Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 [ 104 ] 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225

гическая операция выполняется при помощи устьевого оборудования или штуцеров.

Перекрытие скважины может осуществляться при помощи устьевой арматуры. В этом случае задвижку 10 (см. рис. 4.16) штуцерной линии 9 закрывают, а затем закрывают и превен-тор 6 с трубными плашками. После этого задвижку 10 открывают, оставляя закрытой штуцерную линию. Такое перекрытие скважины проводится быстро, поэтому проявление из пласта в скважину прекращается в течение короткого промежутка времени, и тем самым объем притока и давление нагнетания на устье скважины доводят до минимума.

Однако при этом в скважине возникают значительные колебания давления. Эти колебания могут привести к неправильному определению значений основных параметров контроля скважины (давлений нагнетания на устье скважины). Кроме того, при больших давлениях в скважине для открытия задвижки 10 требуется сообщение с нагнетательной стороной клапана, так как возникающий при этом перепад давления затрудняет открытие задвижки.

Поэтому наряду с использованием устьевой арматуры производят перекрытие скважины с использованием штуцеров. В данном случае для "мягкого" перекрытия скважины задвижку 10 закрывают, а клапаны 7, 4 открывают. При обнаружении проявления задвижку 10 открывают и направляют поток через штуцер 5 и штуцерный манифольд 2 в циркуляционную систему буровой установки. После этого закрывают плашки трубного превентора 6 и медленно перекрывают скважину путем ввода в действие клапана в штуцере 5. Окончательное перекрытие скважины достигается закрытием клапана 4.

Недостатком "мягкого" перекрытия скважины является большая продолжительность процесса, и большие объемы жидкости из пласта поступают в скважину. Это затрудняет контроль за скважиной.

Выбор способа перекрытия производится с учетом опыта на данном месторождении и конкретных условий бурения (испытания) скважины, т.е. с учетом разницы между плотностями поступающего из скважины бурового раствора и прочностью породы пласта на разрыв у башмака колонны ( эквивалентном плотности бурового раствора), максимально допустимого давления на устье скважины, скорости перекрытия противовыбросового оборудования и гидравлических клапанов и т.д.

Входящие в компоновку устьевого оборудования клапаны,

установленные на штуцерной линии 9 и дополнительной штуцерной линии 15, во время работы находятся в открытом положении и используются в случае возникновения аварии или при испытании штуцерного манифольда на давление. Если выходят из строя штуцер 5 или клапан 4, то поток направляют через резервный штуцер, подключенный параллельно штуцеру 5. В тех случаях, когда проявление возникает во время спускоподъемных операций, то подъем (или спуск) прекращают, верхний замок бурильной трубы размещают над столом ротора и колонну подвешивают на клиньях. На колонну труб устанавливают безопасный клапан, находящийся в открытом положении. После этого закрывают безопасный клапан и превентор с трубными плашками. Квадрат приподнимают над столом ротора, безопасный клапан открывают и производят регистрацию давлений: перекрытия бурильной колонны в кольцевом пространстве скважины и притока раствора в амбар.

После перекрытия скважины, регистрации и определения необходимых параметров надо удалить из скважины жидкость (газ), поступившую из пласта, и закачать необходимый более тяжелхй раствор, вытеснить первоначальный раствор для того, чтобы подвести скважину под контроль и продолжить бурение или ее испытание. С этой целью используется прямая или обратная циркуляция. В зарубежной практике применяются два метода глушения скважины с использованием контроля за давлением в бурильных трубах, когда давление в кольцевом пространстве на устье при закрытой скважине меньше максимально допустимого давления на разрыв обсадной колонны и устьевого оборудования: "Метод бурильщика" и "Метод ожидания и веса".

Основа "Метода бурильщика" заключается в следующем. При создании циркуляции включают насос, открывают штуцер 5 (см. рис. 4.1 6) и его клапан регулируют таким образом, чтобы давление в кольцевом пространстве скважины было равно давлению в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины плюс давление, обеспечивающее коэффициент безопасности, добавляемые к давлению на забое скважины во время работы по глушению скважины (выбросов) в динамическом состоянии.

В течение всего времени, когда насос развивает запланированную скорость циркуляции, в кольцевом пространстве и бурильных трубах поддерживается постоянное давление. Когда насос начинает работать со скоростью, необходимой для глушения скважин, штуцер регулируют таким образом, чтобы

поддерживать давление в бурильных трубах постоянным. Когда разгазированная пачка бурового раствора выйдет из скважины, циркуляцию прекращают и скважину выдерживают для стабилизации давления. Если давление в бурильных трубах и в кольцевом пространстве при закрытой скважине равно, то проявление ликвидировано. После этого производят второй этап глушения скважины путем нагнетания в скважину утяжеленного бурового раствора. С этой целью открывают штуцер 5 и включают насос. Пока насос не развил скорость циркуляции, рассчитанную для глушения скважины, штуцер регулируют таким образом, чтобы в кольцевом пространстве давление было постоянным. Когда будет достигнута запланированная скорость циркуляции, штуцер необходимо отрегулировать так, чтобы давление в бурильных трубах было равно давлению в момент перекрытия колонны бурильных труб на поверхности после появления выброса плюс давление, затрачиваемое на преодоление сопротивлений в гидравлических каналах труб, штуцера, долота и т.д., и плюс давление, обеспечивающее вышеупоминавшийся коэффициент безопасности. В процессе циркуляции, по мере того как продолжается нагнетание бурового раствора для глушения скважины, штуцер необходимо отрегулировать так, чтобы давление в бурильных трубах постоянно снижалось. Это снижение давления будет происходить до тех пор, пока раствор для глушения скважины не спустится до промывочных отверстий долота. После этого штуцер настраивают так, чтобы давление в бурильных трубах до конца циркуляции было бы постоянным. Когда утяжеленный буровой раствор начинает выходить из скважины, штуцер и скважину закрывают. Если в бурильных трубах и в кольцевом пространстве скважины избыточного давления нет, то скважина находится под контролем и можно проводить запланированные работы.

При глушении скважины "Методом ожидания и веса" все работы проводят в один этап. Отличительной особенностью данного метода является использование для циркуляции при глушении скважины утяжеленного бурового раствора. Поэтому, как только перекрывают скважину, начинают приготовление бурового раствора необходимой плотности. После приготовления утяжеленного раствора создают циркуляцию в скважине. Когда насос набирает необходимую скорость циркуляции, на штуцере 5 (см. рис. 4.16) поддерживают постоянное давление. Как только утяжеленный буровой раствор начинает поступать в бурильные трубы с заданной скоростью, штуцер регулируют таким образом, чтобы давление в кольце-