Линия долива должна быть:

подведена к устью скважины и через шарнирные колена заканчиваться Г-образным патрубком 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;

_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 трубные плашки верхнего превентора.

8.41.16. Спустить колонну НКТ со скоростью 0,05 - 0,10 м/с, расположив соединение НКТ над трубными плашками нижнего превентора, не доходя 0,3 - 0,5 м. Открыть дроссель. Снизить давление на устье (под нижним превентором) до величины Р_из. Закрыть дроссель.

8.41.17. Закрыть верхний превентор. С помощью ЦА создать в камере между превенторами давление величиной Р_из.

8.41.18. Открыть плашки нижнего превентора.

8.41.19. Продолжить спуск верхней НКТ, расположив муфту трубы для сборки подвесной груши. Снизить давление на устье до величины Р_из.

8.41.20. Присоединить грушу через двухниппельный патрубок к верхней НКТ. Присоединить допускную трубу НКТ нормальной длины. Закрепить резьбовые соединения.

8.41.21. Спустить НКТ, расположив грушу над верхним превентором на высоте 0,3 - 0,5 м.

На верхней трубе заранее нанести метку, соответствующую точной длине расстояния от опорного выступа посадочного гнезда трубной головки до верхней плоскости верхнего превентора.

8.41.22. Снизить давление на устье до величины Р_из.

8.41.23. Повторить операции шлюзования. Грушу при этом расположить над трубной головкой на высоте 0,3 - 0,5 м.

8.41.24. Снизить давление на устье до величины Р_из. Верхний превентор при этом закрыт, нижний открыт.

8.41.25. Допустить грушу до трубной головки и плавно посадить в посадочное гнездо. Метка на допускной трубе должна расположиться при этом на уровне верхней плоскости верхнего превентора.

8.41.26. Разгрузить КНТ на трубной головке.

8.41.27. Зафиксировать грушу в трубной головке стопорными винтами в соответствии с инструкцией по монтажу головки.

8.41.28. Плавно с шагом 5 кгс/см² снизить давление в камере между трубной головкой и верхним превентором до атмосферного. Убедиться в герметичной посадке груши в головке.

Спуск НКТ закончен.

8.42. Демонтировать стволовую часть ОП до трубной головки.

8.43. Закончить монтаж трубной головки в соответствии с инструкцией по ее монтажу и испытанию давлением.

8.44. Установить на трубной головке центральную (коренную) задвижку фонтанной арматуры, испытать давлением.

В таком положении осуществляется передвижка БУ на новую точку бурения.

8.45. После передвижки БУ устье законченной скважины оборудуется фонтанной арматурой.

8.46. Для скважины в эксплуатационный фонд глухая пробка извлекается из НКТ с использованием лубрикатора, тросового подъемника и специальных скважинных устройств (захват, ясс, грузовые штанги) в соответствии с инструкцией разработчика пробки (ОАО НПО "Бурение").

ПРИЛОЖЕНИЕ № 1

ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ДЛЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ

1. Определение производительности насосов

Находим минимальную подачу бурового раствора, необходимую для подъема шлама в кольцевом пространстве:

, л/с

где D_c, d_н - соответственно диаметр скважины, равный D_c = D_долК_кав или D_с = D_{вн.колонны} и наружный диаметр бурильных труб, м;

V_зтр - скорость течения раствора в затрубном пространстве.

Скорость течения в затрубном пространстве, необходимая для выноса шлама, обычно принимается 0,4 - 0,6 м/с.

2. Потери давления

Определение потерь давления в трубах и затрубном пространстве производится для всех соотношений диаметров.

2.1. Определение потерь давления в наземной обвязке

Для определения потерь давления (МПа) в обвязке наземного оборудования можно использовать следующее уравнение:

(1)

где _пл - пластическая вязкость, мПа·с, Q, л/с, , г/см³.

Значение коэффициента Е приведены в таблице П1.

Таблица П1

№	Стояк	Буровой шланг	Вертлюг	Ведущая труба	Константа Е10-6
	Длина, м	Внутренний диаметр, м	Длина, м	Внутренний диаметр, м	Длина, м	Внутренний диаметр, м	Длина, м	Внутренний диаметр, м
1	12,2	76,2	12,2	50,8	1,2	50,8	12	57,1	8,8
2	12,2	88,9	16,8	63,5	1,5	63,5	12	82,5	8,3
3	13,7	101,6	16,8	76,2	1,5	63,5	12	82,5	1,8
4	13,7	101,6	16,8	76,2	1,8	76,2	12	101,6	1,4

2.2. Определение потерь давления в трубах

1) Рассчитывается "К" и "п" для средней скорости сдвига, учитывая, что ₀ = 0,511.

Вначале определяем

₆₀₀ = 2_пл + ₀/0,511 и ₃₀₀ =_пл + ₀/0,511

где _пл - мПа·с, ₀ - Па.

;

, Па·с^п (2)

Рассчитываем ₁₀₀ (100 об/мин - это 170 с^-1)



2) Рассчитываем показатели "К" и "п" для низкой скорости сдвига, используя ₁₀₀ по Фанну при 3 об/мин (₃)

(3)

3) Определяем скорость течения раствора в трубах (м/с)

(4)

где Q - расход, л/мин

d_тр - внутренний диаметр бурильных труб, м

4) Определяем скорость сдвига (, с^-1) в трубах

(5)

Если < 170 - используются К_низ и п_низ.

Если > 170 - используются К_ср и п_ср.

5) Определяем значение критической скорости (м/с) жидкости в трубах из выражения:



(6)

6) Если средняя скорость потока жидкости в трубах больше критической (V_тр > V_{тр.крит}), то поток турбулентный и для определения потерь давления в трубах необходимо использовать уравнение:

(7)

где L - длина труб, м

7) Если средняя скорость жидкости в трубах меньше критической (V_тр < V_{тр.крит}), то поток ламинарный и для определения потерь давления в трубах следует применять уравнение:

(8)

2.3. Определение потерь давления в затрубном пространстве

1) При движении раствора в кольцевом пространстве для определения потерь давления находим среднюю скорость по формуле:

(9)

2) Определяем скорость сдвига в затрубном пространстве



(10)

Если < 170 - используются К_низ и п_низ.

Если > 170 - используются К_ср и п_ср.

3) Определяем критическую скорость в затрубном пространстве

(11)

4) Если средняя скорость течения жидкости больше критической и справедливо соотношение (V_зтр > V_{затр.крит}), то поток в кольцевом пространстве турбулентный и для определения потерь давления необходимо использовать формулу:

(12)

5) Если средняя скорость течения жидкости в затрубном пространстве меньше критической и справедливо соотношение (V_зтр < V_{затр.крит}), то поток в кольцевом пространстве ламинарный и для определения потерь давления требуется применять формулу:

(13)

2.4. Определение потерь в замках

1) Потери в замках (в случае неравнопроходного сечения)

(14)

где (15)

где d₀ - диаметр меньший;

l_т - длина одной трубы, м

2) При турбулентном режиме Р_з находится по методу эквивалентной длины

(16)

вычисляется по аппроксимационной формуле Доджа-Метцнера:

= а (Re^')^-b (17)

где а и b - безразмерные коэффициенты, определяемые в зависимости от "п"

п	0,2	0,3	0,4	0,6	0,8	1,0	1,4	2,0
а	0,258	0,274	0,285	0,296	0,061	0,031	0,322	0,330
b	0,349	0,325	0,307	0,281	0,263	0,250	0,231	0,213

Re^' - обобщенный критерий Рейнольдса



3) Местные потери от замков и муфт к кольцевом пространстве

(18)

2.5. Определение потерь давления в долоте

Перепад давления на долоте

Р_Д = Р_нас - (Р_обв + Р_тр + Р_затр + Р_УБТ + Р_{УБТ.затр} ⁺ Р_з + Р_М)

Скорость выхода струи жидкости (м/с) из насадок долота определяется по формуле

(19)

Общая площадь поперечного сечения (мм²) насадок долота

(20)

где Q - подача насосов, л/с

Диаметр (мм) насадки долота

(21)



2.6. Гидротранспорт шлама

Определяем размер частицы шлама в зависимости от типа долота

d_ш = 0,0035 + 0,037D_Д - для долот типа С (22)

d_ш = 0,0020 + 0,035D_Д = для долот типа СТ и Т

где D_Д - диаметр долота, м.

Определяем толщину плоских частиц шлама:

h_ш = (23)

Определяем напряжение сдвига на границе с частицей, Па

(24)

где _ш, _р - плотность шлама и бурового раствора соответственно, г/см³

Определяем скорость сдвига на границе с частицей

(25)

Если < 170, проводит пересчет значения с использованием "К" и "п" для низких скоростей сдвига

Определяем критическую скорость сдвига

(26)

Если > , то режим обтекания частицы ламинарный.

Если < , то режим обтекания частицы турбулентный.

Определяем скорость осаждения частицы (м/с)

для ламинарного режима:

(27)

для турбулентного режима:

(28)

Находим скорость гидротранспорта шлама V_в, м/с

V_в = V_ср - u (29)

Находим концентрацию частиц шлама в буровом растворе, которая для исключения осложнений не должна превышать для буровых растворов 5%, а для воды - 2%.

(30)

где V_мех - механическая скорость бурения, м/час;

D_с - диаметр скважины, м;

Q - производительность насоса, м³/с

, % (31)

Находим эквивалентную плотность бурового раствора с учетом концентрации шлама в растворе и гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве

(32)

и (33)

где _бр - плотность бурового раствора, г/см³;

_ш - плотность шлама, г/см³;

С_ш - концентрация шлама в буровом растворе, %

- суммарные гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве, кг/см²

L - глубина скважины, м

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Газонасыщение промывочной жидкости

Движение газожидкостной смеси

Здесь следует иметь в виду, что после остановки циркуляции избыточное давление возрастет на величину

(1)

где Р_деп - депрессия на пласт;

Р_тр - гидродинамические сопротивления в кольцевом пространстве.

По рекомендациям Международной конференции буровых подрядчиков по проблеме бурения на депрессии избыточное давление на устье () при промывке скважины не следует превышать более 5 - 10 кгс/см².

Расчет газификации жидкости для статических условий

, (2)

где G_ст - расход азота в стандартных условиях (Р₀ = 1,033 кгс/см², Т=20 °С;

Р_заб - забойное давление (устанавливается исходя из требуемой величины депрессии), МПа;

- давление на устье герметизированной скважины, МПа;

_ж - плотность исходной псевдопластичной жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Н - глубина скважины, м;

_г - плотность азота в стандартных условиях, кг/м³;

Т_ср - средняя температура по стволу, °С.

Для оценки влияния гидродинамических сопротивлений на фиксированное значение Р_заб, расчеты по (2) ведутся для = 1, 1,5 и 2 МПа

Средняя температура по стволу скважины определяется по формуле

(3)

Расчет объема азотированной жидкости при Р_заб = const и определяется по формулам

(4)

(5)

Далее определяют интегральное значение G_заб и G_уст



(6)

По полученным трем значениям G_инт определяются средние скорости восходящего потока газожидкостной смеси

(7)

где q - производительность насосной группы, м³/с;

D_вн - внутренний диаметр эксплуат. колонны (ствола скважины), м;

d_н - наружный диаметр бурильной колонны, м.

По фиксированному значению Р_заб = Р_пл - Р_деп и = 1; 1,5; и 2,0 МПа определить плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве

(8)

Далее определяем скорость сдвига в затрубном пространстве

(9)

Если < 170 - используются К_низ и п_низ при низких скоростях.

Если > 170 - используются К_ср и п_ср при высоких скоростях. Реологические характеристики определяются по результатам замеров на вискозиметре Фанн или Реотест.

Определяем критическую скорость движения из соотношения (11) Приложения 1, где - определяется по (8) настоящего Приложения.

Если средняя скорость течения газожидкостной смеси больше критической и справедливо соотношение , то поток в кольцевом пространстве турбулентный и для определения потерь давления необходимо использовать формулу (12) Приложения 1.

Если средняя скорость течения жидкости меньше критической и справедливо соотношение , то поток в кольцевом пространстве ламинарный и для определения потерь давления требуется применять формулу (13) Приложения 1.

Местные потери от замков в кольцевом пространстве определяются по (18) Приложения 1, где - по (8) и v_ср - по (7) Настоящего Приложения.

Численный пример расчета газонасыщения промывочной жидкости и гидродинамических потерь движения в затрубном пространстве.

Исходные данные:

Глубина скважины Н = 1230 м.

Пластовое давление Р_пл = 9,0 МПа.

Забойное давление Р_заб = 7,5 МПа (Р_деп = 1,5 МПа).

Плотность исходной промывочной жидкости в стандартных условиях _ж = 900 кг/м³.

Показатель поведения потока п = 0,69.

Коэффициент консистенции псевдопластичной жидкости К = 0,58 Па·с^п.

Пластическая вязкость = 52 мПа·с

Подача насоса q = 6 л/с или 0,36 м³/мин.

Наружный диаметр бурильной колонны d_н = 89 мм.

Внутренний диаметр обсадной колонны D_вн = 150,1 мм.

Плотность азота в стандартных условиях _г = 1,165 кг/м³.

Температура на устье Т_уст = 10 °С

Температура на забое Т_заб = 26 °С.

По (2) выполнить расчеты G_ст:

для = 1 МПа

При q = 6 л/с или 0,36 м³/мин G_ст1 = 22,65·0,36 = 8,15

Максимальная производительность азотной станции СДА-10/101 Q_г = 10 м³/мин, т.е. достигается возможность создания Р_деп = 1,5 МПа при = 1 МПа.

для = 1,5 МПа

или 32,2·,36 = 11,6 Ошибка! Ошибка связи., т.е. одной азотной станции СДА-10/101 становится недостаточно и требуется подключение второй СДА-5/101.

для = 2 МПа

или 44,1·0,36 = 15,8 Ошибка! Ошибка связи.

Отсюда 2-х азотных станций СДА-10/101 и СДА-5/101 становится практически достаточно.

Учитывая результаты расчетов гидродинамических сопротивлений, изложенных в разделе 3 для кольцевого пространства негазированной псевдопластичной жидкости:

q = 6 л/с при концентрации УТЖ VIP = 4% Р_тр = 1,2 МПа;

q = 6 л/с при концентрации УТЖ VIP = 6% Р_тр = 1,35 МПа.

Далее выполняем расчеты по определению сил сопротивлений при движении газонасыщенной псевдопластичной жидкости

Определяем объем азотированной жидкости при Р_заб = 7,5 МПа и Р_уст = 2,0 МПа. Для G_ст3

По (6) определяем их интегральное значение

По (7) средняя скорость движения газожидкостной смеси в затрубном пространстве

м/с

По (8) определяем среднюю плотность газожидкостной смеси в затрубном пространстве

кг/м³

Определяем скорость сдвига в затрубном пространстве

с^-1 и для расчета критической скорости используем формулу (11) Приложения 1.

м/с

т.е. v_кр > v_ср = 1,2 м/с и по формуле (13) Приложения 1 определим потери давления

,11 МПа

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Численный пример к технологии спускоподъемных операций при избыточном давлении на устье скважины

Исходные данные

Глубина скважины Н = 1230 м.

Пластовое давление Р_пл = 90 кгс/см²

Исходная плотность псевдопластичной жидкости = 900 кг/м³.

Потери давления на трение в кольцевом пространстве на глубине 1230 м при q = 6 - 8 л/с

Избыточное давление на устье скважины при вскрытии продуктивного горизонта, = 5,0 кгс/см²

Компоновка колонны бурильных труб:

долото СЗ-ГАУ-R203 139,7 - 144,0 мм;

забойный двигатель Д1-105;

два обратных клапана КОБ-95;

два контейнера с глубинными манометрами МИКОН-107;

бурильные трубы 88,9 мм (API S-135, = 9,35 мм с замками 127 мм и q = 20,41 кг/п.м;

шаровой кран нижний КШН-120 (З-102 с защитным переводником);

ведущая рабочая труба ВРТШ-89;

шаровой кран верхний КШВ-178 (З-147);

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны D_вн = 150 мм;

Внутренний диаметр бурильных труб d_вн = 70,2 мм

Вес забойного двигателя q_ВЗД = 180 кг.

Длина ВЗД - 3,74 м.

Усилия на преодоление сил трения в зависимости от давлений в гидросистеме управления ОП-18035 и на устье скважины ()

Усилие на преодоление сил трения в ВУГП, кгс

Таблица П3

Давление по ВУГП, кгс/см2 (устье скважины, Ризб)	Давление в гидросистеме управления, кгс/см2
	40	60	80	100
20	Qтр - (4020)	Qтр - (6020)	Qтр - (8020)	Qтр - (10020)
15	Qтр - (4015)	Qтр - (6015)	Qтр - (8015)	Qтр - (10015)
10	Qтр - (4010)	Qтр - (6010)	Qтр - (8010)	Qтр - (10010)
5	Qтр - (405)	Qтр - (605)	Qтр - (805)	Qтр - (1005)

Q_тр определяется для БТ 89 мм, замковых соединений 127 мм и ВЗД  105 мм.

Аналогично таблица П4 составляется для бурильных труб с герметизацией в плашечном превенторе.

Далее по исходным данным выполняются следующие расчеты.

По (7.2) при = 20, 15, 10 и 5 кгс/см² выполнить расчеты по определению выталкивающей силы Q_р для БТ, замков и ВЗД.

= 20 кгс/см²

1. Q_р = 0,785·8,9²·20 = 1243 кг - по телу

Q_р = 0,785·12,7²·20 = 2532 кг - по замку

Q_р = 0,785·10,5²·20 = 1731 кг - по ВЗД

= 15 кгс/см²

2. Q_р = 0,785·8,9²·15 = 933 кг - по телу

Q_р = 0,785·12,7²·15 = 1899 кг - по замку

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_A1 = 0,785·0,089² (l - 3,74)·900 = (5,6l - 20,93) кг

Архимедова сила, действующая на ВЗД

Q_A2 = 0,785·0,105²·3,74·900 = 29,1 кг

(Q_A1 + Q_A2) = 5,6l - 20,93 + 29,1 = 5,6l + 8,17

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

Q_q1 = (l - 3,74)·20,41

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



Q_q = (l - 3,74)·20,41 + 180 = 20,41l + 103,7

7. Приравниваем:

(Q_A1 + Q_A2) + Q_р = Q_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
	QA+ QР, кгс	Qq, кгс	F, кгс	l, м	QA+ QР, кгс	Qq, 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")

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

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:

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

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

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

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.

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

Действующие силы, кгс	Глубина расположения бурильных труб, м
	165	100	50	28
QА - Архимедова сила	931	568	288	148
Qp - сила, вызванная Ризб	310	310	310	310
Qq - вес инструмента в воздухе	3471	2145	1124	614
Fтр - результирующая сила по телу трубы	2230	1267	526	156
Fзам - результирующая сила по замку	1907	944	203	-167

• 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.

1.4.12. При реальной возможности переполнения компенсационных емкостей руководитель работ вправе принять решение на уменьшение депрессии путем увеличения давления на устье скважины.

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 членами вахты и механиком ПВО выполняет работу по замене герметизирующего элемента вращающегося превентора.

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 = 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 = 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.