Проект регламента на технологию вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии на Бавлинском (стр. 13 из 28)
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 Риз. Закрыть дроссель.
8.41.17. Закрыть верхний превентор. С помощью ЦА создать в камере между превенторами давление величиной Риз.
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 Риз.
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 Риз.
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 Риз. 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/сгде Dc, dн – соответственно диаметр скважины, равный Dc = DдолКкав или Dс = Dвн.колонны и наружный диаметр бурильных труб, м;
Vзтр– 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 hпл – пластическая вязкость, мПа·с, Q, л/с, r, г/см3.
Значение коэффициента Е приведены в таблице П1.
Таблица П1
| № | Стояк | Буровойшланг | Вертлюг | Ведущая труба | Константа Е´10-6 | ||||
| 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 t0 = 0,511j.
Вначале определяем
t600 = 2hпл + t0/0,511 и t300 =hпл + t0/0,511
где hпл – мПа·с, t0 – Па.
; 
, Па·сп (2)Рассчитываем j100 (100 об/мин – это 170 с-1)
2) Рассчитываем показатели "К" и "п" для низкой скорости сдвига, используя j100 по Фанну при 3 об/мин (j3)
(3)3) Определяем скорость течения раствора в трубах (м/с)
(4)где Q – расход, л/мин
dтр – внутренний диаметр бурильных труб, м
4) Определяем скорость сдвига (g, с-1) в трубах
(5)Если g < 170 – используются Книз и пниз.
Если g > 170 – используются Кср и пср.
5) Определяем значение критической скорости (м/с) жидкости в трубах из выражения:
(6)6) Если средняя скорость потока жидкости в трубах больше критической (Vтр > Vтр.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 (Vтр < Vтр.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 g < 170 – используются Книз и пниз.
Если g > 170 – используются Кср и пср.
3) Определяем критическую скорость в затрубном пространстве
(11)4) Если средняя скорость течения жидкости больше критической и справедливо соотношение (Vзтр > Vзатр.крит), то поток в кольцевом пространстве турбулентный и для определения потерь давления необходимо использовать формулу: