Спутник буровика
..pdfснизив давление в системе управления универсальным превен тором до 3—4 МПа. При глубине скважины более 2000 м можно спускать инструмент при открытом устье до момента получения притока 2—2,5 м3, после чего устье необходимо загерметизировать и продолжить спуск. Цо мере спуска возрастающее давление
взатрубном пространстве необходимо снижать через дроссель. III. После герметизации устья необходимо через 3—5 мин снять показания давлений на манометрах в трубном и затрубном пространствах. Надо учитывать, что из-за структурных свойств
промывочной жидкости показания манометра, установленного на бурильных трубах, могут быть несколько завышенными. Для получения истинной величины надо 2—3 раза кратковременно приоткрыть дроссель.
IV. Если в течение 15 мин после герметизации устья сква жины давления в трубном и затрубном пространствах стабильны или очень медленно растут — это означает, что в ствол поступила вода или нефть (может быть даже содержащая большое количество
растворенного газа); если |
давления |
продолжают |
быстро расти |
||
(в |
трубном пространстве |
давление |
будет |
несколько ниже, чем |
|
в |
затрубном) — в интервале 500— 1200 |
м начал |
расширяться |
газ, находившийся ранее в свободном или растворенном виде, и подниматься к устью. Расширение газа на этих глубинах очень скоротечно и опорожнение приустьевой части ствола до 500 м происходит за 3—5 мин. В загерметизированной скважине или на больших глубинах подъем газа за счет давления среды и тиксо тропных свойств промывочной жидкости происходит со скоростью
30—300 м/ч. |
|
Необходимо также учитывать, что в |
глубоких скважинах |
в процессе промывки понижается средняя |
температура по стволу, |
т. е. после герметизации устья за счет прогрева промывочной жид кости будет наблюдаться рост давлений в трубном и затрубном пространствах.
Поэтому необходимо как можно быстрее вымыть поступивший флюид из затрубного пространства. В процессе вымыва четко опре деляются интервал нахождения флюида, его тип и объем, после чего корректируют величину доутяжеления промывочной жидкости.
V. Подача насоса (бурового или цементировочного) при вымыве флюида и глушении скважины должна быть 0,4—0,5 от интенсивности промывки при бурении. Низкая подача раствора при закачке позволяет своевременно реагировать на все отклоне ния от расчетного режима, более спокойно оценивать обстановку и тем самым не допускать грубых ошибок. Немаловажный фак тор — резкое снижение давлений на насосе и в затрубном про странстве, так как давление пропорционально квадрату интен сивности промывки.
VI. В начале каждого рейса с использованием новой компо новки или через каждые 200 м углубления ствола с постоянной компоновкой необходимо определять общие потери давления при
2 6 1
прокачке промывочной жидкости через линию дросселирования при закрытом превенторе. Интенсивность прокачки должна ими тировать процесс глушения. При подводном расположении ПВО длина линий глушения и дросселирования очень значительная, потери давления в этих линиях достигают 5 МПа. Пренебрежение этими давлениями может привести к большим ошибкам в расчете режима глушения, а это, в свою очередь,— к гидроразрыву пород.
V II. Перед началом глушения скважины объем утяжелен ного или вновь приготовленного раствора должен быть не менее 1,3— 1,5 от объема скважины.
МЕТОД БУРИЛЬЩИКА
1. Скважина бурится на суше, с МСП или СПБУ.
Так как глушение скважины осуществляется в два этапа (вы мыв флюида, а затем непосредственно глушение закачкой в сква жину утяжеленной до расчетной величины промывочной жид кости), этот метод известен в литературе еще как двухстадийный. Название метода обусловлено тем, что с его помощью бурильщик обязан самостоятельно ликвидировать проявление, не прибегая к сложным расчетам. Преимущество метода — простота использо вания при минимальных знаниях бурового персонала. Недоста ток — необходима большая надежность в работоспособности буро вого оборудования на протяжении всего цикла работ по ликвида ции проявления. Метод применяют при близком расположении долота к забою. Сразу же после определения давлений в буриль ной колонне и затрубном пространстве приступают к вымыву флюида из скважины.
На рис. 11.18, а приведены классические диаграммы давлений при вымыве з а б о й н о й газовой пачки и глушении скважины с характерными точками. Участок Г —1 — запуск насоса до вы хода его на заданную интенсивность промывки, т. е. точка а обозначает начало открытия дросселя. При заданной (выбранной бурильщиком) постоянной производительности промывки давле ние в бурильных трубах рб. т необходимо поддерживать п о с т о я н н ы м до полного вымыва флюида из скважины: это постоян ство давления регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования (участок 1—2). Величина давления в бурильных трубах до полного вымыва флюида определяется по формуле
Рб. Т ~ Рпр + А Р б . Т Н~
где рпр — потери давления во всей системе от насоса до выкида линии дросселирования при промывке на выбранной производи тельности глушения (определяют опытным путем заранее), МПа; Аре. т — давление в бурильных трубах после герметизации устья, МПа; 0,5 — запас на противодавление, МПа.
262
a
J
6
Рис. 11.18. Кривые давлений при глушении скважины методом бурильщика:
а ~ при бурении скважин |
на суше; б — при бурении окважин с EG или |
ППБУ; / — |
|
в ватрубном пространстве; |
II ^ |
в трубая |
|
При отсутствии величины рпр начальное давление в бурильных |
|||
трубах ре5. т можно |
определить кратковременной |
прокачкой |
(2—3 мин) промывочной жидкости через линию дросселирования при поддержании в затрубном пространстве постоянного давления
(Арзат |
0,5) МПа, где Ap3aT — давление в затрубном простран |
стве после герметизации устья. |
|
Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса |
|
вымыва |
флюида н е м е н я е т с я . |
Динамика изменения давления в затрубном пространстве при вымыве газа показана кривой /. Абсолютная величина давления
взатрубном пространстве зависит от объема газа, поступившего
вскважину (рис. 11.19), но в случае значительного превышения над давлением в бурильных трубах происходит перераспределе ние давлений. В этом случае давление в бурильных трубах начнет расти, и чтобы удержать его на прежнем (более низком) уровне, необходимо уменьшить подачу раствора при промывке. Ана логично необходимо поступить, если давление в затрубном про странстве начнет приближаться к предельно допустимому из условия прочности обсадных труб в приустьевой части или пород
воткрытой части ствола. Точка b (см. рис. 11.18, а) — начало
263
расширения газа в затрубном пространстве (интервал 300— 1200 м). Точка с — начало выхода газа .через дроссель; оно может несколько опережать начало выхода расчетной пачки притока У0, полученного до герметизации устья. Если произошло резкое сме щение точки с влево от расчетного положения — вымывается не забойная, а поднятая потоком промывочной жидкости пачка газа (доутяжеление будет незначительным).
Флюид считается вымытым, когда давление на дросселе ста билизируется и станет равным величине (Арб. т + 0,5) МПа, а при
Рис. 11.19. Зависимость давления в аатрубном пространстве от объема газа, поступившего в ствол скважины
прекращении циркуляции давления в трубном и затрубном про странствах должны быть одинаковыми и равными Дрб. т (точка k участка А). Если нет равновесия, то это означает, что в ствол скважины поступила новая порция газа или газ поступал в тече ние всего процесса промывки. В этом случае необходимо промыть скважину заново, увеличив давление рб. т.
Дополнительный объем закачанной промывочной жидкости ДУ (см. рис. 11.18, а) обусловлен возможными ошибками в расчетах, незнанием точного объема скважины в необсаженном интервале, а также проскальзыванием слоев промывочной жидкости в зоне каверн, возможным образованием зон застоя и т. п. Практика глушения проявлений показала, что
ДУ = (0,3-S-l) Узат-
В процессе промывки (вымыва газа) буровая бригада утяже ляет необходимый объем промывочной жидкости до расчетной величины (г/см3)
рк = |
^ (рж |
Дрб. т/^скв)* |
где k — коэффициент |
безопасности согласно п. 8.2 ЕТП; рж — |
плотность промывочной жидкости в скважине до начала проявле
ния, |
г/см3; LCKD — глубина скважины (проявляющего |
гори |
зонта), м. |
|
|
Величину доутяжеления можно определить по номограмме |
||
(рис. |
11.20). После доутяжеления промывочной жидкости |
в не- |
264
обходимом объеме приступают ко второму этапу — непосред ственно глушению.
В бурильные трубы закачивают объем утяжеленного раствора, равный внутреннему объему бурильных труб. Если есть сомнение в правильности подсчета, то закачивают объем на 0,5— 1 м3 больше расчетного. Закачиваемый объем строго контролируют по мерной емкости. В процессе всего периода закачки указанного объема
Рис. 11.20. Номограмма для определения необходимой величины доутяжеления раствора
265
давление |
в затрубном |
пространстве поддерживается п о с т о |
я н н ы м |
(участок de). |
Давление в бурильных трубах будет сни |
жаться и к концу закачки достигнет некоторой величины (точка 4). Если продолжать закачивать утяжеленную промывочную жид кость в бурильные трубы, то давление на насосе начнет повы шаться. После выхода утяжеленной промывочной жидкости из-под
долота дальнейшую закачку |
необходимо |
производить при |
п о- |
с т о я н н о м давлении в |
бурильных |
трубах (участок |
4—5). |
При этом давление в затрубном пространстве к концу закачки должно снизиться практически до нуля. После выхода утяжелен ной промывочной жидкости через дроссель необходимо открыть превентор и убедиться, что скважина заглушена.
2. Скважина бурится с БС или ППБУ.
Порядок действий бурильщика при вымыве флюида и глушении скважины, а также расчет величины доутяжеления промывочной жидкости аналогичны, как и при ликвидации проявления на скважинах, бурящихся на суше. Однако при подводном располо жении устья за счет больших потерь давления в линии дроссели рования давление начала промывки рб. т определяют иначе, чем указано выше.
Пробную прокачку промывочной жидкости с подачей, имити рующей процесс глушения, производят при открытом превенторе через водоотделяющую колонну (райзер, морской стояк), а также при закрытом превенторе через линию дросселирования. Замеряют значения потерь давления соответственно через райзер (ррайз) и линию дросселирования (рл. д). После герметизации устья сква жины и определения избыточных давлений в бурильных трубах
(Арб. т) и в затрубном |
пространстве (Ар8ат) |
начальное давление |
на насосе при вымыве флюида рб. т должно составлять |
||
Рб. т = |
Ррайа ДРб. ш~Ь |
Рл. д- |
Если потери давления в процессе прокачки при выбранной подаче насосов рл. д будут выше расчетного необходимого давле
ния рб. т» то при вымыве флюида давление |
на насосе не может |
||
быть |
ниже |
величины рл. д, хотя дроссель |
будет полностью от |
крыт. |
Если |
величина рл. д значительно ниже допустимого давле |
ния из условия прочности обсадных труб в приустьевой части, то вымыв газа можно осуществлять при поддержании в бурильных трубах давления рл. д (в начале циркуляции дроссель будет пол ностью открыт).
Диаграмма давлений в трубном и затрубном пространствах при ликвидации проявления на скважине с подводным расположе нием ОП приведена на рис. 11.18, б. Характерной особенностью является то, что дроссель необходимо открывать одновременно с пуском насоса, и давление перед ним будет ниже величины Арзат. Если потери давления в линии дросселирования превышают зна чение Арб. т, то к концу процесса вымыва флюида дроссель будет
266
полностью открыт, а на пласт будет передаваться дополнительное
давление |
(рл. д |
Ррайв) |
Аре. т- |
При |
подводном расположении устья кривая роста давлений |
перед выходом газа через дроссель (участок Ьс) будет значительно круче, а максимальное давление на дросселе при выходе газа (точка с) не должно значительно превышать давления в буриль ных трубах.
В некоторый момент закачки утяжеленной промывочной жид кости для поддержания постоянного давления в бурильных тру бах дроссель будет полностью открыт (точка т). Если продолжать закачку при прежней подаче насоса, то давление в бурильных трубах будет повышаться (участок 4'—5). Во избежание этого требуется уменьшить подачу насоса либо открыть задвижку на линии глушения. Поэтому необходимо учитывать, что к концу закачки утяжеленной промывочной жидкости в скважину (точка п) будет существовать противодавление на пласт несмотря на полностью открытый дроссель.
12.СПУСКО-ПОДЪЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ИПРИНАДЛЕЖНОСТИ
12.1.КАНАТЫ СТАЛЬНЫЕ
Канаты стальные различают:
по конструкции: ТК, ЛК — точечное и линейное касание про волок между слоями соответственноТЛК — точечно-линейное касание проволок между слоями; О, Р — пряди состоят из прово лок одинакового и разного диаметров; РО — прядь состоит из проволок разного и одинакового диаметров в слоях;
по назначению: ГЛ — грузолюдские, Г — грузовые; по механическим свойствам проволоки: В — высшей марки,
1 — первой марки; по условиям работы: ОЖ, Ж, С — соответственно особо жест
кие, жесткие и средние агрессивные условия работы; по сочетанию направлений свивки: О — односторонняя, К —
комбинированная, без обозначения — крестовая; по способу свивки: Н — нераскручивающийся, Р — раскру
чивающийся.
Для буровых установок применяют канат правой крестовой свивки, нераскручивающийся, с органическим сердечником для любых условий работы. Обозначение при заявке: канат (диаметр) — Г — (механические свойства проволоки) — Н — (маркировочная группа) — (номер ГОСТа).
Характеристики стальных канатов с органическим сердечни ком (рис. 12. 1) приведены в табл. 12. 1 .
Рис. 12Л. Канат стальной с органическим сердечником:
а — ЛК-О; б — ЛК-РО
268
Таблица |
12.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р а з р ы в н о е у о и л и е к а н а |
|||
Д и а м е т р |
|
|
|
М а с са |
т а (к Н ) п ри м а р к и р о |
|||
Т и н и к о н ст р у к ц и я |
|
|
воч н ой г р у п п е , |
М П а |
||||
к а н а т а , |
Г О С Т |
|
1 0 0 0 м , |
|
|
|
|
|
мм |
|
|
|
к г |
1 4 7 0 |
1 5 6 8 |
1666 |
|
|
|
|
|
|
1 7 6 4 |
|||
12,5 |
ЛК-0 (6X7) |
3069—80 |
|
562 |
74 |
79 |
84 |
88 |
14,5 |
ЛК-0 (6X7) |
3069— |
80 |
745 |
98 |
105 |
111 |
116 |
|
ТК (6X7) |
3070— |
74 |
715 |
|
99 |
105 |
108 |
15,5 |
ЛК-0 (6X7) |
3069—80 |
|
848 |
112 |
119 |
126 |
132 |
|
ТК (6X37) |
3071—74 |
|
835 |
|
ПО |
117 |
120 |
17,0 |
ТЛК-0 (6X37) |
3079—80 |
|
852 |
|
113 |
121 |
124 |
ТЛК-0 (6X37) |
3079—80 |
|
1065 |
|
142 |
151 |
155 |
|
19,5 |
ЛК-0 (6Х 19) |
3077—80 |
|
1370 |
174 |
183 |
197 |
230 |
|
ЛК-Р (6X19) |
2688—80 |
|
1405 |
179 |
191 |
203 |
209 |
|
ТК (6Х 19) |
3070—74 |
|
1275 |
177 |
173 |
184 |
190 |
|
ЛК-0 (6X7) |
3069—80 |
|
1335 |
189 |
201 |
208 |
|
21,5 |
ТЛК-0 (6X37) |
3079—80 |
|
1350 |
169 |
180 |
191 |
197 |
ТЛК-0 (6X37) |
3079—80 |
|
1670 |
208 |
222 |
237 |
244 |
|
22,5 |
ЛК-Р (6Х 19) |
2688—80 |
74 |
1850 |
235 |
251 |
267 |
275 |
|
ТК (6Х 19) |
3070— |
1735 |
|
240 |
255 |
263 |
|
28,0 |
ТК (6X37) |
3071— |
74 |
1705 |
|
229 |
243 |
249 |
ЛК-РО (6X31) |
16853—71 |
|
3000 |
|
440 |
468 |
495 |
|
32.0 |
ЛК-РО (6X31) |
16853—71 |
|
3800 |
|
547 |
581 |
615 |
35.0 |
ЛК-РО (6X31) |
16853—71 |
|
4640 |
|
659 |
700 |
741 |
38.0 |
ЛК-РО (6X31) |
16853—71 |
|
5450 |
|
782 |
830 |
879 |
1 0 0 0 * 1 2 0 0 ви в ?б 0 0 ]^ан а ты т а я е в ы е п о Г О С Т |
1 6 8 6 3 — 88 |
п о с т а в л я ю т с я в |
б у х т а х |
д л и н ой |
Рис. |
12.2. Схемы крестовой оснастки талевой системы |
|||
/, //, |
1 1 1 — |
о с н а с т к и 4 X 5 (5 — г — 1 |
—а —4 |
— в — 2 —6 —3 ), 5 X 6 ( 6 - д —1—а —б—е—2- |
б —4 —в—З) и |
6 X 7 ( 7 — е—1 —а —6 —д |
—2 —б |
—6 —г — 3 —в— 4) |
269
12.2. ОТРАБОТКА ТАЛЕВЫХ КАНАТОВ
При эксплуатации талевых канатов их износ между I и III ро ликами талевого блока — наибольший вследствие более частого огибания роликов под нагрузкой во время спуско-подъемных операций. Поэтому для увеличения срока службы каната его надо периодически перетягивать, сдвигая участок из зоны наибольших нагрузок в менее нагруженную зону. Этим достигается более равномерный износ каната по всей длине: На практике приме няется несколько вариантов перетяжки, предложенных институ том «Гипронефтемаш» (табл. 12.2).
Таблица 12.2
|
|
В а р и а н т а |
|
П о к а з а т е л ь |
|
|
ш |
|
I |
I I |
|
Наработка до первой перетяжки, т-км |
3100 |
5000 |
15 000 |
Длина перепускаемого отрезка, м |
55 |
80 |
100* |
Наработка до второй (очередной) пе |
3000 |
4000 |
10 000 |
ретяжки, т-км |
100 |
|
|
Снижение наработки для каждой оче |
|
|
|
редной перетяжки, т-км |
|
|
|
П р и м еч ан и е . З в е зд о ч к а о зн а ч а е т , что д л и н а |
п ер е п у о к а в тр ети й р аа |
с о с т а в л я е т 3 0 0 м . |
Наработку талевого каната А (т-км) за рейс определяют по показанию счетчика работы каната, а при его отсутствии — по графику (рис’ 12.3). Среднюю массу 1 м инструмента дср (кг) определяют по показанию индикатора веса при установившейся скорости подъема первой свечи или по формуле
Я с р — ( G o л + 1 1 1 5 G g . т >
где (Зол — масса талевого блока, крюкоблока, элеватора и т. п., кг; Go. т — масса бурильной компоновки (кг), поднимаемой с глу бины L6. т, м; т) — кпд талевой системы, r\ = 0,9-i-0,93; 1,15 — коэффициент увеличения нагрузки (массы) за счет сил сопротивле ния при подъеме в вертикальной скважине.
При бурении наклонных скважин с большим градиентом на бора кривизны силы сопротивления соразмерны с массой подни маемых труб, поэтому величину qcp необходимо устанавливать по показанию индикатора веса при подъеме первой свечи.
На графике из точки Ьсяв = L6. т проводится горизонтальная прямая до пересечения с соответствующей Кривой qop, из точки пересечения восстанавливается перпендикуляр и определяется работа А каната за рейс.
270