Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 11 из 28)
- 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 DРдеп.
7.20.2. Промыть скважину в течение 2-х циклов с поддержанием заданного избыточного давления
на устье.После каждого цикла промывки отобрать пробы в пробоотборнике циркуляционной системы и убедиться в качестве проведенной очистки промывочной жидкости от шлама и попутного газа.
7.20.3. Остановить циркуляцию. Закрыть дроссель. Наблюдать за избыточным давлением на устье скважины. При установившемся избыточном давлении
будет иметь место равенство (7.3) и забойное давление станет равным пластовому.Давление
должно поддерживаться постоянным в продолжение всего периода подъема инструмента.7.20.4. Отрегулировать систему САУД по программе
=const, отрегулировать систему дискретного долива скважины.7.20.5. Со скоростью 0,15 м/с поднять бурильный инструмент до выхода из ротора рабочей трубы.
Зарегистрировать объем промывочной жидкости долитой в скважину.
Убедиться в постоянстве
=const.Убедиться в герметичности уплотнительного элемента ВУГП на бурильной трубе, отрегулировать давление в системе гидроуправления до минимально необходимой величины.
Закрыть КШН на рабочей трубе.
Отвернуть и установить в шурф рабочую трубу.
7.20.6. Снизить уровень промывочной жидкости в бурильных трубах на глубину h = 250 – 300 м нагнетанием азота.
При снижении уровня в трубах
поддерживается в автоматическом режиме системой САУД, промывочная жидкость принимается в рабочую емкость с регистрацией уровня системой АМКД.7.20.7. Остановить подачу азота. Проверить закрытие дросселя и стабилизацию
=const.Снизить давление в трубах до атмосферного. Снять нагнетательную головку с бурильных труб. Проверить положение уровня эхолотом.
7.20.8. Навернуть без докрепления машинными ключами бурильную трубу на КБТ, закрыть трубные плашки верхнего превентора, разгрузить колонну, отвернуть бурильную трубу и поднять ее из скважины.
7.20.9. Установить и надежно закрепить устьевой герметизатор на ВУГП.
Пропустить бурильную трубу через полиуретановый элемент и соединиться с КБТ.
7.20.10.Задать и поддерживать скорость подъема инструмента:
- от забоя до глубины на 75-100 м выше башмака промежуточно-эксплуатационной колонны – 0,15-0,20 м/с;
- продолжить подъем со скоростью 0,20 – 0,25 м/с;
- через каждые 500 м поднятых труб увеличивать скорость подъема на 0,05 – 0,10 м/с, но не более 0,35 м/с;
- протаскивание замковых соединений труб со скоростью не более 0,10 м/с;
- для УБТ – 0,20-0,25 м/с.
7.20.11.После подъема 75% опорожненных труб определение глубины нахождения уровня в инструменте производить эхолотом через каждую поднятую свечу.
7.20.12.Подъем труб необходимо приостановить при нахождении уровня раствора в верхней от устья свече.
Выполнить очередной цикл операций по опорожнению труб, повторив действия по п.п. 7.20.6 – 7.20.7.
7.20.13.Продолжить подъем труб в описанном выше порядке до глубины перехода на подъем инструмента спецустановкой. Расчет глубины перехода производится в приложении 3.
Приостановить подъем инструмента, раскрепить последнюю свечу от КБТ, закрыть верхний плашечный превентор, разгрузить КБТ на плашки, отвернуть свечу и установить ее на подсвечник.
7.20.14.Демонтировать ротор, демонтировать устьевой герметизатор и смонтировать установку для принудительного выполнения СПО в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
Спецустановкой является установка для принудительных СПО под давлением на устье скважины. Может быть использована установка УПС-1 с максимальным усилием задавливания 850 кН и рабочим ходом 2000 мм или другая в гидравлическом исполнении и грузоподъемностью не менее 250 кН из имеющихся на вооружении в противофонтанных военизированных частях (отрядах).
7.20.15.Последнюю операцию по опорожнению труб от раствора осуществить из расчета нахождения уровня раствора над долотом на высоте 10-15 м, не допуская нагнетания азота ниже долота.
7.20.16.При переходе на УБТ произвести регулирование давления в системе гидроуправления ВУГП применительно к УБТ.
Подъем УБТ осуществлять с таким расчетом, чтобы последней поднималась полная по длине свеча (с учетом забойного двигателя).
Перед подъемом последней свечи снизить уровень раствора в инструменте до долота.
7.20.17.При положении долота выше глухих плашек (нижний превентор) на 0,25 – 0,30 м приостановить подъем и закрыть глухие плашки. Плавно с помощью дросселя снизить давление в камере между нижним превентором и ВУГП до атмосферного. Убедиться в герметичности глухих плашек превентора.
7.20.18.Открыть ВУГП, закончить подъем инструмента. Долить скважину.
7.20.19.Весь персонал, участвующий в работах по заканчиванию скважин в депрессионных условиях, должен пройти обучение и инструктаж по специальным программам.
Программы должны содержать вопросы техники, технологии, правила безопасного ведения работ и пожаробезопасности в объеме, определяемом характером предстоящих работ. Программы разрабатываются ОАО НПО "Бурение" совместно с соисполнителями (Краснодарский компрессорный завод, Воронежский механический завод, ООО "БурГеоСервис" г. Тверь). Программы согласовываются с органами Госгортехнадзора.
7.20.20.Работы по СПО под давлением должны выполняться только в светлое время суток.
8. ТЕХНОЛОГИЯ СПУСКА НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ ПРИ НАЛИЧИИ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ
Исходное положение
8.1. Продуктивный пласт вскрыт в условиях депрессии.
8.2. В процессе последующих работ (геолого-геофизические исследования, крепление скважины потайной колонной-хвостовиком) скважина постоянно заполнена дегазированным очищенным от шлама буровым раствором (нефть) плотностью r.
8.3. Указанные работы проведены с поддержанием на устье избыточного давления из условия предотвращения поступления пластового флюида (нефть с газом) в ствол скважины.
8.4. Максимальное избыточное давление на устье скважины Риз к моменту начала спуска НКТ составляет:
, (8.1)где Рпл – пластовое давление по кровле продуктивного пласта, кгс/см2
Ргс – 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.