имеет форму кольца регулируемого сечения. Управление в применяемых отечественных конструкциях - ручное.

В дросселе дисковом (рис. 2) запорный элемент выполнен в виде двух концентричных дисков (неподвижного и подвижного) с отверстиями в виде "полумесяца". Сечение циркуляционного канала регулируется степенью совмещения отверстий в дисках поворотом подвижного диска. При одной и той же площади сечения циркуляционных каналов дисковый дроссель способен пропускать частица шлама (обвалившейся породы и др.) значительно бoльших размеров, чем кольцевой, что способствует снижению вероятности зашламления и закупорки дросселя. Дроссель дисковый имеет дистанционный гидравлический привод управления.

5.16. Дроссель дисковый входит в систему дросселирования, включающую собственно дроссель с автоматическим дистанционным управлением и функциями регистрации и поддержания заданного устьевого избыточного давления - Система САУД.

Система САУД

5.17. Основное функциональное назначение системы САУД - поддержание и регулирование избыточного давления на устье скважины заданной величины при всех технологических операциях, связанных как с непрерывной циркуляцией бурового раствора (бурение, промывка), так и с дискретным "стравливанием" (сбрасыванием) раствора из скважины (спуск труб, отсутствие труб в скважине).

Поддержание заданного избыточного давления обеспечивается степенью открытия дросселя от полной разгерметизации до полной герметизации затрубного пространства в автоматическом режиме; резервный вариант - ручное автоматизированное управление.

Система обеспечивает постоянный визуальный контроль, а также регистрацию давления на выходе из скважины.

5.18. В состав САУД входят:

блок дросселирования;

пульт управления дросселем;

электрооборудование;

трубопроводы, электрические кабели, рукава для обвязки пневматических, электрических и гидравлических связей.

Основная техническая характеристика САУД представлена в табл. 14.

Таблица 14

5.19. Технологическая схема монтажа САУД показана ниже на рис. 3.

5.20. Требования и операции при монтаже, наладке, управлению давлением на устье скважины, техническом обслуживании и др. изложены в Руководстве по эксплуатации САУД.00.00.000 РЭ "Система автоматического управления дисковым дросселем"

Дополнительное наземное оборудование

5.21. Дополнительное наземное оборудование предназначено для автономной циркуляционной системы.

Циркуляционная система в составе буровой установки по своему функциональному назначению и требованиям пожаробезопасности не отвечает условиям заканчивания скважин в депрессионных условиях и на данном этапе строительства скважины не используется.

5.22. Для заканчивания скважин в депрессионных условиях разработан специальный комплекс дополнительного наземного оборудования ДЦС "Комплекс оборудования для разделения твердых, жидких и газообразных фаз в составе бурового раствора при избыточном давлении" (ОАО НПО "Бурение").

5.23. Комплекс ДЦС предназначен для осуществления непрерывного замкнутого цикла циркуляции бурового раствора в процессе углубления и промывки скважины с выполнением следующих технологических операций (функций):

обеспечение циркуляции бурового раствора автономным буровым насосом;

отбор проб бурового раствора и шлама, выходящего из скважины;

очистка бурового раствора от шлама;

сепарация газа из бурового раствора;

регулирование компонентного состава бурового раствора (химическая обработка);

регулирование плотности бурового раствора насыщением азотом;

прием излишнего бурового раствора с поступающей из пласта нефтью.

5.24. Состав комплекса ДЦС:

Пробоотборник. Для отбора проб выходящего из скважины бурового раствора и шлама без остановки циркуляции бурового раствора.

Шламоотделитель. Очистка бурового раствора от шлама, дискретный сброс шлама.

Газожидкостный сепаратор. Сепарация газа из бурового раствора (газ нефтяной, азот). Выброс газа в атмосферу на рассеивание.

Приемная емкость. Прием бурового раствора из сепаратора. Гравитационное отделение остатков шлама и водоотделение из бурового раствора. Дискретный сброс отстоя.

Блок приготовления и дозированной подачи химических реагентов. Дозирование химреагентов в соответствии с заданной рецептурой бурового раствора и подача в поток раствора или в компенсационную емкость.

Компенсационная емкость. Прием-отдача бурового раствора для поддержания установленного диапазона положения уровня бурового раствора в приемной емкости. Кондиционирование бурового раствора перемешиванием при химобработке раствора через компенсационную емкость. Прием излишнего бурового раствора из приемной емкости за счет притока из пласта. Откачивание излишнего бурового раствора в дополнительную накопительную емкость.

Буровой насос. Обеспечение циркуляции бурового раствора с плавно регулируемой подачей.

Азотная установка СДА-10/101 (производительность 10 м³/мин и Р_раб = 100 кгс/см²) + эжектор жидкостно-газовый. Непрерывное насыщение потока бурового раствора, подаваемого в скважину, азотом с заданным расходом и обеспечением заданной плотности газожидкостной смеси.

5.25. Принципиальная технологическая схема ДЦС представлена на рис. 4 с привязкой к замкнутой системе "устье скважины - блок дросселирования с системой САУД - ДЦС".

5.26. Схема обвязки автономного бурового насоса, азотной станции и эжектора представлена на рис. 5.

5.27. Монтаж, наладка и управление комплексом ДЦС осуществляются в соответствии с Руководством по эксплуатации комплекса.

Аппаратурно-методический комплекс АМКД

5.28. Аппаратурно-методический комплекс АМКД (конструкция ООО "БурГеоСервис", г. Тверь) предназначен для визуального контроля и регистрации параметров гидродинамических процессов при углублении и промывке скважин.

5.29. Датчиками АМКД оснащаются блоки дросселирования и системы ДЦС. Схема размещения комплексов датчиков показана на рис. 4.

5.30. Перечень и диапазоны измеряемых параметров на АМКД следующие:

На выходе из скважины перед блоком дросселирования:

давление 0 25 МПа;

температура жидкости (газожидкостной смеси) 0 60 °С.

На приемной емкости:

давление 0,1 0,5 МПа;

уровень жидкости 0 3 м³;

плотность 600 1300 кг/м³.

На выходе бурового насоса до эжектора:

давление 0 25 МПа;

расход 2 30 л/с;

плотность 600 1300 кг/м³.

На выходе азотной станции до эжектора:

давление 0 15 МПа;

расход 2,5 10 м³/мин.

На линии после эжектора:

давление 0 25 МПа;

расход 2 20 л/с;

плотность 600 1300 кг/м³;

температура -50 +60 °С.

5.31. Система контроля и регистрации АМКД позволяет осуществлять как управление параметрами технологических процессов, так и накопление и последующий анализ параметров в масштабе реального времени.

5.32. Монтаж, наладка и эксплуатация АМКД осуществляются в соответствии с Руководством по эксплуатации комплекса.

6. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

ВАРИАНТ 1

6.1. В состав промежуточно-эксплуатационной колонны включается стационарный клапан-отсекатель (КОС-119).

Вскрытие продуктивных пластов, СПО колонны бурильных труб, спуск колонны-хвостовика и НКТ в депрессионных условиях предопределяет необходимость в специальных установках для принудительного спуско-подъема труб.

Эти сложные и ответственные технологические операции требуют специальной подготовки буровой бригады, участие персонала военизированных отрядов и тщательного контроля за процессом.

Для обеспечения ускоренного и безопасного проведения указанных работ в компоновку промежуточно-эксплуатационной колонны включается КОС-119.

Так как проходное сечение клапана равно 119 мм, отсюда максимальный диаметр долота для вскрытия продуктивной толщи не должен превышать 114,3 мм, а диаметр хвостовика не более 101,6 мм.

При использовании бицентричного долота У11413295SR-544 производства фирмы УДОЛ возможен спуск хвостовика в безмуфтовом исполнении в размере 114,3 мм.

Конструкция и технология применения стационарного клапана-отсекателя приведены в разделе 6.3.

ВАРИАНТ 2

6.2. В состав промежуточно-эксплуатационной колонны 168 мм не включается стационарный клапан-отсекатель КОС-119.

В данном варианте для вскрытия продуктивной толщи в условиях депрессии используется долото 139,7 мм или 142,9 мм, и ствол обсаживается колонной хвостовиком 114,3 мм.

Спускоподъемные операции (СПО бурильных труб, колонны-хвостовика и НКТ) выполняются при избыточном давлении на устье скважины.

Возможно крепление скважины 146,1-мм промежуточно-эксплуатационной колонной без клапана-отсекателя. Углубление скважины по продуктивному горизонту осуществляется долотами 144,0 мм с последующим спуском, в случае необходимости, 101,6-мм хвостовика.

Технология управления скважиной по данному варианту изложена в разделах 7 - 9.

6.3 Конструкция и технология применения стационарного клапана-отсекателя

Разработаны два типоразмера стационарного клапана-отсекателя, технические характеристики которых приведена в таблице.

Управление КОС. Открытие - созданием давления в скважине и воздействием инструмента.

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

Таблица 6.1

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 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 3,04,0 МПа цанговый захват срабатывает и его цанга упирается во внутреннюю поверхность трубы 140 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 2030 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 3,03,5 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·D² · (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;

Р_тр - потери давления на трение в затрубном пространстве;

Р_деп - депрессия на пласт.

7.10.5. Расчет Q_А

Частичное опорожнение КБТ

Q_A = Q_A1 + Q_A2 + Q_A3 (7.4)

где Q_A1 = 0,785 ·

Q_A2 = 0,785 ·

Q_A3 = 0,785 ·

Полное опорожнение КБТ

Q_A = Q_A1 + Q_A2 (7.5)

где Q_A1 = 0,785 ·

Q_A2 = 0,785 ·

где d_н, d_вн, D_н, D_вн - наружные и внутренние диаметры бурильных труб и УБТ соответственно;

l₁ - длина опорожненных бурильных труб;

l₂ - длина бурильных труб с промывочной жидкостью;

l₃ - длина УБТ с промывочной жидкостью

l₄ - длина опорожненных УБТ.

7.10.6. Расчет Q_q

Q_q1 = q_БТ(l₁ + l₂) + q_УБТ · l₃ + Q_ВЗД - при частичном опорожнении (7.6)

Q_q2 = q_БТ ·l₁ + q_УБТ · l₄+ 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 · Dh (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, G₂, G₃ и G₄.

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

Зарегистрировать вес на крюке при расхаживании инструмента по телу трубы G_5, G₆, G₇ и G₈ и по протаскиванию замковых соединений G_9, G₁₀, G₁₁ и G₁₂.

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, G₁₄, G₁₅ и G₁₆.

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, G₁₈, G₁₉ и G₂₀.

7.16. Вычислить силы сопротивления движению инструмента в уплотнительных элементах ОП, используя полученные результаты G₁ - G₂₀ 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 = аF

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. Подъем УБТ осуществляется с таким расчетом, чтобы последней поднималась полная по длине свеча с учетом длины забойного двигателя.

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 Р_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 .

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 ( 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.