гнвп

4 УПРАЖНЕНИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ
ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИИ (ГНВП)
Основными причинами газонефтеводопроявлений, как следует из
опыта строительства скважин являются:
• снижение производственной, технологической и трудовой
дисциплины;
• нарушение исполнителями действующих инструкций и правил
безопасного ведения работ;
• недостаточная
обученность
специалистов
и
производственного
персонала действиям по предотвращению и ликвидации нефтегазопроявлений и
фонтанов.
При
проявлении
признаков
газонефтеводопроявлений,
либо
уже
совершившегося поступления пластового флюида на устье скважины следует
придерживаться «Регламента по практическим действиям буровой бригады при
возникновении ГНВП на скважине» и других инструкций, положений по
предупреждению и ликвидации данного вида осложнений. Общий порядок
действий
буровой бригады в этом случае следующий: закрыть скважину;
исследовать характер и степень ГНВП; оценить параметры, необходимые для
управления скважиной; выбрать способ глушения скважины; приступить и
осуществить
ликвидацию
аварии;
расследовать
причины
аварии,
ее
последствия; по результатам работ провести обучение персонала для
предупреждения повторного осложнения.
Бурильщик же при наступлении данной ситуации обязан
• прекратить углубление скважины и остановить вращение ротора (при
турбинном бурении снизить производительность буровых насосов или
отключить один насос);
• установить замок бурильной трубы над столом ротора в пределах 0,51,2 м (напротив ключа АКБ для удобства в работе);
• остановить насос в последнюю очередь, чтоб сохранить влияние
135
перепадов давления в затрубном пространстве и не допустить осложнения
при подъеме компоновки бурильного инструмента;
• закрыть обратный клапан.
4.1 Закрытие скважины
Процедура закрытия скважины во многом влияет на успешность
проведения последующих работ по ликвидации проявления. В практике
бурения известны методы «жесткого» и «мягкого» закрытия скважины при
флюидопроявлении.
4.1.1 "Мягкое закрытие " скважины
Для реализации этого метода, рабочая гидравлически-механическая
задвижка на устье должна быть закрыта, штуцер (правый) должен быть на
50 % открыт и открыты задвижки на вертикальный дегазатор. Штуцер
(левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть
закрыты. Это нормальное положение задвижек на штуцерной батарее при всех
операциях, выполняемых на скважине.
Порядок работ при "мягком закрытии" скважины:
• открыть гидравлическо - механическую задвижку на линии
дросселирования (боковая задвижка на крестовине ПВД);
• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор) и
задвижку прямого сброса. Если инструмент в башмаке обсадной колонны, то
закрыть плашечный превентор;
• постепенно закрыть штуцер;
• закрыть механическую задвижку после штуцера;
• оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут
(но не более 15 минут независимо от глубины скважины), снимать показания
избыточных давлений на устье Риз.т, Риз.к через каждую минуту.
136
4.1.2 "Жесткое закрытие" скважины
В зарубежной практике, в случае раннего обнаружения проявления
(VО = 50÷500л), используется метод быстрой герметизации устья скважины.
Для реализации этого метода штуцер (правый) должен быть закрыт,
задвижки после штуцера на вертикальный дегазатор открыты. Штуцер
(левый) на другой половине штуцерной батареи и задвижки должны быть
закрыты.
Порядок работ при "жестком закрытии" скважины:
• закрыть верхний превентор (обычно универсальный превентор). Если
инструмент в башмаке обсадной колонны, то закрыть плашечный превентор;
• открыть гидравлическо - механическую задвижку на линии
дросселирования (главная боковая задвижка на крестовине);
• оставить скважину на стабилизацию давления в течение 5-10 минут (но
не более 15 минут, независимо от глубины скважины), снимать показания
избыточных давлений на устье Риз.т, Риз.к через каждую минуту.
4.1.3 Рекомендации к выбору способа закрытия скважины
Преимущества
«мягкого» закрытия скважины: - снижен эффект
гидравлического удара в скважине.
Недостатки «мягкого» закрытия скважины: более сложный способ
выполнения закрытия скважины; образуется больший приток пластового
флюида в скважину.
Преимущества «жесткого» закрытия скважины: простая и быстрая
процедура закрытия скважины; образуется меньший приток пластового
флюида в скважину.
Недостатки
«жесткого»
закрытия
скважины:
возникает
опасность
гидравлического удара, опасного для оборудования и горных пород.
137
4.2 Исследование параметров НГВП
После закрытия скважины и стабилизации давлений в бурильной
колонне и кольцевом пространстве регистрируют через 10-15 минут
следующую устьевую информацию о флюидопроявлении:
1. Время возникновения НГВП
2. По показаниям
манометров на устье скважины регистрируют
установившееся давление в трубах бурильной колонны Ри (бт) и кольцевом
пространстве Ри. кп (Рис. 4.1).
Р, МПа
Ри(кп)
Ри(бк)
Стабилизация
давлений
Миграция газа в буровом
растворе без
расширения
10-15 мин
Время, мин
Рисунок 4.1- Характер изменения давлений в трубах и кольцевом
пространстве после закрытия скважины при НГВП
3. Вес бурового инструмента на крюке.
4. Параметры бурового раствора.
5. Рассчитывают давление проявляющего пласта
Рпл. = Ри (б к) + ρg H,
(4.1)
138
где ρ – плотность буровой промывочной жидкости
6. По расходомеру в приемной емкости определяют объем (V0)
поступившего пластового флюида.
7. Определяют вид поступившего флюида
визуально и по формуле
ф   н 
где
lф 
Ри ( КП )  Ри ( БТ )
(4.2)
glф
V0
- высота столба поступившего пластового флюида, м;
S
2
S – площадь кольцевого пространства скважины, м .
если: ρ = 10-360 кг/м3
– газ;
ρ = 360 - 700 кг/м3
– газоконденсат;
ρ = 700-1080 кг/м3
– газированная нефть;
ρ = 1080-1200 кг/м3
– пластовая вода.
8. Определяют плотность жидкости глушения
 г  н 
Ри ( б .т)  Р
gН пл
(4.3)
9. Определяют максимально допустимые давления при глушении
скважины
Р   0,8Р
и ( т)
Р = maх
опр
Р   Р
и ( кп )
гр
(4.4)
 бпж gH *
где Ропр - давление опрессовки обсадных труб; Ргр – давление гидроразрыва
наименее прочных горных пород; H* - глубина залегания наименее прочных
горных пород.
139
4.3 Оценка давления поглощения (гидроразрыва) горных пород
В практике бурения после разбуривания башмака обсадной колонны
проводят работы по оценке давления поглощения горных пород с целью
определения максимально допустимого увеличения плотности промывочной
жидкости при дальнейшем углублении скважины.
Знание давления поглощения обязательно для успешной ликвидации
НГВП или открытого фонтана. В тех случаях, когда давление нагнетания
ограничивается
предварительно
установленным
его
значением,
подтверждается способность горной формации выдерживать заданное
давление. Такая процедура носит название ограниченного испытания горных
пород на прочность методом опрессовки.
ограниченное
испытание
часто
вполне
В прочных горных породах
достаточно
для
выполнения
требований дальнейшей проводки скважины. В скважинах подлежащих
ликвидации, давление в целях накопления данных может доводиться до
величины гидравлического разрыва.
Если предполагается встреча с горными породами малой прочности
ниже башмака обсадной колонны, то рекомендуется проводить повторные
испытания в открытом стволе скважины.
Обычно
испытания
проводят
под
башмаком
кондуктора
и
промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не должна
подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в скважине.
Порядок проведения испытания следующий.
1. После схватывания цементного камня разбуривают цементный
стакан в обсадных трубах, башмак и цемент, а затем горную породу на 10-15
метров ниже башмака обсадной колонны.
2. Скважину промывают и обеспечивают выравнивание параметров
бурового раствора.
3. Поднимают долото в башмак обсадной колонны. Необходимо
убедиться, что скважина полностью заполнена буровым раствором.
140
4. Подсоединяют цементировочные агрегаты к опрессовочной головке
и опрессовывают нагнетательную линию.
5.
Вызывают
дросселирования
циркуляцию
при
бурового
полностью
раствора
открытом
через
штуцере.
линию
Подачу
цементировочных агрегатов следует создавать в пределах 40-80 л/мин.
6. Скважину закрывают, используя превентор и штуцер.
7. Прокачивать цементировочным агрегатом внутрь бурильной
колонны буровой раствор, увеличивая давление в скважине до половины
расчетного максимального значения. При этом на устье регистрируют
повышение давления по мере увеличения объема закачиваемого раствора.
8. Продолжают закачивание бурового раствора порциями по 0,04 м3 .
Каждый раз с последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для
стабилизации давления в скважине.
9. По полученным данным строят график изменения давлений в
скважине после каждой закачанной в неё порции (рис. 4.2). Точка отклонения
(А) от прямолинейной зависимости соответствует давлению начала
поглощения (РА). Прекращают закачивание при получении на графике 2-3
точек стабильного поглощения. Продолжение закачивания (точка В)
приведет к достижению максимального давления (РВ), при котором
происходит гидроразрыв горной породы. Происходит резкое падение
давления нагнетания.
10. Останавливают насос и делают выдержку в течение 5- 10 минут.
11. Осуществляют плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание
давления через штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с
закаченной, определяют объем жидкости, поглощенный пластом.
4.4 Методы ликвидации газонефтепроявлений
Для эффективного осуществления работ по ликвидации ГНВП
необходимо правильно выбрать способ глушения скважины. Способ
глушения зависит от многих конкретных условий, включая квалификацию
141
В
РB
РA
А
х
х

х

х
С

D
Давление
х

х
2
1


E
O
VA
VB
Объем закачанной жидкости
Рисунок 4.2 – Типовая диаграмма испытания горной породы на
прочность методом опрессовки:
1- давление нагнетания; 2- статическое давление
А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта;
ВС- распространение трещин в породе; СD- падение давления после
прекращения закачки
находящегося на буровой персонала, наличия утяжеленного запасного
раствора, состояния колонны, ПВО и ствола скважины, а также от характера
и интенсивности самого проявления. Существует несколько способов
глушения скважин.
142
4.4.1 Метод бурильщика
Этот метод называется так, потому, что им может пользоваться
персонал, незнакомый с особо сложными операциями по управлению
скважиной. Метод бурильщика не универсален, но применим во многих
ситуациях.
Преимущества этого метода:
• Простота применения;
• Возможность
незамедлительно
начать
работы
по
управлению
скважиной.
• Отсутствует необходимость в сложных математических расчетах, по
крайней мере, на начальном этапе.
Недостатки метода:
• Значительный риск порыва пласта на башмаке последней обсадной
колонны.
• Повышение значения давления как в скважине, так и наземном
оборудовании.
• Продолжительное время глушения скважины. Необходимо не менее
двух циклов циркуляции. Первый цикл - вымыв газовой пачки, второй цикл -
Р, МПа
непосредственно глушение скважины (рисунок 4.3).
Число ходов насоса
Давление на стояке
Давление на штуцере
Давление MAASP
Рисунок 4.3 – График глушения методом Бурильщика
143
4.4.2 Необходимые расчеты для реализации методов ликвидации
ГНВП при составлении иста глушения скважины (Приложение 1)
1
Расчет
веса
бурового
раствора
для
глушения
скважины
производиться по формуле
ρгл = ρпр+Риз.т./9,81×Н
(4.5)
где ρпр – исходный вес бурового раствора, кг/м3; Риз.т – избыточное давление
в трубах МПа; Н – глубина по вертикали, м.
2 Расчёт объемов бурильной колонны и кольцевого пространства,
количества ходов поршня «от поверхности до долота» и «от долота до
поверхности»
Объем колонны рассчитывают по формуле
Vк=(πDв2/4)×L
(4.6)
где Dв – внутренний диаметр колонны, мм; L – длинна колонны, м.
Объем кольцевого пространства рассчитывают по формуле
Vк.п.= [π(Dc2-Dн.к.2)/4]×L
(4.7)
где Dc – диаметр скважины, мм;
Dн.к. – наружный диметр колонны, мм.
Число ходов насоса рассчитывают по формуле
N=V/Q
(4.8)
где Q – подача насоса, л/с.
Время прокачивания раствора по формуле
T=N/n
где n – число ходов насоса в минуту.
144
(4.9)
3 Расчет ожидаемого начального давления циркуляции (ICP).
Величину ICP необходимо для оценки величины давления в
циркуляционной системе, которое требуется создать для поддержания
постоянного забойного давления в начале глушения скважины. Определяется
по формуле
Pн=Pпр+Pиз.т.
(4.10)
где Рпр – давление насосов.
4 Расчет конечного давления в циркуляционной системе (FCP).
Во время замещения предыдущего бурового раствора на утяжеленный
буровой раствор в бурильной колонне, давление циркуляции на стояке
необходимо понижать, принимая во внимание повышение гидростатического
давления в бурильной колонне. После полного замещения предыдущего
бурового раствора на раствор глушения, избыточное давление в колонне
должно быть равным нулю.
Pк= Pпр×( ρгл/ ρпр)
(4.11)
5. Составление режима давления циркуляции в бурильной колонне в
сравнении с количеством ходов поршня насоса.
После определения начального и конечного давления необходима
составить таблицу понижения давления циркуляции по отношению к числу
ходов насоса и график глушения скважины. Это позволит без помех
заглушить скважину и выявить любые возможные нарушения.
4.4.3 Порядок выполнения работы
1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические
сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме
промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов. Для этого
145
предлагается заполнить таблицу 1.
Перед началом бурения выставить сигнализацию датчика желобной
линии.
Таблица 1 – Гидравлические сопротивления при циркуляции
Показания 1 ого насоса
N - ходов
Показания 2 ого насоса
N/2 - ходов
N - ходов
N/2 - ходов
ΔРпрок
2. После начала бурения фиксировать механическую скорость бурения.
При увеличении механической скорости в 2 и более раза прекратить
углубление скважины и проверить показания датчика желобной линии. При
отсутствии перелива продолжить углубление. При обнаружении НГВП
закрыть скважину для стабилизации давления.
3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в
бурильной колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
4.
Определить
по
уровнемеру
в
приемной
емкости
объем
поступающего бурового раствора.
5. Определить вид поступившего в скважину флюида.
6. Определить плотность жидкости глушения
7. Определить начальное, и конечное давление циркуляции для
удаления пластового флюида из скважины.
Последовательность проводимых операций,
изменение давлений на
устье скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на
рис. 4.3.
8.
Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу
скважины на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание
раствора в скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая
давление в кольцевом пространстве постоянным.
После выхода на режим глушения давление в кольцевом пространстве
должно превышать давление до начала циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее
146
отрегулировать степень открытия дросселя так, чтобы давление в бурильной
колонне соответствовало расчетному значению давления начала циркуляции
(участок 0-1). При этом давление кольцевом пространстве будет расти
(участок а-b).
Вести
9.
циркуляцию
с
поддержанием
постоянной
производительности насосов и постоянным давлением в нагнетательной
линии до полного удаления флюида из скважины. Постоянство давления
регулируется закрытием или открытием дросселя на блоке дросселирования
(участок 1–2). Плотность промывочной жидкости в течение всего процесса
не меняется. Готовится жидкость глушения требуемой плотности в объеме
равном 1,2 – 1,5 объема скважины.
10. Определить момент подхода газа к устью скважины (точка b).
Открыть задвижку на штуцерной батарее для вывода пачки газа через
дроссель на факельное устройство (участок b-с). Флюид считается
удаленным, когда давление на дросселе стабилизируется и станет равным
Pкп = Р и (бт) + S.
11. После удаления флюида из скважины записать установившееся
давление (Р кп) в кольцевом пространстве (точка с). Для этого плавно
остановить
пространстве
насосы
поддерживая
постоянным.
После
дросселем
давление
удаления
флюида,
в
кольцевом
после
первой
циркуляции, давление в кольцевом пространстве и давление в бурильных
трубах должны быть равны. Остановка циркуляции соответствует III зоне на
графике глушения (рисунок 4.3).
12. Начать работу по выводу скважины на режим глушения. Для этого
необходимо начать закачивание раствора глушения в скважину с 5 ходов
плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в кольцевом пространстве
постоянным. После заполнения наземной обвязки раствором глушения
сбросить счетчик ходов плунжера на 0. Закачать утяжеленный буровой
раствор
в
бурильные
трубы
при
постоянном
установившемся
давлении в кольцевом пространстве Ркп. (участок с-d). Давление в
147
1
P нач.
Pнач. =Ри (бт).+Рпрок.+S
2
Рmax
b
давление
Pкон. =Рпрок.( pгл/рн)+S
4
3
Ри(кп)
a
Ри(т)
0
Pкп. =Ри.( бт) +S
c
I
II
d
III
I - стадия
IV
V
e
II - стадия
Время
Рисунок 4.3 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах (0 - 4) и кольцевом пространстве (а – е)
при глушении скважины двухстадийным способом (способ Бурильщика)
I – газовая пачка поднялась к устью; II – удаление пачки газа из скважины; III – период циркуляции жидкости до
начала замены ее на жидкость глушения; IV- заполнение бурильных труб жидкостью глушения; V – заполнение
кольцевого пространства жидкостью глушения
148
бурильных трубах при этом будет снижаться (участок 2-3). Зафиксировать
давление в бурильных трубах в тот момент, когда
они
будут
полностью
заполнены утяжеленным раствором (Р кон. = 0). Выход утяжеленного раствора
в кольцевое пространство сопровождается повышением давления в бурильных
трубах.
13. Заглушить скважину при постоянном давлении в бурильных трубах
(Р кон.). При этом давление в кольцевом пространстве будет снижаться до
нулевого значения.
14. При поступлении из скважины через дроссель утяжеленного бурового
раствора плотностью
ρгл.
необходимо остановить операцию по глушению
скважины плавным снижением числа ходов плунжера, поддерживая при этом
давление в затрубном пространстве постоянным. После остановки насосов и
закрытия дросселя давление в бурильных трубах и затрубном пространстве
должно быть равно нулю.
15. Проверить скважину на перелив. Если из скважины нет перелива
бурового раствора, открыть превентор и промыть скважину с максимальной
производительностью насосов.
4.5 Метод ожидания и утяжеления
4.5.1 Условия применения
При применении метода ожидания утяжеления, управление скважиной
осуществляется путем одной циркуляции тяжелого раствора.
Метод включает фазу ожидания при закрытой скважине (получение тяжелого
бурового раствора) до запуска циркуляции, которая содержит только один этап –
подача тяжелого бурового раствора (рисунок 4.4).
При глушении скважины способом «ожидания и утяжеления» вымывание
поступившего пластового флюида и закачивание утяжеленного бурового
раствора производится одновременно. Если запас необходимого утяжеленного
раствора на буровой отсутствует, то остановив насосы и закрыв скважину,
149
Р, МПа
Число ходов насоса
Давление на стояке
Давление на штуцере
Давление MAASP
Рисунок 4.4 – График глушения методом ожидания и утяжеления
немедленно его утяжеляют. Технологически способ «ожидания и утяжеления»
сложный, так как требует проведения инженерных расчетов регулирования
давления в скважине при своем осуществлении. Вследствие этого глушение
проявлений
этим
способом
производится
под
руководством
высококвалифицированных специалистов.
Для реализации метода ожидания и утяжеления необходимы следующие
условия:
• долото должно быть у забоя;
• не должно быть осложнений для циркуляции бурового раствора;
• максимального допустимое давление на устье в кольцевом пространстве
(MAASP), должно превышать давление в затрубном пространстве (SICP), не
допуская порыва пласта ниже башмака обсадной колонны;
• возможность
получения
необходимого объема
раствора в
очень
короткий промежуток времени. Период между герметизацией устья и началом
закачивания тяжелого раствора должен быть максимально непродолжительным.
Если для приготовления тяжелого раствора потребуется длительное время, газ
сможет подняться к поверхности, что чревато многими проблемами (например,
150
ошибками в оценке давлений, содержанием примесей в растворе). Таким образом,
всегда должно быть в наличии некоторое количество тяжелого раствора; кроме
того, вместимость системы перемешивания раствора и растворных емкостей
должна быть достаточно для утяжеления раствора в процессе циркуляции.
Преимущества метода:
• По срокам реализации он короче, чем метод Бурильщика;
• Давление на устье в затрубном пространстве (газ под блоком задвижки
скважины) меньше, чем при методе Бурильщика;
• Давление в открытом стволе при движении газовой пачки несколько
меньшее, что важно с точки зрения прочности в слабом месте.
Недостатки метода:
• Требует больше времени на подготовку (получение тяжелого бурового
раствора, расчет и диаграмма) до начала циркуляции.
• Требует решения проблемы-миграции газа за счет использования метода
стравливания давления.
• Отсутствие циркуляции в течение периода приготовления утяжеленного
бурового раствора.
• Большое избыточное давление на устье при всплытии газовой пачки.
• Проведение расчетов для заполнения карты глушения скважины.
4.5.2 Порядок выполнения работы
1. Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические
сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе при рабочем режиме
циркуляции промывочной жидкости и при уменьшенной вдвое величине подаче
буровых насосов.
2. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.
3. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной
колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
4. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.
5. Определить вид поступившего в скважину флюида.
151
6. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут
(Приложение 1, Приложение 2).
В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию:
диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны;
давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса;
производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в
колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности
жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в
скважине. Строится график изменения давления в бурильной колонне при
вымывании пачки газа.
Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье
скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис. 4.
7. Приготовить утяжеленный буровой раствор требуемой плотности
объемом равным 1,5 объема скважины (участок I).
8. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины
на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в
скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в
кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения
давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала
циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя
так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению
давления начала циркуляции (Рн). После заполнения наземной обвязки
раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.
9. Начать закачивание утяжеленного бурового раствора в скважину,
снижая открытием дросселя давление в бурильных трубах
до значения Рк
(участок II) в соответствие с построенным графиком.
10. Продолжить циркуляцию бурового раствора с постоянным давлением
Рк в бурильных трубах (участок III, IV) при постоянных значениях
производительности насосов и плотности бурового раствора до полного
удаления пачки газа из скважины и заполнения скважины утяжеленным
152
раствором.
11. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой
раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом
пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и
перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора
нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и
выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления процедуру
глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью бурового
раствора.
4.6 Метод непрерывного глушения скважин
При этом способе скважину начинают глушить сразу после ее закрытия
при непрерывном утяжелении бурового раствора, т.е совмещают процесс
вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до
значения, необходимого для ликвидации притока из пласта.
Обычно
проявление
ликвидируют
в
течение
нескольких
циклов
циркуляции. Однако не исключается возможность глушения за один цикл, если
при этом может быть обеспечено достаточно интенсивное утяжеление бурового
раствора. Если буровой раствор утяжеляют в течение нескольких циклов
циркуляции, то его плотность повышают ступенями, причем прекращение на
каждом цикле определяется возможностью оборудования.
Давление в бурильных трубах регулируется в соответствии с графиком его
изменения, строящимся так же, как и при способе «ожидание и утяжеление».
Преимущества этого способа – отсутствие периода простоя скважины под
давлением, низкие давления в обсадной колонне при глушении.
Недостаток способа – сложность процесса регулирования давления в
скважине, обусловленная изменением плотности бурового раствора во время
циркуляции.
Последовательность проводимых операций, изменение давлений на устье
скважины, в бурильных трубах и обсадной колонне показаны на рис.4.5.
153
Рmax
давление
Pнач. =Ри (бт).+Рпрок.+S
Pкон. =Рпрок.( pгл/рн)
Pи(кп)
Pи(т)
I
III
II
IV
Время
Рисунок 4.4 – Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве при глушении
скважины способом «ожидания и утяжеления»
I – время приготовления утяжеленного бурового раствора; II- заполнение бурильных труб жидкостью
глушения; III –IV - заполнение кольцевого пространства жидкостью глушения и вымывание газа из скважины
154
Плотность подаваемого в скважину раствора поддерживают постоянной до
появления раствора с такой же плотностью на устье скважины. Затем снова
начинают увеличивать плотность раствора.
Порядок выполнения работы
Перед вскрытием пластов с АВПД определить гидродинамические
сопротивления (ΔРпрок) в циркуляционной системе (давление прокачивания) при
рабочем режиме промывки и при уменьшенной вдвое подаче буровых насосов.
1. При обнаружении ГНВП закрыть скважину для стабилизации давления.
2. Записать максимальные установившиеся значения давлений в бурильной
колонне (Ри.бт) и обсадной колонне (Ри. кп).
3. Определить по уровнемеру в приемной емкости объем проявления.
4. Определить вид поступившего в скважину флюида.
5. Заполнить рабочую карту глушения скважины не более чем за 15 минут
(Приложение 1, Приложение 2).
В рабочую карту вначале заносят предварительную общую информацию:
диаметр скважины и обсадной колонны; глубина спуска обсадной колонны;
давление последней опрессовки обсадной колонны; давление на выкиде насоса;
производительность насосов; объем бурильных труб; допустимое давление в
колонне. Затем в карту глушения заносятся расчетные значения плотности
жидкости глушения, начальное и конечное давление циркуляции жидкости в
скважине.
7. Проверить состояние оборудования. Начать работу по выводу скважины
на режим глушения. Для этого необходимо начать закачивание раствора в
скважину с 5 ходов плунжера насоса в минуту, поддерживая давление в
кольцевом пространстве постоянным. После выхода на режим глушения
давление в кольцевом пространстве должно превышать давление до начала
циркуляции на 0,5 – 1,0 МПа. Далее отрегулировать степень открытия дросселя
так, чтобы давление в бурильной колонне соответствовало расчетному значению
давления
начала
циркуляции
(Рн).
155
После
заполнения
наземной
Рmax
давление
Pнач. =Ри (бт).+Рпрок.+S
Pкон. =Рпрок.( pгл/рн)
Pи(кп)
Pи(т)
I
II
III
Время
Рисунок 4.5- Диаграмма давлений на устье в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины при
ликвидации НГВП способом «непрерывного глушения скважины»
I - заполнение бурильных труб жидкостью глушения; II, III – вымывание газа и заполнение кольцевого
пространства скважины жидкостью глушения
156
обвязки раствором глушения сбросить счетчик ходов плунжера на 0.
8. По мере утяжеления и закачивания бурового раствора в бурильные
трубы строят график снижения давления нагнетания от значения Рн до
значения Рк (участок I). Регулярно следить за повышением плотности
бурового раствора. Своевременно снижать давление нагнетания.
9.
После
заполнения
бурильных
труб
утяжеленным
раствором
продолжить циркуляцию раствора с постоянным давлением Рк в бурильных
трубах при постоянной производительности насосов и плотности раствора ρк
до полного удаления газа из скважины (участок II, III).
10. После того как из скважины начнет выходить утяжеленный буровой
раствор, остановить насосы поддерживая дросселем давление в кольцевом
пространстве постоянным и проверить наличие избыточного давления и
перетока бурового раствора из скважины (Ри.кп = 0). Если перетока раствора
нет, то открыть превентор и промыть скважину с полной подачей насосов и
выравниванием плотности бурового раствора. При наличии давления
процедуру глушения скважины повторить с вновь пересчитанной плотностью
бурового раствора.
4.7 Объемный метод глушения скважины
Если поступивший в скважину газ нельзя вытеснить путем циркуляции
(например, бурильная колонна находится у поверхности или извлечена из
скважины, или забиты насадки долота), необходимо дать возможность газу
выйти на поверхность. Это достигается открыванием задвижки регулируемого
штуцера с тем, чтобы выпустить некоторое количество раствора, что приведет
к расширению газа. Для применения объемного метода необходимо, чтобы
MAASP (максимально допустимое давление в затрубном пространстве при
закрытом устье) превышало реальное давление в обсадной колонне. В то же
время при выходе газа на поверхность MAASP не должно превышать давление
разрыва обсадной колонны или рабочее давление превенторов.
Объемный метод можно разбить на три этапа:
157
• миграция газа к поверхности при контролируемом расширении;
• вытеснение газа раствором;
• возобновление циркуляции.
Первый этап.
В случае проявления, когда устье уже герметизировано, пластовый
флюид будет иметь некоторый объем, высоту и давление.
Флюиду предоставляется возможность двигаться без расширения до тех
пор, пока давление в верхней части не увеличится на величину S, равную 1
МПа, считающуюся запасом на противодавление. Увеличиваем Риз.к на 1 МПа.
Это значение принимается как запас рабочего давления на противодавление".
Затем вычисляется количество раствора, которое следует выпустить через
штуцер, чтобы уменьшить давление в скважине.
Контролируя давление, выпускается часть раствором через штуцер в
мерник. Объем выпускаемого раствора должен соответствовать расчетной
высоте Hv. Этот объем рассчитывается по уравнению:
Vp = Hv×(πD2/4) (объем с учетом бурильного инструмента или без него).
На этом этапе очень важно строго контролировать объем выпускаемого
раствора, регулируя отверстие штуцера, чтобы поддерживалось постоянное
значение Риз.к.+S.
Как только расчетный объем раствора выпущен, необходимо закрыть
штуцер. Повторять операцию до тех пор, пока газ не окажется у поверхности.
На данном этапе газ не следует выпускать, необходимо помнить, что в этот
момент надо быстро закрыть штуцер. При этом Pиз.к достигает максимального
значения.
Порядок расчетов до момента подъема газа до устья при заполнении
бланка объемного метода глушения (Приложение2):
• Выбрать диапазон рабочего давления Рр.д. и величину безопасного
предела Рп (от 0,1 до 1 МПа);
• Найти величину гидростатического давления на один метр кольцевого
пространства по формуле
158
Рр/м=ρрg/[π(Dc2-Dн.к.2)/4]
(4.12)
• Найти выпускаемый объем для каждого цикла по формуле
Hv=Pр.д./ Рр/м
(4.13)
• Дать возможность увеличению давления в кольцевом пространстве на
величину Рп+ Рр.д., без выпуска раствора из скважины;
• Приоткрыть штуцер и выпустить расчетный объем раствора.
Рцикл1=Риз.т+ Рп+ Рр.д.
Второй этап вытеснения газа раствором.
Начать
закачивание
в
скважину
того
же
раствора,
который
использовался при начале проявления (ρн). Нагнетание вести очень медленно
через линию для глушения скважины. Pиз.к начинает повышаться. Дать ему
возможность достичь значения MAASP, минуя запас на противодавление. В
этот момент надо выключить насос.
Рассчитать, на сколько может уменьшится Pиз.к, чтобы это снижение
компенсировалось гидростатическим давлением столба закаченного раствора.
Допустим, что был закачан объем Vp. Преобразуем Vp в Hv (высота
гидростатического столба).
Н v = Vp /(πD2/4) ,
∆Р = 9,81 ρн Hv
Медленно выпускать газ до тех пор, пока Pиз.к не достигнет значения
конечного Pиз.к - ∆PI. На этом этапе стравливают газ, раствор при этом не
выпускается.
Продолжается до полного вытеснения газа. Во время нагнетания не
должно быть превышено значение MAASP. He должно также чрезмерно
снижаться Pиз.к. В конце этого этапа скважина заполнена раствором и
находится под контролем, но не заглушена.
Третий
этап:
возобновление
циркуляции,
спуск
колонны
под
давлением.
Для того, чтобы заменить первоначальный раствор раствором для
159
глушения скважины необходимо в скважину спустить инструмент. Скважина
находится под давлением, поэтому спуск проводится под давлением.
4.8 Предупреждение ГНВП при спуско-подъемных операциях
При бурении промывочная жидкость за счет своей плотности должна
создавать в состоянии статики противодавление на пласт. При циркуляции
противодавление увеличивается еще на величину гидравлических потерь в
затрубном пространстве. При подъеме трубной колонны максимально
допустимое
снижение
уровня
промывочной
жидкости
в
скважине
рассчитывается в каждом конкретном случае из условия недопущения падения
давления в скважине ниже пластового и, соответственно, определяется
максимально допустимая длина поднимаемых труб без долива. Максимальное
количество свечей бурильных, утяжеленных и насосно-компрессорных труб,
поднимаемых без долива, указывается в ГТН и в плане работ по испытанию
скважины. Если на практике конструкция скважины, компоновка бурильной
колонны или плотность промывочной жидкости отличаются от проектных
данных, максимально допустимое количество свечей, поднимаемых без
долива, пересчитывается буровым мастером по формуле
L  100
Lmax 
где
 ПЛ
 Ж VC  VМ
2
VM
(4.14)
Lмах – максимально допустимая длина труб, поднимаемых из скважины
без долива, м;
рпл - пластовое давление на глубине L (по вертикали), МПа;
рж - плотность жидкости, заполняющей скважину, г/см ;
VС - внутренний объем приустьевой части обсадной колонны, м3 /100 м;
VM - усредненный объем металла извлекаемых из скважины труб
(с учетом замковых соединений), м3/100 м.
Как видно из приведенной формулы, снижение уровня жидкости в
скважине зависит не только от количества свечей (длины) поднятых труб, но и
160
от их диаметра и толщины стенки, т.е. от их веса. При наличии нескольких
вскрытых
пластов
с
различными
градиентами
пластового
давления
допустимое понижение уровня рассчитывают для каждого пласта и
принимают наименьшее значение.
Долив скважины на практике производится периодически через каждое
ранее определенное количество поднятых свечей. Доливать можно буровыми
насосами, но такой метод нежелателен из-за возможных грубых ошибок
определения дополнительно закачанного объема. Наиболее точным является,
долив скважины из отдельной доливной емкости объемом 1,5 — 5,0 м3,
смонтированной, как показано на рисунке 4.6а и рисунке 4.6б (схема
циркуляционной системы бурового тренажера).
При наличии в открытой части разреза нескольких газовых горизонтов с
градиентом пластового давления 0,013 МПа/м и более во время спуска
бурильных труб необходимо проводить промежуточные промывки независимо
от наличия или отсутствия разгазированных пачек раствора по стволу
скважины.
Продолжительность
и
частоту
промежуточных
промывок
определяет технологическая служба предприятия по каждой скважине
отдельно. Допустимая скорость спуска компоновок независимо от условий.
При превышении допустимой скорости спуска возможно поглощение
промывочной жидкости за счет эффекта поршневания, т.е. возникновения
области повышенного давления под долотом. Это может привести к снижению
уровня в затрубном пространстве и противодавления на пласт.
В случае использования промывочной жидкости с увеличенными
вязкостью и статическим
напряжением сдвига, а также УБТ или турбобура
Превентор
универсальный
увеличенного диаметра скорость спуска необходимо уменьшить. Осыпание
стенок скважины, наличие в шламе крупнооскольчатых кусочков породы
говорят о том, что скорости спуска и подъема близки к критическим
значениям то их надо уменьшать. Технологическая служба предприятия
обязана пересчитать эти величины и довести до сведения буровой бригады.
161
В желоб
Доливная ёмкость
А
А
Б
Рисунок 4.6. Схема циркуляционной системы бурового
тренажера DrillSum 5000
162
Современная технология предусматривает бурение скважины, как
правило, при Рзб > Рпл. Однако соотношение это нарушается, по ряду причин:
вскрытие пласта с более высоким, чем ожидалось, пластовым давлением;
падение Рзб ниже проектного из-за нарушения технологии бурения;
нестабильность свойств используемых буровых растворов; фильтрационный и
контракционный эффекты; снижение уровня бурового раствора, вызванное его
поглощением;
поломка
обратного
клапана.
Полностью
избежать
возникновения этих ситуаций при существующей практике буровых работ
невозможно. Следовательно, при проводке скважин всегда существует
потенциальная
опасность
ГНВП.
Проявления,
обнаруженные
заблаговременно, могут быть быстро ликвидированы. Трудоемкость работ но
ликвидации ГНВП зависит в основном от количества поступивших в скважину
пластовых флюидов и по мере его увеличения возрастает.
Основными причинами, по которым пластовое давление может быть
выше забойного, что неизбежно приводит к ГНВП, являются:
- уменьшение гидростатического давления за счет снижения плотности
бурового раствора, поступления в циркулирующий раствор жидкости меньшей
плотности, недостаточная дегазация бурового раствора;
- падение гидростатического давления за счет снижения уровня бурового
раствора в скважине (поглощение бурового раствора, недолив раствора в
скважину при подъеме бурильной колонны);
- отрицательное гидродинамическое давление, возникающее при
спускоподъемных операциях, усиливающееся за счет эффекта поршневания;
- нестабильность бурового раствора (снижение плотности раствора,
находящегося в скважине, за счет осаждения твердой фазы);
- эффекты фильтрации и контракции в сочетании с особенностями
структурно-механических свойств бурового раствора;
- погрешности в определении пластового (порового) давления.
Условие, при котором возникает проявление в процессе бурения или
промывки, может быть записано как:
163
Рпл >РГ + РГС
где
(4.15)
РГ — гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового
раствора;
РГС — гидравлические потери в затрубном пространство скважины.
Условие, при котором возникает проявление при подъеме колонны труб,
может быть выражено формулой
Рпл =РГ – ΔРДВ – ΔРСТ – Δhpg
где
(4.16)
ΔРДВ — гидродинамическое давление (отрицательная составляющая),
обусловленное подъемом колонны труб, МПа;
ΔРСТ
—
снижение
статического
давления
на
забой
скважины,
обусловленное седиментационными явлениями, МПа;
Δh— глубина опорожнения затрубного пространства, м;
g — ускорение свободного падения, м/с2;
р — плотность бурового раствора, кг/м2.
В литературе фигурирует только одна формула, по которой можно
рассчитать снижение давления во время подъема колонны труб формула
ΔРД В = 4
где
L
D  dн
(4.17)
dн — наружный диаметр труб, м.
Снижение давления против гидростатического при подъеме колонны
труб также может быть обусловлено изменением скорости подъема (обратный
гидравлический удар) при преодолении воздействия статического напряжения
сдвига на этапе начала движения, а также в связи с гидравлическими потерями
при движении колонны труб вверх с равномерной скоростью.
На момент начала движения гидродинамическое давление может быть
определено по формуле
164
ΔРДВ= 4
где
L
D  dн
 Vc V  V0 
ST
SK
(4.18)
Vc — скорость распространения ударной волны по затрубному
пространству скважины, м/с;
V — достигнутая скорость движения труб за время распространения
ударной волны от забоя до устья скважины, м/с;
V0 — начальная скорость движения колонны труб, м/с;
L — длина колонны труб, м;
ST, SK — площадь поперечного сечения соответственно трубы и
затрубного пространства, м .
При равномерном движении колонны труб вверх снижение давления
может быть оценено по формуле Дарси — Вейсбаха с учетом скорости
движения жидкости:
L   VT

ΔРДВ= 
D  d н g  TS K
где



2
(4.19)
VT — объем труб, поднятых из скважины за время Т (в секундах), м3;
λ – коэффициент гидравлических сопротивлений.
Измерения на забое, сделанные с помощью телеметрической системы,
показали, что при подъеме колонны труб с глубины 2020 — 2235 м изменение
давления составило 0,17 — 0,74 МПа при рГ = 25.5…27,2 МПа. Расчеты по
формуле (4.18) Ө = 50 Па, Vc = 1000 м/с и V = 0,2÷0,4 м/с хорошо совпадают с
результатами измерений забойного давления. Расчеты по формуле (4.19) дают
заниженные значения по сравнению с фактическими измерениями. Повидимому, наибольшее снижение давления при подъеме колонны труб
наблюдается в начальный момент движения.
При расчетах по предложенной формуле рекомендуется принимать
скорость распространения ударной волны по затрубному пространству для
165
обсаженного ствола, заполненного водой, равной 1350 м/с, и буровым
раствором 1100 м/с. Для не обсаженного ствола, заполненного буровым
раствором, Vc = 800 м/с.
ГНВП
при
спуске
колонны
труб
обусловлены
снижением
гидростатического давления в неподвижной части бурового раствора в связи с
понижением гидродинамического давления при торможении колонны труб.
Условие, при котором возникает проявление при спуске труб, может
быть выражено формулой
Рпл =РГ –ΔРСТ –ΔРДС
где
(4.20)
ΔРДС — гидродинамическое давление (отрицательная составляющая),
обусловленное торможением при спуске колонны труб.
Значение ΔРСТ по мере спуска труб уменьшается.
Анализ результатов исследований показал, что снижение давления не
превышает 5 % значения гидростатического давления, рассчитанного на
глубине погружения труб. При спуске труб со скоростью 1,0 — 3,0 м/с
гидродинамическое
давление
(отрицательная
составляющая)
следует
определять, по формуле:
ΔРДС = (0,05÷0,02) рГ
где
(4.21)
рГ — гидростатическое давление на глубине погружения бурильной
колонии.
При спуске труб со скоростью менее 1 м/с ΔРДС — 0,01 рГ.
При отсутствии циркуляции ГНВП обусловлены нестабильностью
свойств раствора в сочетании с фильтрационными и контракционными
эффектами., в связи с чем условия их возникновения можно выразить
формулой :
Рпл >РП –ΔРСТ
166
(4.22)
Снижение давления столба бурового раствора, находящегося в покое,
обусловлено нестабильностью По мере роста статического напряжения сдвига
темп падения и значение забойного давления снижаются. На основании
имеющихся результатов экспериментальных исследований можно предложить
следующую формулу для определения снижения давления:
- в случае, когда Ө < 200 дПа за 1 мин, для периода покоя до 10 ч:
ΔРС =(0,05÷0,02) HП рg
где
(4.23)
НП — высота столба бурового раствора, остающегося в покое.
- для случая 0 > 200 дПа за 1 мин снижение давления столба бурового
раствора не происходит. Для уточнения предложенных зависимостей
необходимо провести дополнительные экспериментальные исследования.
Поступление из пласта флюида должно быть оценено для случаев:
- Осуществляется промывка скважины после остановки
Поступивший в скважину пластовый флюид вымывается с забоя в виде
газированной пачки, с теми же параметрами, что и при работе скважины.
Следовательно, интенсивность ГНВП зависит от депрессии на пласт,
проницаемости и толщины вскрытой части проявляющих пластов, а также от
вида флюида.
- При малых объемах флюида, поступающего в скважину, например газа,
вследствие низкой проницаемости коллектора забойное давление возрастает
до тех пор, пока структурированный раствор будет выдерживать воздействие
возникающего избыточного давления. Поступление газа в скважину может
прекратиться, если забойное давление станет равным пластовому или
превысит его. В этом случае поступивший в скважину пластовый флюид
вымывается с забоя в виде газированной пачки.
- Если поступление флюида (чаще всего газа) в скважину при отсутствии
циркуляции обнаруживается только при промывке после спуска бурильной
колонии во время выхода с забоя газированной пачки, то подобное проявление
167
чаще всего не требует повышения плотности бурового раствора.
Поступление пластового флюида в скважину при бурении, приводящее к
повышению уровня бурового раствора в приемных емкостях, следует считать
явлением опасным и требующим увеличения плотности раствора.
4.9 Гидравлические системы управления превенторами
Все
превенторы
и
основные
задвижки
устьевого
оборудования
оснащены гидравлическими системами управления и функционируют по
принципу гидравлического домкрата двойного действия. Каждый превентор
требует отдельного
управления открытием и закрытием. Их работа
определяется наличием такого запаса жидкости под давлением, который в
любой момент обеспечивает закрытие или открытие превенторов.
Следует учитывать:
 необходимый объем жидкости для реализации ряда функций
превенторов в случае срочной необходимости;
 необходимое давление для получения надежной герметичности;
 необходимое время для закрытия превенторов.
Необходимо знать:
 состав комплекса превенторов;
 последовательность операций по управлению превенторами для
расчета:
 требуемый объем рабочей жидкости, Vт;
 общий объем баллонов, Vз;
 количество баллонов;
 емкости атмосферного резервуара;
 производительность каждого насоса.
В таблице 4.1 представлены требуемые характеристики для закрытия,
открытия превенторов различных конструкций, их модификации и примерная
компоновка.
168
Таблица 4.1 – Сведения о рабочих характеристиках превенторов
Наименование
Диаметр,
Рабочее
Необходимое количество
мм
давление,
жидкости, м3 (галлон)
(дюйм)
МПа (PSI)
закрытия
открытия
(Vоi)
(Vзi)
Универсальный
346
35
0,068
0,0536
превентор Хайдрил
(135/8)
(5000)
(17,98)
(14,16)
70
0,022
0,02
(10000)
(5,80)
(5,40)
70
0,041
0,0399
(10000)
(10,90)
(10,50)
70
0,022
0,02
(10000)
(5,80)
(5,40)
Плашечный
трубный 346
превентор Камерон
Плашечный
глухой 346
превентор Камерон
Плашечный
(135/8)
(135/8)
трубный 346
превентор Камерон
(135/8)
Последовательность работы превенторов: - закрытие; - открытие
полной сборки (насосы остановлены); - закрытие.
Гидромеханическая задвижка на дроссельной линии будет задействована
при каждом случае и объем для закрытия или открытия будет равняться 0,0038
м3 (1 галлон).
Стандарт АНИ рекомендует не опускаться ниже 8,5 МПа (1200 фунт/ кв.
дюйм) (но некоторые операции могут потребовать более высокого значения). Эта
минимальная величина соответствует остаточному давлению в конце требуемой
последовательности операций
По определению, полезный объем Vп составляет Vп. = V2 – V1.
По закону Мариотта, получаем: Р1 V1 = Р2 V2 = P3 V3
V2 = Р3 V3/P2 и VI = Р3 V3/P1
. Полезный объем Vп = V2 – V1 = P3 V3/P2 – Р3 V3/P1 = V3(P3/P2 – P3/P1)
Vп=V3 (1000/1200 - 1000/3000) = V3/2,
'
если P1 = 21 МПа (3000 фунт/ кв. дюйм), Р2 = 8,5 МПа (1200 фунт/ кв.
дюйм), а Р3 = ,7 МПа (1000 фунт/кв. дюйм).
169
Предварительно
заряжен азотным
газом до 7 МПа (1000
фунт/кв.дюйм), V3
Заряжен жидкостью
системными насосами
до 21 МПа (3000
фунт/кв.дюйм), V1
Пригодная жидкость – это объём,
содержащийся в аккумуляторе
при давлении выше 8,5 МПа
(1200 фунт/кв.дюйм), V2
Рисунок 4.6 – Рисунок зарядки баллонов
Ограничение по стандарту АНИ RP16E
При
отключенных
насосах
аккумуляторные
ёмкости
должны
соответствовать двум условиям:
 закрытие всех превенторов с нулевым давлением под ПВО и
запасом объема 50%;
 после
закрытия
превышать
превенторов
остаточное
давление
минимальное расчетное давление,
должно
чтобы
была
возможность закрытия любого плашечного превентора (за
исключением превентора со срезными плашками) с рабочим
давлением ОП.
4.9.1 Определение требуемого объема рабочей жидкости (VT)
Объем для закрытия:
ΣVзi = 17,98 + 5,8 + 10,9 + 5,8 = 40,43 галлонов (0,153 м3)
170
Объем для открытия;
ΣVоi = 14,16+5,4+ 10,5+ 5,4 = 35,46 галлонов (0,134 м3)
Необходимый объем VТ:
Vт = 40,48×2 + 35,46 + 3= 119,42 галлона = 120 галлонов (0,454 м3)
4.9.2 Определение общего объема емкостей
Примем за V3 объем предварительной зарядки баллона (обычно в
соответствии с правилом АНИ давление будет 7 МПа (1000 фунт/ кв. дюйм) ±
10 %.
При рабочем давлении аккумуляторной установки Р1 (обычно 21 МПа
(3000 фунт/ кв. дюйм)) этот объем составит V1.
При минимальном рабочем давлении Р2 соответствующий объем будет V2
В этих условиях полезный объем по емкостям соответствует половине
объема V3 (объем, занимаемый газом в условиях предварительной зарядки). Для
стандартной емкости на 11 галлонов считается, что объем азота составляет V3 =
10 галлонов, откуда Vп = 5 галлонам.
4.9.3 Обоснование числа баллонов
Зная "полезный объем емкости и объем V3, как указано выше число
емкостей будет
Nб = Vт/Vп
В приведенном примере для стандартных емкостей на 11 галлонов
минимальное количество баллонов Nб составит
Nб = 120/5 = 24 баллона
Примечание: Стандарт АНИ RP16E требует, чтобы в случае аварии с
емкостью или распределителем потери были не больше 2.5% от общего объема
системы.
4.9.4 Определение объема атмосферного резервуара
По правилам АНИ, минимальный объем резервуара равняется двойному
полезному объему установки.
171
Таким образом, если баллоны разряжаются от давления 21 МПа до 8,5
МПа (от 3000 до 1200 фунт/ кв.дюйм), резервуар может принять требуемый
объем, в то же время, если необходимо заполнить емкости от давления 8,5 МПа
до 21 МПа (от 1200 до 3000 фунт/ кв. дюйм), рабочая жидкость имеется в
достаточном количестве.
В нашем примере минимальный объем резервуара составляет 240 галлонов.
4.9.5 Обоснование производительности насосов
Комплекс, насосной системы аккумуляторной станции должен заполнять
баллоны от давления предварительной зарядки до рабочего давления установки
максимум за 15 минут. В стандартных условиях (предварительная зарядка до 7
МПа (1000 фунт/ кв. дюйм), рабочее давление 21 МПа (3000 фунт/ кв дюйм)),
следовательно, необходима подкачка 2/3 общего объема емкостей, то есть в
нашем примере производительность составит;
Q=V3 × 24 × 0,67 / 15 = 240 × 0 67 / 15 = 10.72 гал/мин.
Каждая насосная система должна обеспечивать, при неработающих
аккумуляторных баллонах, закрытие всех превенторов, исключая дивертер, при
минимальном диаметре используемых труб и открытие главной боковой
задвижки. Эта операция должна продолжаться не более 2 минут при
одновременном
сохранении
достаточного
остаточного
давления
для
обеспечения герметичности затрубного пространства.
В нашем примере это выражается следующим образом:
- минимальная производительность насосной системы для данного
комплекса:
(17,98 галлона + 1 галлон)/2 мин = 18.98 галлона/ 2 мин = 19 галлонов/ 2 мин =
9,5 гал/мин
Примечание: тот же расчет должен быть выполнен для затрубного
пространства 20", если используется сборка 20", что дает:
Объем закрытия универсального превентора Hydril 20-3/4" MSP; 31,05
галлона.
172
Объем, который принимают в расчете: 31,05 + 1 = 32 галлона,
следовательно, производительность насосов составит: 32 / 2 = 16 гал/мин.
4.10 Обеспечение работоспособности аккумуляторной станции
В целях недопущения осложнений аккумуляторная станция должна быть
всегда готова к работе. Для этого необходимо постоянно осуществлять контроль
с отметкой на специальном контрольном листе:
времени зарядки баллонов;
давления пуска и отключения насосов; уровня рабочей жидкости в резервуаре; в
рамках предварительной зарядки баллонов; времени закрытия скважины каждой
системой насосов (при отключенных баллонах); характеристики закрытия
превенторов только с помощью аккумуляторных баллонов; времени закрытия
превенторов.
4.10.1 Контроль времени зарядки баллонов
Две насосные системы должны вместе иметь возможность зарядить
аккумулятор от давления предварительной зарядки баллонов (7 МПа - 1000 фунт/
кв. дюйм) до рабочего давления установки (21 МПа - 3000 фунт/кв. дюйм)
максимум за 15 минут.
4.10.2 Контроль пускового давления и отключения насосов
Каждая насосная система должна запускаться, когда давление в
аккумуляторе понижается на 10% (до 19 МПа - 2700 фунт/ кв. дюйм), и
отключатсья, когда оно достигает рабочего давления установки (21 МПа.- 3000
фунт/ кв дюйм).
4.10.3 Контроль уровня рабочей жидкости в резервуаре
Объем рабочей жидкости в резервуаре должен быть таким, чтобы установка
могла работать без осложнений в диапазоне между 7 и 21 МПа (1000 и 3000 фунт/
кв дюйм).
4.10.4 Контроль предварительной зарядки баллонов
Измерить полученный объем после разрядки баллонов от 21 до 14 МПа
(3000 до 2000 фунт/ кв. дюйм) и сравнить его с теоретическим объемом, который
173
должен быть получен при условии предварительной зарядки при 7 МПа (1000
фунт/ кв. дюйм)
Расчет этого объема осуществляется так же, как и для требуемого объема,
то есть: V3 / 6.
Если полученный объем меньше теоретического, можно без труда оценить
давление предварительной зарядки Р3 следующим образом
РЗ=6000 х Vп / V3
Давление предварительной зарядки должно проверяться как минимум в
начале бурения каждой скважины до соединения превенторов с аккумуляторной
станцией.
4.10.5 Контроль закрытия скважины каждой системой насосов
По стандарту АНИ RP 53:
При неработающих баллонах каждая насосная система должна максимум
за 2 минуты обеспечить.
•
закрытие универсальною превентора при используемых бурильных
трубах,
•
открытие задвижки с дистанционным управлением на дроссельной
линии.
•
наличие остаточного давления в системе на уровне 8,5 МПа (1200
фунт/ кв. дюйм).
По стандарту АНИ 16 Н
При неработающих баллонах каждая насосная система должна максимум
за 2 минуты обеспечить
•
закрытие каждого превентора (исключая дивертер) на бурильных
трубах самого малого диаметра,
•
открытие задвижки с дистанционным управлением на дроссельной
линии.
•
наличие остаточного давления, по крайней мере равного давлению,
рекомендуемому производителем универсального превентора для обеспечения
герметичности затрубного пространства
174
4.10.6 Контроль
характеристики
закрытия
скважины
только
аккумуляторными баллонами
При неработающих насосных системах аккумуляторные баллоны должны
удовлетворять двум наиболее жестким условиям.
• закрытие всех превенторов с нулевым давлением под превентором и
наличие остаточного объема 50% по требованиям правил безопасности;
• при закрытии превенторов конечное давление должно превышать
необходимое расчетное давление для закрытия плашечных превенторов (за
исключением превентора со срезными плашками) при давлении в скважине,
равном рабочему давлению превенторов.
Пример: 10 МПа (1400 фунт/ кв. дюйм) представляет необходимое
давление для закрытия превентора с трубными плашками на 70 МПа (10000
фунт/ кв. дюйм) с соотношением закрытия 7/1.
4.10.7 Контроль времени закрытия превенторов
По стандарту АНИ 16 Е:
Время закрытия (от начала действия до полного закрытия) должно быть:
♦ меньше 30 секунд для плашечных превенторов всех диаметров, и для
универсальных превенторов диаметром менее 18-3/4";
♦ меньше 45 секунд для универсальных превенторов диаметром 18-3/4" и
более.
По стандарту АНИ RP 53:
Время-закрытия (от начала действия до полного закрытия) должно быть;
♦ меньше 30 секунд для плашечных превенторов всех диаметров и для
универсальных превенторов диаметром менее 20";
• меньше 45 секунд для универсальнных превенторов диаметром 20" и
более.
Примечание: задвижки дроссельной линии и линии глушения должны
175
закрываться за время, которое меньше времени закрытия плашечных
превенторов.
4.11 Система дистанционного управления аккумуляторной станцией
На рисунке 4.10 показана схема установки и ее расположения. Установка
представлена на схеме слева. Рабочая жидкость проходит от аккумуляторных
баллонов к превенторам (гибкие или жесткие трубопроводы, испытанные на
рабочее давление установки).
1- Гидравлические распределители,
2- Соединительная плита,
3- Вспомогательный пульт управления,
4- Пулы управления бурильщика,
5-Трубная обвязка,
6 - Кабель электро- или пневмоконтроля.
7- Гидропневматический насос.
8 – Электронасос.
Рисунок 4.10 – Схема установки аккумуляторной станции
176
Установка располагается в пределах зоны безопасности, чтобы не
подвергаться повреждениям в случае выброса.
Управление может осуществляться с пульта дистанционного управления
у поста бурильщика или с вспомогательного пульта.
Четыре манометра позволяют в любой момент убедиться, что установка
находится в рабочем состоянии.
Комплекс ПВО
(рисунок 4.11) представлен специфической системой
открытия и закрытия для каждого элемента, который включается только при
условии одновременного включения главного крана (принцип двух рук).
Положение 4-ходовых кранов установки указывается световыми индикаторами
зеленого или красного цвета. Более подробно работа блока ПВО описана в
разделе 3.
1 - давление аккумулятора 21 МПа (3000 фунт/ кв. дюйм); 2 - давление манифольда 10
МПа (1500 фунт/ кв. дюйм); 3 - давление воздуха 0,7 МПа (100 фунт/ кв. дюйм); - 4 давление в универсальном превенторе в пределах 5-10 МПа (700-1500 фунт/ кв. дюйм)
Рисунок 4.11 – Блок управления ПВО
177
4.12 Газосепаратор бурового раствора (рисунок 4.12)
При определении максимального возможного давления в газосепараторе
во избежании прорыва газа, используют следующую формулу
Pmax=ρб.р.×g×H4
где ρб.р – плотность дегазированного бурового раствора;
H4 – высота столба бурового раствора в U-образной трубе
Выпускное отверстие газа,
минимальный внутренний
диаметр 203 мм (8'’)
Впускное отверстие
для бурового
раствора
Полукруглые лопасти
Н4
Выпускное отверстие
дегазированого бурового
раствора, минимальный
внутренний диаметр 203 мм (8'’)
Пробка
очитстки
Рисунок 4.12 – Типичный газосепаратор бурового раствора
4.13 Определение гидравлического давления необходимого для
закрытия превентора
Давление закрытия являются средними и имеют разные значения для
каждого превентора. Начальное давление закрытие используется для
установки
пикирующего
элемента,
178
и
изменяется
пропорционально
повышению давления в скважине. Давление скважины удерживать закрытым
превентором после превышения необходимого уровня. Определяют закрытие
универсального превентора для различных типов труб по графику (рисунок
4.13).
Давление необходимое для герметизации устья скважины плашечным
превентором определяется соотношением закрытия (от 6:1 до 10:1) и
соотношением открытия (2:1) между давлением в скважине и давлением
закрытия превентора
Давление закрытия превентора, МПа
10,5
7
3,5
2,1
177,8-250 мм
73 мм
114,3-152,4 мм
0
60 мм
88,9 мм
7
14
21
28
35
Давление в скважине, МПа
Рисунок 4.13 – График определения давления закрытия универсального
превентора
179
Например. На устье скважины установлено следующее оборудование
ПВО:
Три плашечных превентора Cameron U, 13 5/8” (346 мм) с рабочим
давлением закрытия 70 МПа (10000 фунт/ кв. дюйм). Универсальный
превентор Hydril GK 13 5/8” (346 мм) с рабочим давлением закрытия 35 МПа
(5000 фунт/ кв. дюйм).
При возникновении универсальный превентор на трубах диаметром 127
мм закрыли. После стабилизации давления манометр кольцевого пространства
показал давление 7 МПа (1000 фунт/ кв. дюйм). Требуется определить, какое
гидравлическое давление должно соответствовать давлению закрытия для
каждого превентора, чтобы удовлетворять рекомендации изготовителя.
По номограмме представленной на рисунке 4.13
Таким образом для закрытия универсального превентора потребуется
давление закрытия равное 2,1 МПа. Для превентора Cameron U, 13 5/8”
(соотношение закрытия 7:1) необходимо подать давление для герметизации
устья скважины равное 1 МПа.
5 Действия буровой вахты при ГНВП
Практика знает немало случаев, когда проявления переходили в открытые фонтаны только вследствие нечеткой и неслаженной работы обслуживающего персонала. В экстремальных ситуациях в связи с повышенным
нервно-психическим напряжением обязанности и порядок действий каждого
члена буровой вахты должны быть строго регламентированы, чтобы избежать
ошибок, растерянности и связанной с ними потери времени. Операции по
глушению скважин должны выполняться под руководством ответственного
работника в соответствии с рабочей картой глушения или по специальному
плану
180
Действие членов буровой вахты при ГНВП
Прямые и
косвенные
признаки ГНВП
Мероприятия по
ликвидации ГНВП
Работник,
ответственный
за выполнение
Исполнители
Бурильщик
Бурильщик
1-ый помощник
бурильщика
2-й или 3-й
помощник
бурильщика
Бурение
Прямые
признаки:
увеличение
объема (уровня)
бурового
раствора в
приемной
емкости на !/2,
но не более 1,5.
Повышение
расхода
(скорости)
выходящего
бурового
раствора из
скважины
Подают сигнал
«Выброс».
Прекращают
углубление скважины.
Выключают насосы.
Поднимают долото
над забоем
навинчивают шаровой
кран (обратный
клапан) на бурильную
трубу при отсутствии
его под ведущей
трубой.
Открывают
гидроуправляемую и
ручные задвижки на
дроссельной линии.
Закрывают
универсальный
просмотр (при его
отсутствии – верхний
плашечный).
Сообщают
руководству РИТС о
возникновении ГНВП.
Немедленно
закрывают дроссель.
Регистрируют
избыточное давление
в бурильной и
обсадной колоннах.
Подключают насос,
определяют рn,
открывают дроссель,
вымывают пластовый
флюид.
Утяжеляют буровой
раствор в приемных
емкостях.
181
Бурильщик
Лаборант
3-й помощник
бурильщика
2-й помощник
бурильщика
Закачивают в
скважину
утяжеленный буровой
раствор
Буровой мастер
Бурильщик, 1-й
и 2-й помощник
бурильщика
Бурильщик, 1-й,
2-й, 3-й
помощники
бурильщика,
лаборант
Бурильщик, 1-й,
2-й, 3-й
помощники
бурильщики
Спуско-подъемные операции
Уменьшение
Подают сигнал
Бурильщик
против
«Выброс».Немедленно
контрольного
приступают к спуску
объема бурового труб.
раствора,
Сообщают
доливаемого в
руководству РИТС о
затрубное
возникновении ГНВП.
пространство
Контролируют объем
при подъеме
вытесняемой
бурильной
жидкости.
колонны на ¼
Продолжают спуск
Буровой мастер
Vпр, но не более инструмента объем
1 м2.
поступления
Увеличение
пластового флюида не
против
превысит ½ Vпр.
контрольного
Навинчивают на
Бурильщик
объема бурового колонну бурильных
раствора в
труб обратный клапан
приемной
(шаровой кран).
емкости при
При переливе из труб
Буровой мастер
спуске
закрывают шаровой
бурильной
кран.
колонны на ¼
Открывают
Vпр, но не более гидроуправляемую
1 м3. Перелив
задвижку и задвижки
бурового
на дроссельной линии.
раствора из
Открывают верхний
Буровой мастер
182
Бурильщик, 1-й,
2-й, 3-й
помощники
бурильщика,
лаборант
Бурильщик, 1-й,
2-й, 3-й
помощники
бурильщика
Бурильщик, 1-й,
2-й помощники
бурильщика
Бурильщик
Бурильщик, 1-й
помощник
бурильщика
Бурильщик, 1-й
скважины
Перелив из
скважины
бурового
мастера
плашечный превентор
помощник
(если инструмент в
бурильщика
обсадной колонне)
или ПУГ (при
нахождении
инструмента в
открытом стволе).
Навинчивают на
Бурильщик, 1-й,
бурильные трубы
2-й, 3-й
промывочную головку
помощники
с краном высокого
бурильщика
давления или
ведущую трубу.
Медленно закрывают
1-й помощник
дроссель
бурильщика
Снимают показания
Бурильщик, 1-й
давления в обсадной
помощник
колонне и бурильных
бурильщика
трубах, определяют по
приемной емкости
объем поступившего
пластового флюида.
Дальнейшие работы
ИнженерБурильщик, 1-й,
направлены на
технолог
2-й, 3-й
ликвидацию ГНВП и
(буровой мастер)
помощники
выполняются по
бурильщика,
указанию
лаборант
ответственного ИТР
Геофизические работы
Подают сигнал
Бурильщик
Бурильщик
«Выброс».
Прекращают
Начальник
геофизические
партии
работы.
Поднимают
геофизические
приборы из скважины.
Сообщают
1-й помощник
руководству и
бурильщика
возникшем ГНВП.
Приступают к спуску
Бурильщик, 1-й
инструмента с
помощник
обратным клапаном и
бурильщика
продолжают спуск,
пока объем
183
поступления флюида
не превысит ½ Vпр .
Прекращают спуск и
герметизируют устье
скважины.
При интенсивном
проявлении рубят
кабель и
герметизируют
скважину плашками
превентора.
Дальнейшие работы
направлены на
ликвидацию ГНВП и
выполняются по
указанию
ответственного ИТР
184
Буровой мастер
Начальник
партии
Инженер
Бурильщик, 1-й,
технолог
2-й, 3-й
(буровой мастер)
помощники
бурильщика,
лаборант
Приложение 1
Лист глушения скважины
МПа
МПа
МПа
185
Продолжение приложения 1
МПа
МПа
МПа
МПа
МПа
МПа
186
Приложение 2
Рабочий бланк данных объемного метода глушения скважин
Плотность бурового раствора, кг/м3
Давление в обсадной колонне при закрытом
устье, МПа
Безопасный предел давления, МПа
Диапазон рабочего давления, МПа
МПа/м3
Hv=Pр.д./ Рр/м =
м3
Рцикл1=Риз.т+ Рп+ Рр.д.
МПа
Рцикл2= Рцикл1+ Рр.д.
МПа
Рцикл3= Рцикл2+ Рр.д.
МПа
Давление в обсадной колонне
Рр/м=ρрg/[π(Dc2-Dн.к.2)/4] =
Рцикл4
Рцикл3
Рцикл2
Рцикл1
Объём, выпущенный из скважины, м3
187
Приложение 3
ТЕСТЫ
по дисциплине «Компьютерный контроль за процессами,
происходящими в скважине»
Вопрос 1.
Что называется газо,-нефте,-водопроявлением?
а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в
скважине.
в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье
скважины на значительную высоту.
д) Проявление пластового флюида вне устья скважины.
Вопрос 2.
Что называется фонтаном?
а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в
скважине.
в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье
скважины на значительную высоту.
д) Проявление пластового флюида вне устья скважины
Вопрос 3.
Что называется грифоном?
а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в
скважине.
в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье
скважины на значительную высоту.
д) Проявление пластового флюида вне устья скважины
Вопрос 4
Что называется выбросом пластового флюида?
а) Поступление пластового флюида в скважину, непредусмотренное проектом.
б) Истечение жидкости через бурильные трубы при отсутствии циркуляции в
скважине.
188
Продолжение приложения 3
в) Апериодичное извержение флюида из скважины на значительную высоту.
г) Постоянное, неуправляемое извержение пластового флюида через устье
скважины на значительную высоту.
д) Проявление пластового флюида вне устья скважины.
Вопрос 5
От каких параметров зависит гидростатическое давление?
а) Диаметр и длина скважины.
б) Подача бурового насоса, гидравлические сопротивления.
в) Плотность и высота столба жидкости в скважине.
Вопрос 6
Что называется пластовым давлением?
а) давление, оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.
б) давление, оказываемое горными породами.
г) давление, при котором происходит разрыв горных пород.
Вопрос 7
б)
в)




Pпл    g  H

H
Н
H
h
а)

Pпл    g  ( H  h )
189
h
Какое пластовое давление является нормальным?
Pпл    g  ( H  h )
Продолжение приложения 3
Вопрос 8
Чему равно забойное давление при простое скважины?
а)
Рз  Ргс  Ркп
б)
Рз  Ргс
в)
г)
Рз  Ргс  Ркп
Рз  Ргс  Ртруб
Вопрос 9
Чему равно забойное давление при промывке скважины?
а)
б)
Рз  Ргс
Рз  Ргс  Ркп
в)
Рз  Ргс  Ртруб
г)
Рз  Ргс  Ркп
Вопрос 10
Чему равно забойное давление в закрытой скважине при ГНВП?
Рз  Ргс
а)
б)
Рз  Ргс  Ри(кп )
в)
Рз  Ргс  Ркп
Вопрос 11
Единицы измерения давления?
а) Н;
б) Па;
в) кг;
Вопрос 12
Причина возникновения ГНВП?
а) Превышение пластового давления над забойным давлением.
190
Продолжение приложения 3
б) Превышение гидростатического давления над пластовым давлением.
в) Превышение забойного давления гидростатического давления.
Вопрос 13
В соответствие с требованиями ПБНГП гидростатическое давление должно
превышать пластовое:
а) Независимо от глубины скважины на 1 0-15%, но не более 1,5 МПа.
б) Для скважин с глубиной до 1200м на 4-7%, но не более 1,5 МПа.
Для скважин с глубиной до 2500м на 5-10% , но не более 2,5 МПа.
Для скважин с глубиной свыше 2500м на 1 0-15%, но не более 3,5 МПа.
в) Для скважин с глубиной до 1200м на 10%, но не более 1,5 МПа.
Для скважин с глубиной более 1200м на 5% , но не более 2,5-3,0 МПа.
Вопрос 14
Что не может привести к возникновению ГНВП?
а) Бурение скважин при удельном весе БПЖ ниже проектного
б) Постоянное поддержание заданного уровня жидкости в скважине
в) Отрицательное влияние гидродинамического эффекта
Вопрос 15
Какие признаки ГНВП при бурении являются явными (прямыми)?
а) Резкое кратное увеличение механической скорости бурения;
игольчатая форма шлама;
увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.
б) Уменьшение плотности глинистого шлама;
Снижение давления на выкиде буровых насосов;
Увеличение веса на крюке.
в) Наличие признаков пластового флюида в выходящем из скважины буровом
растворе;
повышение расхода (скорости) выходящего потока БПЖ из скважины при
неизменной подаче буровых насосов;
увеличение объема (уровня) БПЖ в приемной емкости
191
Продолжение приложения 3
Вопрос 16
Какие признаки ГНВП при СПО являются явными (прямыми)?
а) Уменьшение объема доливаемой в скважину БПЖ при подъеме колонны
труб;
увеличение объема доливаемой в скважину БПЖ при спуске колонны труб.
б) Увеличение количества глинистого шлама;
уменьшение плотности глинистого шлама.
в) Увеличение веса на крюке;
увеличение температуры выходящего из скважины бурового раствора.
Вопрос 17
Какие технические средства предназначены для раннего обнаружения ГНВП?
а) Фонарик, телефон, зажигалка
б) уровнемер, манометр, ареометр
в) перфоратор, превентор, дроссель
Вопрос 18
Из чего в основном состоит природный газ?
а) Из метана и небольшого количества тяжелых углеводородов.
б) Из углекислого газа и небольшого количества легких углеводородов
в) Из азота и кислорода
Вопрос 19
Какой процесс изменения состояния газа обычно используется при решении
задач газопроявления?
а. Изохорный (V = const.)
б. Изобарный (Р = const.)
в. Изотермический (Т =const.)
г. Адиабатный (без теплообмена с окружающей средой).
д. Политропный (обобщающий процесс).
Вопрос 20
При каком режиме всплытия газа его скорость наибольшая?
192
Продолжение приложения 3
а) кольцевой режим
б) пузырьковый режим
в) снарядный режим
Вопрос 21
Сущность эффекта инверсии газа в закрытой скважине?
а) Рзабойное = Р устьевое
б) Рзабойное = 2Р устьевое
в) 2Рзабойное = Р устьевое
Вопрос 22
Определить пластовое давление при поступлении в скважину пачки газа
высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью плотностью 1000 кг/м3
а) 20 МПа
2МПа
б) 19 МПа
100 м
1000 м
1000 м
в) 22 МПа
?
Вопрос 23
Определить давление в кольцевом пространстве на устье при поступлении в
193
Продолжение приложения 3
скважину пачки газа высотой 100 м.
плотностью 1000 кг/м3
Скважина заполнена жидкостью
2МПа
а) 2 МПа
1000 м
?
б) 3 МПа
100 м
1000 м
в) 22 МПа
Вопрос 24
Определить давление в кольцевом пространстве на устье при выходе пачки
газа высотой 300 м.
из скважины. Скважина заполнена жидкостью
3
плотностью 1000 кг/м
194
Продолжение приложения 3
2МПа
а) 2 МПа
300 м
?
1000 м
б) 5 МПа
1000 м
в) 17 МПа
Вопрос 25
Определить давление на башмаке обсадной колонны при поступлении в
скважину пачки газа высотой 100 м. Скважина заполнена жидкостью
плотностью 1000 кг/м3
2МПа
а) 13 МПа
б) 19 МПа
1000 м
в) 22 МПа
100 м
1000 м
?
195
Продолжение приложения 3
Вопрос 26
Назначение противовыбросовой программы?
а) Противовыбросовая программа – это комплекс специальных мероприятий,
выполнение которых позволяет избежать возникновения фонтанов в скважине.
б) Противовыбросовая программа – это документ, разрешающий выполнять
ликвидацию фонтана в скважине.
в) Противовыбросовая программа – это инструктаж по технике безопасности
персонала, работающего на буровой.
Вопрос 27
Отметьте проектные решения для контроля и управления давлением в
скважине
а) Проектирование надежной конструкции скважин. Определение ожидаемых
максимальных
давлений
для
скважины
при
ГНВП.
Выбор схемы противовыбросового оборудования.
б) Установка манометров на манифольде,
расходомеров в циркуляционной системе.
в) Обучение персонала
возникновении ГНВП.
буровой
уровнемеров
первоочередным
в емкостях,
действиям
при
Вопрос 28
В какой точке диаграммы испытания горной породы на прочность методом
опрессовки происходит гидроразрыв?
196
Продолжение приложения 3
В
А
х
х

х

х
С

D
Давление
х

х
а) А;
б) Б;
с) С;
д) Д
2
1


E
O
VA
VB
Объем закачанной жидкости
Вопрос 29
Укажите назначение противовыбросового оборудования устья скважины
а) Герметизация устья скважины, для управления притоком пластового
флюида в скважину путем создания дополнительного противодавления на
устье.
б) Для обвязки обсадных колонн, герметизации межколонных пространств и
контроля давления в них.
в) Для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с
целью контроля и регулирования режима эксплуатации.
Вопрос 30
В какой точке диаграммы испытания горной породы на прочность методом
опрессовки начинается поглощение?
197
Продолжение приложения 3
В
А
х
х

х

х
С

D
Давление
х

х
2
1


E
O
VA
VB
Объем закачанной жидкости
а) А
б) Б
с) С
д) Д
Вопрос 31
Отметьте выражение для определения максимальных давлений в скважине при
ГНВП
Р   0,8Р
Р   Р  
и ( кп )
а) Р доп. = min
и ( кп )
б) Р доп. = max
опр
гр
бпж
gH
Р   0,8Р
и ( кп )
опр
Р   Р
и ( кп )
гр
  бпж gH
198
Продолжение приложения 3
Вопрос 32
Что не входит в состав противовыбросового оборудования?
а) Превенторная установка
б) Колонная головка
в) Пульты управления
в) Выкидные линии со всем их оснащением
Вопрос 33
Отметьте не классификационный типа превенторов
а) Плашечные
б) Замковые
в) Универсальные
Вопрос 34
Тип превентора?
а) Универсальный
б) Плашечный
Вопрос 35
Отметьте обозначение плашечного превентора
а) ППГ-350х35
б) ПУ1-230x35
199
Продолжение приложения 3
г) ПВ-350x35
Вопрос 36
Отметьте обозначение универсального превентора
а) ППГ-350х35
б) ПУ1-230x35
г) ПВ-350x35
Вопрос 37
Отметьте обозначение вращающегося превентора
а) ППГ-350х35
б) ПУ1-230x35
г) ПВ-350x35
Вопрос 38
Тип превентора?
а) Универсальный
б) Плашечный
200
Продолжение приложения 3
Вопрос 39
Отметьте обозначение плашечного превентора с перерезывающими плашками
а) ППГ
б) ППР
в) ППС
Вопрос 40
Укажите в превенторной установке расположение универсального превентора
а) вверху
б) посередине
в) внизу
Вопрос 41
На какое давление опрессовывается превенторная установка после монтажа на
устье скважины?
а) На наименьшее рабочее давление одного из превенторов установки
б) На давление опрессовки обсадной колонны
в) На наибольшее рабочее давление одного из превенторов установки
Вопрос 42
Можно ли закрыть задвижку с гидроуправлением ручным способом?
а) Да
б) Нет
201
Продолжение приложения 3
Вопрос 43
Можно ли открыть универсальный превентор с основного пульта?
а) Да
б) Нет
Вопрос 44
Какова длина линий глушения и досселирования для газовых скважин?
а) не менее 150
б) не менее 100
Вопрос 44
Какова длина линий глушения и досселирования для нефтяных скважин?
а) не менее 50
б) не менее 30
Вопрос 45
Где расположен основной пульт управления превенторами?
а) На буровой
б) Вне буровой
Вопрос 46
Для чего предназначены гидравлические аккумуляторы?
а) Для оперативного открытия – закрытия превенторов при аварийном
отключении электроэнергии.
б) Для ускорения оперативного открытия – закрытия превенторов
в) Для экономии электроэнергии
Вопрос 47
Где расположен вспомогательный пульт управления превенторами?
а) На буровой
б) Вне буровой
202
Продолжение приложения 3
Вопрос 48
Какое оборудование применяется для перекрытия внутреннего пространства
бурильных труб при ГНВП?
а) Дроссель
б) Шаровой кран
в) Универсальный превентор
Вопрос 49
Отметьте «мягкое закрытие» скважины при ГНВП
А
Изначально при бурении
управляемый дроссель и главная
боковая задвижка (на крестовине
ПВО) закрыты. Задвижки линии
дросселирования открыты.
Обратный клапан установлен в БК.
Б
Изначально
при
бурении
управляемый дроссель на линии
дросселирования открыт. Главная
боковая задвижка (на крестовине
ПВО) закрыты. Задвижки линии
дросселирования открыты.
1. Остановить вращение долота
(выключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне
плашек превентора находилась
гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы) и
проверить на истечение. Оповестить
старшее должностное
уполномоченное Лицо.
4. Закрыть превентор (обычно
универсальный).
5. Открыть главную боковую
задвижку
(на крестовине.)
6. Регистрация давления (примерно
через 15 минут) в трубах и
кольцевом пространстве скважины.
1. Остановить вращение долота
(выключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне
плашек превентора находилась
гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы).
4. Открыть главную боковую
задвижку на крестовине ПВО
5. Закрыть превентор (обычно
универсальный) и задвижку прямого
сброса. Оповестить старшее
должностное уполномоченное Лицо.
6. Плавно закрыть дроссель.
7. Регистрация давления (примерно
через 15 минут) в трубах и
кольцевом пространстве скважины
203
Продолжение приложения 3
Вопрос 50
Отметьте «жесткое закрытие» скважины при ГНВП
А
Изначально при бурении
управляемый дроссель и главная
боковая задвижка (на крестовине
ПВО) закрыты. Задвижки линии
дросселирования открыты.
Обратный клапан установлен в БК.
Б
Изначально
при
бурении
управляемый дроссель на линии
дросселирования открыт. Главная
боковая задвижка (на крестовине
ПВО) закрыты. Задвижки линии
дросселирования открыты.
1. Остановить вращение долота
(выключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне
плашек превентора находилась
гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы) и
проверить на истечение. Оповестить
старшее должностное
уполномоченное Лицо.
4. Закрыть превентор (обычно
универсальный).
5. Открыть главную боковую
задвижку
(на крестовине.)
6. Регистрация давления (примерно
через 15 минут) в трубах и
кольцевом пространстве скважины.
1. Остановить вращение долота
(выключить ротор).
2. Поднять БК так, чтобы в зоне
плашек превентора находилась
гладкая часть трубы.
3. Выключить насос (насосы).
4. Открыть главную боковую
задвижку на крестовине ПВО
5. Закрыть превентор (обычно
универсальный) и задвижку прямого
сброса. Оповестить старшее
должностное уполномоченное Лицо.
6. Плавно закрыть дроссель.
7. Регистрация давления (примерно
через 15 минут) в трубах и
кольцевом пространстве скважины
Вопрос 51
Какой способ закрытия скважины
отечественной практике бурения?
при ГНВП обычно применяется в
а) «мягкое закрытие» скважины
б) «жесткое закрытие» скважины
Вопрос 52
Какой способ закрытия скважины
зарубежной практике бурения?
при ГНВП обычно применяется в
а) «мягкое закрытие» скважины
204
Продолжение приложения 3
б) «жесткое закрытие» скважины
Вопрос 53
Что показывает манометр на стояке через 15 мин. после закрытия скважины
при ГНВП?
а) пластовое давление
б) избыточное давление в бурильных трубах
в) гидродинамическое давление в бурильных трубах
г) гидростатическое давление
Вопрос 54
Какое из давлений на устье будет всегда меньшим после закрытия скважины
при ГНВП?
а) давление в бурильной колонне
б) давление в кольцевом пространстве
Вопрос 55
Формула для определения плотности жидкости глушения скважины при
ГНВП?
а)
г  н 
Ри ( б .т )  Р
gН пл
б)
г  н 
в)
г 
Ри ( б .т )  Р
gН пл
Ри ( к.т )  Р
gН пл
Вопрос 56
Какой из ниже приведенных способов глушения скважины еще называется
205
Продолжение приложения 3
«Способ бурильщика».
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ непрерывного глушения
Вопрос 57
График какого способа глушения скважины изображен?
P нач.
Pнач. =Рстаб.+Рпрок.+S
Рmax
давление
Pкон. =Рпрок.( pгл/рнач) + S
Ри(кп)
Ри(т)
I
II
III
IV
V
I стадия
II стадия
Время
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ двухстадийный растянутый во времени
г) Способ непрерывного глушения
Вопрос 58
График, какого способа глушения скважины изображен?
P нач.
Pнач. =Рстаб.+Рпрок.+S
1
Рmax
давление
2
3
Pкон. =Рпрок.( pгл/рнач) + S
1
Ри(кп)
2
Ри(т)
3
I
II
III
IV
I стадия
V
II стадия
Время
206
Продолжение приложения 3
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ двухстадийный растянутый во времени
г) Способ непрерывного глушения
Вопрос 59
График какого способа глушения скважины изображен?
Рmax
давление
Рн
Рк
Pи(кп)
Pи(т)
I
III
II
IV
Время
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ двухстадийный растянутый во времени
г) Способ непрерывного глушения
Вопрос 60
График какого способа глушения скважины изображен?
207
Продолжение приложения 3
Рmax
давление
Pнач. =Ри (бт).+Рпрок.+S
Pкон. =Рпрок.( pгл/рн)
Pи(кп)
Pи(т)
I
II
III
Время
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ двухстадийный растянутый во времени
г) Способ непрерывного глушения
Вопрос 61
Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в
отечественной практике бурения?
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ двухстадийный растянутый во времени
г) Способ непрерывного глушения
Вопрос 62
Какой из способов глушения скважин при ГНВП обычно применяется в
зарубежной практике бурения?
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ двухстадийный растянутый во времени
г) Способ непрерывного глушения
Вопрос 63
При каком способе ликвидации ГНВП не требуется заполнения листа (карты)
глушения скважины?
208
Продолжение приложения 3
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ двухстадийный
в) Способ непрерывного глушения
Вопрос 64
Через сколько минут после герметизации устья необходимо снять показания
манометров?
а) через 1 мин.
б) через 10 мин.
в) через 30 мин.
Вопрос 65
Где поддерживается постоянным давление в период вымыва пластового
флюида способом бурильщика?
а) в бурильных трубах
б) в кольцевом пространстве
в) в бурильных трубах и кольцевом пространстве
Вопрос 66
Какова должна быть подача насоса при глушении скважины?
а) должна составлять 0,4 – 0,5 от подачи насоса при бурении
б) должна составлять 1,4 – 1,5 от подачи насоса при бурении
в) должна быть равна подаче насоса при бурении
Вопрос 67
Какова формула начального давления циркуляции?
а) Pнач. =Р бур.трубах + Р прокачки + Δ Р
б) Pнач. =Р бур. трубах - Р прокачки - Δ Р
в) Pнач. = Р бур. трубах - Р прокачки + Δ Р
Вопрос 68
Какова формула конечного давления циркуляции?
209
Продолжение приложения 3
а) Pкон. = Рпрок. · ( pгл/рнач) + S
( pгл/рнач) + S
в) Pкон. =Ризб. труб · ( pгл/рнач) + S
б) Pкон. = Рнач.·
Вопрос 69
Какой способ глушения проводится в две стадии?
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ бурильщика
в) Способ непрерывного глушения
Вопрос 70
Что свидетельствует об успешном глушении скважины?
а) Утяжеленный раствор достиг устья скважины
б) Пачка пластового флюида вымыта из скважины
в) Отсутствие циркуляции в скважине при выключенных насосах
Вопрос 71
Что свидетельствует об успешном глушении скважины?
а) Ркп> 0, а Рбт = 0
б) Рбт = Ркп = 0
в) Рбт> 0
Вопрос 72
При каком способе глушения наблюдается наиболее высокие давления в
скважине?
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ бурильщика
в) Способ непрерывного глушения
Вопрос 73
При каком способе глушения
возникающие в скважине?
наблюдаются
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ бурильщика
в) Способ непрерывного глушения
210
наименьшие
давления,
Продолжение приложения 3
Вопрос 74
Какой способ применяется для ликвидации НГВП во время СПО?
а) Способ ожидания и утяжеления
б) Способ бурильщика
в) Способ непрерывного глушения
Вопрос 75
Что необходимо выполнить при ликвидации ГНВП во время СПО?
а) Осуществить спуск бурильной колонны до забоя
б) Осуществить подъем бурильной колонны
Вопрос 76
Осложнения при НГВП могут возникнуть вследствии
а) Прихватов
б) Кавернообразования
в) Поступления в скважину флюида в объеме превышающем предельное
значение
Вопрос 77
Почему для определения пластового давления при ГНВП используется
показания манометра бурильных труб, а не манометра обсадной колонны?
а) Более удобное расположение манометра бурильных труб на буровой.
б) В бурильных трубах находится однородная жидкость с известной
плотностью.
в) Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Вопрос 78
Почему подачу насосов при вымывании пластового флюида уменьшают по
сравнению с бурением?
а) Чтобы получить резерв времени для выполнения необходимых расчетов.
б) Для легкости регулировки открытия дросселя.
в) Для предотвращения гидроразрыва горных пород.
Вопрос 79
При проведении какой технологической операции происходит большинство
211
Продолжение приложения 3
притоков пластового флюида?
а) СПО
б) Бурение
в) Цементирование
Вопрос 80
Какой самый ранний явный признак ГНВП?
а) Механическая скорость бурения
б) Повышение уровня жидкости в мерных емкостях
в) Увеличение скорости потока жидкости (при неизменной подаче насосов) в
желобе.
Вопрос 81
Какие предупредительные меры должны быть приняты для снижения риска
получения притока пластового флюида во время СПО?
а) Снизить скорость СПО, снизить реологические параметры бурового
раствора, использовать доливную емкость.
б) Уменьшить подачу буровых насосов, оснастить колонну труб обратным
клапаном, убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов на
буровой.
в) Установить на устье противовыбросовое оборудование, вращение и
расхаживание бурильной колонны, добавление в буровой раствор
закупоривающих наполнителей.
Вопрос 82
Какие параметры приемной емкости влияют на чуствительность уровнемера?
а) высота емкости
б) площадь поверхности жидкости
в) форма поверхности жидкости
Вопрос 83
Какова начальная цель жесткого закрытия скважины?
а) Допустить минимальный приток пластового флюида в скважину.
б) Для оценки давления гидроразрыва горных пород.
в) Для более надежной герметизации скважины.
Вопрос 84
Какова начальная цель мягкого закрытия скважины?
212
Продолжение приложения 3
а) Не допустить гидроразрыва горных пород.
б) Допустить минимальный приток пластового флюида в скважину.
в) Для более надежной герметизации скважины.
Вопрос 85
Почему все известные методы глушения разработаны из условия поддержания
постоянным забойного давления?
а) Для своевременного изменения подачи бурового насоса.
б) Для экологической безопасности.
в) Чтобы исключить поступление в скважину нового объема флюида.
Вопрос 86
Что используется при вымыве флюида для управления давлением в скважине?
а) Превентор
б) Дроссель
в) Обратный клапан
Вопрос 87
Какое устройство препятствует измерению давления в бурильных трубах при
закрытии скважины?
а) Обратный клапан
б) Насадки долота
в) Дроссель
Вопрос 88
Кому позволено управлять превентором при закрытии скважины?
а) Технолог
б) Помощник бурильщика
в) Бурильщик
Вопрос 89
Какие детали ПВО наиболее часто выходят из строя в процессе глушения?
а) Трубные плашки, резиновое уплотнение
б) Корпус, плунжер.
г) Фиксатор наружного цилиндра
213
Продолжение приложения 3
Вопрос 90
Какова основная функция дегазатора?
а) Сжигание газа.
б) Отделение газа от жидкости.
в) Газирование жидкости
Вопрос 91
Является ли буровой раствор с пузырьками газа в нем надежным индикатором
ГНВП?
а) Является
б) Не является
Вопрос 92
Цель первичного контроля за давлением в скважине?
а) Предотвращение возникновения открытого фонтана.
б) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений
в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.
Вопрос 93
Цель вторичного контроля за давлением в скважине?
а) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений.
б) Предотвращение возникновения открытого фонтана.
в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.
Вопрос 94
Цель заключительного (третья стадия) контроля за давлением в скважине?
а) Бурение скважины до проектной глубины без осложнений.
б) Предотвращение возникновения открытого фонтана.
в) Безопасная ликвидация ГНВП без последующих осложнений в скважине.
Вопрос 95
Как осуществляется управление давлением на первой стадии контроля?
а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием
ПВО.
б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба
БПЖ.
в) Путем установки цементных или баритовых пробок.
214
Продолжение приложения 3
Вопрос 96
Как осуществляется управление давлением на второй стадии контроля?
а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием
ПВО.
б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба
БПЖ.
в) Путем установки цементных или баритовых пробок.
Вопрос 97
Как осуществляется управление давлением на третьей стадии контроля?
а) Как путем изменения гидростатического давления, так и использованием
ПВО.
б) Только путем регулирования величины гидростатического давления столба
БПЖ.
в) Путем установки цементных или баритовых пробок.
Вопрос 98
На рисунке показаны типичные графики изменения давлений при вымывании
пачки газа из скважины способом бурильщика. Графики каких давлений будут
иметь другой вид, при вымывании нефти из скважины?
P нач.
Pнач. =Рстаб.+Рпрок.+S
Рmax
давление
Pкон. =Рпрок.( pгл/рнач) + S
Ри(кп)
Ри(т)
I
II
III
IV
I стадия
V
II стадия
Время
215
Продолжение приложения 3
а) График Рmax.
б) График Ри(кп).
в) График Ри (т).
г) Графики не изменятся.
Вопрос 99
Какие необходимы действия в случае проявления из неглубоко залегающих
пластов?
а) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт.
б) Использование метода низкого давления перед дросселем.
в) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при
полностью открытом дросселе.
Вопрос 100
Какие возможны решения во время глушения скважины, если существует
угроза гидравлического разрыва пласта?
а) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт или использование метода
низкого давления перед дросселем.
б) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при
полностью открытом дросселе.
Вопрос 101
Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошла
полная закупорка насадок долота?
а) Увеличивают давление на насосах.
б) Перфорируют бурильную колонну.
в) Расхаживают и проворачивают бурильную колонну.
Вопрос 102
Какое применяется крайнее решение во время глушения скважины, если
произошла полная закупорка насадок долота?
а) Увеличивают давление на насосах.
б) Перфорируют бурильную колонну.
в) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт
216
Продолжение приложения 3
Вопрос 103
Какие возможны решения во время глушения скважины, если объем
поступившего пластового флюида превышает предельное значение?
а) Увеличивают давление на насосах.
б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт
в) Перфорируют бурильную колонну
Вопрос 104
Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошла
частичная закупорка насадок долота?
а) Поддерживать давление в обсадной колонне, не меняя производительности
насосов.
б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт
в) Перфорируют бурильную колонну
Вопрос 105
Какие возможны решения во время глушения скважины, если произошло
поглощение бурового раствора?
а) Вести промывку двумя насосами с максимально допустимой подачей при
полностью открытом дросселе.
б) Задавить флюид обратно в проявляющий пласт
в) Перфорируют бурильную колонну
Вопрос 106
Перед обнаружением ГНВП обычно наблюдаются следующие признаки:
А) отсутствие признаков
Б) увеличение давления нагнетания
В) Увеличение расхода бурового раствора, объема бурового раствора и
снижение давления нагнетания
Г) снижение скорости бурения
Вопрос 107
Причиной большинства выбросов является неспособность буровой бригады:
А) правильно установить и испытать оборудование противовыбросового
превентора
217
Продолжение приложения 3
Б) поддерживать достаточно большую плотность раствора
В) поддерживать ствол скважины заполненным во время подъема инструмента
из скважины
Г) обеспечить наличие надлежащего количества бурового раствора в столе
скважины во время спускоподъемной операции
Вопрос 108
Причиной большинства выбросов являются:
А) аномально-высокие пластовые давления
Б) отсутствие реакции или неправильные действия людей в таких ситуациях
В) отказы оборудования противовыбросовых превенторов
Г) потеря циркуляции
Вопрос 109
Для защиты от большинства отказов ПВО обычно предусматриваются
резервные системы
А) да
Б) нет
Вопрос 110
При монтаже ПВО все кольцевые канавки фланцевых соединений следует
очистить и заполнить смазкой:
А) да
Б) нет
Вопрос 111
Что произойдет с забойным давлением при второй циркуляции по методу
бурильщика, если давление в межтрубном пространстве поддерживалось
постоянным, пока раствор для глушения не достиг поверхности:
А) увеличиться
Б) уменьшиться
В) останется постоянным
Вопрос 112
Газированный буровой раствор максимально снижает забойное давление,
когда газ:
А) находиться вблизи поверхности
Б) находиться на забое или вблизи него
218
Продолжение приложения 3
В) находиться примерно посередине скважины
Г) все вышеперечисленное
Вопрос 113
Какое падение давления в системе циркуляции оказывает воздействие на
пласт:
А) падение давления в наземном оборудовании
Б) падение давления в затрубном пространстве
В) падение давления в бурильной колонне
Г) падение давления в промывочных насадках долота
Вопрос 114
Статическое давление в бурильной колонне, зарегистрированное при
нахождении долота на забое скважины, используют для:
А) увеличения плотности бурового раствора с целью уравновешивания
пластового давления
Б) градиента притока
В) начального давления циркуляции
Г) всего вышеперечисленного
Вопрос 115
Первоначальное давление циркуляции следует поддерживать постоянным в
течение всей процедуры вымыва флюида, если увеличение плотности
бурового раствора не происходило:
А) да
Б) нет
Вопрос 116
Наибольшее давление действует на башмак обсадной колонны, когда давление
в межтрубном пространстве у поверхности максимально:
А) да
Б) нет
Вопрос 117
Если при вымыве выброса циркуляцией подача насоса увеличивается, а
давление в бурильной колонне поддерживается постоянным путем
регулирования штуцера, то забойное давление:
А) увеличиться
219
Продолжение приложения 3
Б) уменьшиться
В) останется неизменным
Вопрос 118
При вымыве газовой пачки вверх по стволу скважины объем бурового
раствора в наземном резервуаре:
А) увеличиться
Б) уменьшиться
В) останется неизменным
Вопрос 119
Все выбросы следует рассматривать как выбросы газа:
А) да
Б) нет
Вопрос 120
При вымыве газовой пачки через дроссельную линию объем бурового
раствора в наземном резервуаре:
А) увеличиться
Б) уменьшиться
В) останется неизменным
Вопрос 121
Что подразумевается под АВПД?
а) Давление столба жидкости глушения значительно превышает пластовое
давление.
б) Пластовое давление превышает нормальное гидростатическое давление.
в) Повышение давление прокачки.
Вопрос 122
Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин. и плотности бурового
раствора
1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Каким будет давление циркуляции
при той же производительности насоса, если плотность бурового раствора
увеличится до 1370 кг/м3?
а) 5,20 МПа
б) 5,26 МПа
в) 4,74 МПа
220
Продолжение приложения 3
Вопрос 123
Давление циркуляции при подаче насоса 50 ход./мин. и плотности бурового
раствора 1300 кг/м3 равно 4,50 МПа. Каким будет давление циркуляции
бурового раствора той же плотности при подаче насоса 60 ход./мин?
а) 6,48 МПа
б) 4,16 МПа
в) 6,0 МПа
Вопрос 124
В скважине производится вымывание пачки газа. В какой момент давление в
кольцевом пространстве начнет снижаться?
а) При начале циркуляции
б) При выходе ее из скважины
в) При полном заполнении бурильной колонны жидкостью глушения
Вопрос 125
Во время подъема бурового инструмента оказалось, что долили бурового
раствора в скважину меньше чем следовало. Что нужно предпринять?
а) Загерметизировать скважину и произвести промывку
б) Проверить на излив, если его нет, то продолжить подъем.
в) Проверить скважину на излив, если его нет постараться спустить
бурильную колонну до забоя и вымыть поступившую пачку газа.
г) Осуществить подъем оставшихся в скважине бурильных труб.
Вопрос 126
Как можно обнаружить поглощение бурового раствора при глушении
скважины?
а) Наблюдать за потоком бурового раствора.
б) Наблюдать за уровнем бурового раствора в приемной емкости
в) Наблюдать за нагрузкой на крюке.
Вопрос 127
В процессе глушения скважины подача насоса изменилась при поддержании
постоянного давления в кольцевом пространстве. Как это повлияло на
величину забойного давления?
а) Забойное давление уменьшится.
б) Без изменения.
В) Забойное давление возрастет
221
Список используемой литературы
1. Куксов А.К., Бабаян Э.В., Шевцов В.Д. Предупреждение и ликвидация
газонефтеводопроявлений при бурении.- М: Недра, 1992.-251 с: ил.
2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08624-2003). Серия 08. Выпуск 4/ Колл. авт.- М: Госгортехнадзор России,
2003.- 206 с.
3. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах.-М.:
Недра, 1984, 191 с.
4. Шевцов В.Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении
глубоких скважин.- М: Недра, 1988.- 200 с. : ил.
5. Логанов Ю.Д., Соболевский В.В., Симонов В.М. Открытые фонтаны и
борьба с ними: Справочник.- М.: Недра, 1981,- 189 с: ил.
6. Блохин
О.А.,
Иоганесян
К.В.,
Рымчук
Д.В.
Предупреждение
возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов :
Учеб. пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на
производстве.-М.: Недра, 1991.- 142с.: ил.
7. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И Теория и практика
предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и
эксплуатации: Справ. пособие: В 6 т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,
2001.- Т. 3.- 399 с.
8. Жан Бом, Дидье Бриган, Беонар Лопес Предупреждение и ликвидация
газонефтеводопроявлений.
9. Randy Smith Training Solution, учебное пособие по курсу «Well Control»,
Абердин, 2005 г.
10.Аширьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных
условиях. – М.: Недра, 1989. – 228 с.: ил.
11.Гоинс У.К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов.– М.: Недра,
1987. -326 с.
222
12. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные
и тампонажные растворы: Учебное пособие. – М.: Недра, 1999. – 424 с.
13. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Справочник по
промывке скважин. – М.: Недра, 1984. – 317 .с
14. Башлык С.М., Загибайло Г.Т., Коваленко А.В. Основы гидравлики и
промывочные жидкости: Учебник для техникумов. – М.: Недра, 1993. –
240 с.
15.Борисенко
Л.В.
Промывочные
жидкости
и
промывка
скважин:
Методические указания к лабораторным работам. – М.: МИНГ им. И.М.
Губкина, 1981. – 87 с.
16. Гульянц
Г.М. Справочное руководство по
противовыбросовому
оборудованию. – М.: Недра, 1983. - 112 с.
17.Головко В.Н. Оборудование для приготовления и очистки промывочных
жидкостей. – М.: Недра, 1978. – 132 с.
18.Грей
Дж.
Дарли
Г.С.Г.
Состав
и
свойства
буровых
агентов
(промывочных жидкостей): Пер. с англ. – М.:Недра, 1985. – 509 с.
19.Иогансен
К.В.
Справочник
«Спутник
буровика»,
3-е
издание
переработанное и дополненное. – М.: Недра, 1990.- 199 с.
20.Ивачев
Л.М.
Промывка
и
тампонирование
геолого-разведочных
скважин. Справочное пособие. – М.: Недра, 1989. – 240 с.
21.Каталог «Технические средства, методические разработки, технологии,
услуги в области геофизических исследований скважин», АО НПП
«ВНИИГИС», 1997.
22.Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф., Справочник по испытанию скважин. М.: Недра, 1984.
23.Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Справочник
«Бурение наклонных и горизонтальных скважин». - М.: Недра, 1997.
24.Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. – М.: Недра,
1987.
223
25.Овчинников В.П. и др. Специальные тампонажные материалы для
разобщения пластов в различных термобарических условиях. – Тюмень:
«Вектор БУК», 1997. – 238 с.
26.Овчинников В.П. и др. Солевые тампонажные композиции на основе
вторичных материальных ресурсов производства соды. – М.: Недра,
2000. – 246 с.
27.Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых
растворов. – М.: Недра, 1982. – 230 с.
28. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. – М.: Недра,
1990. – 230 с.
29.Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра,
1981.
30.Токунов
В.И.
Хейфец
И.Б.
Гидрофобно-эмульсионные
буровые
растворы. – М.: Недра, 1983. – 167 с.
31. Абубакиров В.Ф. и др. Буровое оборудование: Справочник в 2-х т.Недра, 2000. - :618 с.
32. Киреев А.М., Войтенко В.С. Управление проявлениями горного
давления при строительстве нефтяных и газовых скважин: Монография.
в 2-х т. – Тюмень: «Экспресс». 2006. – 366 с.
33.Справочник бурового мастера: в 2-х т. М: «Инфра-Инженерия», 2006. –
1216 с. \ Под общей редакцией редакцией Овчинникова В.П., Грачева
С.И., Фролова А.А.
224