- 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 Рраб = 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.
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 У114´132´95SR-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 Æ 168 мм не включается стационарный клапан-отсекатель КОС-119.
В данном варианте для вскрытия продуктивной толщи в условиях депрессии используется долото Æ 139,7 мм или Æ 142,9 мм, и ствол обсаживается колонной хвостовиком Æ 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 Æ 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
Преимущества КОС:
1) при закрытом КОСе обеспечивается безопасный спуско-подъем инструмента (бурильный, хвостовик. НКТ) в интервале выше установки КОС, без глушения скважины и герметизации устья;
2) управляемое закрытие КОС после заведения в него инструмента (долото и бурильная труба. НКТ);
3) управляемое открытие КОС в момент подхода инструмента к клапану-отсекателю;
4) безопасный спуск перфорированию хвостовика в интервале выше установки КОСа;
5) безопасный спуско-подъем НКТ в интервале выше КОСа при их установке и замене;
6) закрытие скважины на консервацию без глушения скважины (закрытом КОС).
6.3.1. Описание конструкции
На рис. 6.1 показан стационарный клапан-отсекатель (КОС) в открытом положении. Он состоит из собственно клапана-отсекателя, включающего хлопушку 1, седло 2 размещенных в корпусе 3, плунжера 4, соединенного при помощи спецмуфты 5 и патрубка 6 с захватом цанговой муфтой 7. Корпус 3 при помощи переводника 8 соединен с обсадной трубой 9 и муфтой 10 такого диаметра, как и эксплуатационная колонна, с которой он соединяется. В корпусе 3 так же размещен пружинный фиксатор 11 для фиксации плунжера в положении клапана «Закрыто».
На рис. 6.2 показан КОС в закрытом положении. С эксплуатационной колонной КОС соединяется муфтой 10 и переводником 12.
КОС спускается в скважину в открытом положении.
6.3.2. Последовательность операций при применении КОС
На рис. 6.3 показана схема применения стационарного клапана-отсекателя на примере КОС-119-168.
6.3.2.1. Компоновка низа эксплуатационной колонны: башмак, одна труба Æ 168 мм, обратный клапан, 50 м труб Æ 168 мм, КОС-119, обсадные трубы по устье скважины.
6.3.2.2. После спуска и эксплуатационной колонны производится ее цементирование по принятой технологии, см. схему рис. 6.3.
6.3.2.3. Для разбуривания обратного клапана и вскрытия продуктивного пласта в скважину спускается бурильный инструмент. При этом в состав КНБК включаются два обратных клапана КОБТ-95 и цанговый захват КОС-119-168.02 устанавливаемые над забойным двигателем.
Цанговый захват рис. 6.4 для управления закрытием КОСа после заведения долота в плунжер КОСа при подъеме инструмента.
При бурении и в начале подъема бурильного инструмента устье скважины должно быть загерметизированно.
Подъем бурильной колонны
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.
